3.2 Testy wartości firmy przypisanej do segmentu Ciepłownictwo

Testy na utratę wartości zostały przeprowadzone na 30 listopada 2020 roku. Ponieważ wartość firmy przypisana jest do aktywów segmentu Ciepłownictwo, w praktyce test na utratę wartości obejmował weryfikację wartości ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej a następnie porównanie jej z wartością rzeczowych aktywów trwałych segmentu powiększonych o wartość firmy.

Określenie wartości godziwej dla bardzo dużych grup aktywów, dla których nie ma aktywnego rynku i mało jest porównywalnych transakcji, jest w praktyce bardzo trudne. W przypadku całych elektrociepłowni, dla których należy określić wartość na lokalnym rynku, nie istnieją obserwowalne wartości godziwe. W związku z powyższym wartość odzyskiwalna analizowanych aktywów została ustalona w oparciu o oszacowanie ich wartości użytkowej metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych netto na podstawie projekcji finansowych przygotowanych na okres od grudnia 2020 do 2030 roku. Zdaniem Grupy przyjęcie projekcji finansowych dłuższych niż pięcioletnie jest zasadne ze względu na istotny i  długoterminowy wpływ szacowanych zmian w otoczeniu regulacyjnym. Dzięki przyjęciu dłuższych projekcji wartość odzyskiwalna może być oszacowana bardziej rzetelnie. Dla jednostek wytwórczych, których zakładany okres ekonomicznej użyteczności wykracza poza rok 2030 określono wartość rezydualną na pozostały czas eksploatacji. Rynek energetyczny, a w szczególności  rynek ciepłowniczy, jest w Polce rynkiem regulowanym i jako taki podlega wielu przepisom i nie może być swobodnie kształtowany jedynie w oparciu o decyzje biznesowe. Prawo energetyczne w swoich celach ma m.in. podejmowanie skutecznych działań regulacyjnych zmierzających do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Oznacza to że otoczenie regulacyjne zmierza do stabilnego działania dostawców ciepła na danym terenie tak by zaspokoić w perspektywie długoterminowej potrzeby odbiorców. Zgodnie z przepisami ustawy – prawo energetyczne, Prezes URE może nawet w skrajnych przypadkach nakazać przedsiębiorstwu energetycznemu, prowadzenie działalności objętej koncesją (przez okres nie dłuższy niż 2 lata), jeżeli wymaga tego interes społeczny. Jeżeli taka działalność przynosi stratę przedsiębiorstwu energetycznemu należy się pokrycie strat od Skarbu Państwa.

W związku z powyższym Spółka nie zakłada skończonego okresu życia aktywów z uwagi na otoczenie regulacyjne, które ogranicza możliwość zaprzestania działalności. Ponadto w sektorze ciepłowniczym obserwujemy wydłużony okres eksploatacji urządzeń (kotłów, turbozespołów), które to eksploatowane są znacznie dłużej niż wynikałoby to z pierwotnych założeń. Z uwagi na powyższe w testach na utratę wartości założono kontynuowanie działalności (w postaci wartości rezydualnej), przy zachowaniu nakładów na poziomie odtworzeniowym, na obecnym majątku w długiej perspektywie z uwagi m.in na interes społeczny w postaci zapewniana dostaw ciepła. Podejście dotyczące okresu eksploatacji jest zbieżne ze strategią utrzymania majątku w GK PGE.

Poniżej przedstawiono kluczowe założenia wpływające na oszacowanie wartości użytkowej testowanych CGU:

