3.2 Opis założeń dla segmentu Ciepłownictwo

Testy na utratę wartości zostały przeprowadzone na 30 listopada 2019 roku w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne poprzez ustalenie ich wartości odzyskiwalnej. 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 2019 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.

Założenia szczegółowe segmentu

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

• Uznanie za odrębne CGU poszczególnych oddziałów spółki PGE Energia Ciepła S.A. tj. Oddziału w Rybniku (Elektrownia Rybnik), 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),  Oddział w Bydgoszczy (Elektrociepłownia Bydgoszcz I, Elektrociepłownia Bydgoszcz II), Oddział w Gorzowie Wielkopolskim (Elektrociepłownia w Gorzowie Wielkopolskim),  Oddziału w Zgierzu (Elektrociepłownia w Zgierzu), Oddziału w  Kielcach (Elektrociepłownia w Kielcach). Elektrownia Rybnik wchodząca w skład PGE Energia Ciepła S.A. testowana jest w  segmencie Energetyka Konwencjonalna.
• Uznanie za jedno CGU trzech zakładów produkcyjnych wchodzących w skład spółki KOGENERACJA tj. Elektrociepłowni Wrocław, Elektrociepłowni Czechnica, Elektrociepłowni Zawidawie.
• Przyjęcie ilości otrzymanych nieodpłatnie uprawnień do emisji CO₂ dla potrzeb produkcji energii elektrycznej na lata 2019 – 2020 dla poszczególnych CGU zgodnie z wnioskiem Polski o przejściowy przydział bezpłatnych uprawnień do emisji na modernizację wytwarzania energii elektrycznej na podstawie art. 10c ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady Europy (tzw. wnioskiem derogacyjnym), który spełnia wymogi Decyzji Komisji Europejskiej z 13 lipca 2012 roku. W zakresie produkcji ciepła uwzględniono darmowe uprawnienia zgodnie z wykazem wielkości przydziałów uprawnień do emisji CO₂ na ciepło na lata 2013 – 2020 opublikowanym przez Ministerstwo Środowiska.
• Uwzględnienie przydziału darmowych uprawnień do emisji CO₂ w okresie 2021-2030 tylko dla ciepłownictwa systemowego i wysokosprawnej kogeneracji, bazując na poziomie roku 2020 z założeniem rocznej redukcji.
• Przyjęcie założenia dla elektrociepłowni, iż w okresie rezydualnym istnieje wsparcie z rynku mocy lub jego ekwiwalent,  tylko dla jednostek spełniających kryterium emisyjności 550 g CO₂/kWh wyprodukowanej energii elektrycznej.
• 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. przetarg w trakcie realizacji.
• 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 po 2020 roku. 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.

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.

Testy na utratę wartości segmentu Ciepłownictwo zostały przeprowadzone dla aktywów wytwórczych będących własnością spółki PGE EC S.A. i jej spółek zależnych z wyłączeniem Elektrowni Rybnik prezentowanej w segmencie Energetyka Konwencjonalna. W wyniku realizacji transakcji nabycia aktywów EDF, która miała miejsce w 2017 roku powstała wartość firmy, która została alokowana do nabytych aktywów ciepłowniczych.

Na dzień 30 listopada 2019 roku wartość testowanych rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych spółki PGE EC S.A. wyniosła 5.959 mln PLN. W wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości aktywów Grupa oszacowała nadwyżkę wartości użytkowej testowanych aktywów nad wartością bilansową, w związku z czym stwierdziła brak konieczności ujęcia bądź rozwiązania odpisów aktualizujących wartość tych aktywów. Grupa stwierdziła również brak konieczności odwrócenia odpisów aktualizujących ujętych w poprzednich okresach sprawozdawczych w odniesieniu do wybranych CGU.

Analiza wrażliwości

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 2019 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 spowodowałby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o 1,6 mld PLN.

Brak wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji spowodowałoby