• uznanie za odrębne CGU poszczególnych oddziałów spółki PGE EC S.A. tj. Oddziału nr 1 w Krakowie (Elektrociepłownia Kraków), Oddziału Wybrzeże (Elektrociepłownia Gdańsk, Elektrociepłownia Gdynia), Oddziału w Rzeszowie (Elektrociepłownia Rzeszów), Oddziału w Lublinie (Elektrociepłownia w Lublinie Wrotków), Oddziału w Bydgoszczy (Elektrociepłownia Bydgoszcz I, Elektrociepłownia Bydgoszcz II), Oddziału w Gorzowie Wielkopolskim (Elektrociepłownia w Gorzowie Wielkopolskim), Oddziału w Zgierzu (Elektrociepłownia w Zgierzu), Oddziału w Kielcach (Elektrociepłownia w Kielcach);
• uznanie za jedno CGU trzech zakładów produkcyjnych wchodzących w skład spółki KOGENERACJA tj. Elektrociepłowni Wrocław, Elektrociepłowni Czechnica, Elektrociepłowni Zawidawie;
• dla okresu od 2021 roku założono, iż wytwórcy z GK PGE nie uzyskują przydziałów bezpłatnych uprawnień CO₂ na produkcję energii elektrycznej;
• uwzględnienie przydziału darmowych uprawnień do emisji CO₂ w okresie 2021-2030 dla ciepłownictwa systemowego i wysokosprawnej kogeneracji. Przydział bezpłatnych uprawnień na ciepło od roku 2021 do 2030 reguluje dyrektywa unijna 2018/410 z dnia 14 marca 2018 roku zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE w celu wzmocnienia efektywnych pod względem kosztów redukcji emisji oraz inwestycji niskoemisyjnych i decyzję (UE) 2015/1814. Kolejną regulacją precyzującą przydział bezpłatnych uprawnień do emisji jest rozporządzenie delegowane Komisji (UE) z 9 grudnia 2018 roku w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (tzw. FAR – Free Allocation Rules) (weszło w życie 28 lutego2019 roku – wersja polska z 27 lutego 2019 roku). Dyrektywa znalazła swoje odzwierciedlenie w znowelizowanej ustawie z dnia 4 lipca 2019 roku o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw. Na mocy art. 10a dyrektywy, państwa członkowskie mogą ubiegać się o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji na ciepło w wysokości 30% w okresie od 2021 do 2030, przy czym wartość 30% odnosi się do benchmarku gazowego i dostaw ciepła na potrzeby komunalne;
• przyjęcie założenia dla elektrociepłowni, iż w okresie rezydualnym istnieje wsparcie z rynku mocy lub jego ekwiwalent;
• uwzględnienie systemu wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji przez maksymalny okres 15-tu lat, dla jednostek gazowych dla których okres ustawowy upływa po roku 2030 wsparcie uwzględnione również w wartości rezydualnej;
• utrzymanie zdolności produkcyjnych w wyniku prowadzenia inwestycji o charakterze odtworzeniowym;
• uwzględnienie inwestycji rozwojowych, dla projektów o wysokim poziomie zaawansowaniu, min. ujęcie w zatwierdzonym planie inwestycyjnym Spółki;
• przyjęcie skorygowanego średniego ważonego kosztu kapitału po opodatkowaniu w okresie projekcji na poziomie 7%.

Niektóre istotne założenia regulacyjne przyjęte do testów na utratę wartości znajdują się poza kontrolą Grupy Kapitałowej PGE i ich realizacja w przyszłości jest niepewna. Dotyczy to w szczególności kwestii związanych z kształtem polskiego rynku mocy po 1 lipca 2025 roku czy przydziałem darmowych uprawnień do emisji CO₂. W tych obszarach Grupa bazuje na obecnych założeniach, co do rozwoju regulacji, które są obarczone ryzykiem. Zmiana tych regulacji w przyszłości, w stosunku do obecnych oczekiwań PGE, może mieć wpływ na ocenę wartości odzyskiwalnej majątku wytwórczego segmentu Ciepłownictwo oraz przypisanej wartości firmy.

Tym niemniej zdaniem Grupy przyjęcie takich założeń jest zasadne z uwagi na przewidywane zmiany w otoczeniu regulacyjnym. Założenia, które zostały odzwierciedlone w przepływach finansowych, stanowią – zdaniem Grupy – realny scenariusz sposobu ich funkcjonowania i okresu obowiązywania. Nie można jednak wykluczyć, że ostateczny kształt oraz okres obowiązywania tych rozwiązań może się istotnie różnić od przyjętych.

Na dzień 30 listopada 2020 roku wartość testowanej wartości firmy wynosiła wysokości 189 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu Grupa oszacowała nadwyżkę wartości użytkowej testowanych aktywów nad ich wartością bilansową i stwierdziła brak konieczności ujęcia odpisów aktualizujących.

Zgodnie z MSR 36, Grupa przeprowadziła analizę wrażliwości dla jednostek wytwórczych segmentu Ciepłownictwo.

Poniżej przedstawiono wpływ zmiany kluczowych założeń na wysokość wartość użytkową aktywów na dzień 30 listopada 2020 roku dla segmentu Ciepłownictwo.

Spadek ceny energii elektrycznej o 1% spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o 0,5 mld PLN.

Wzrost WACC o 0,5 punktu procentowego spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o 2,2 mld PLN.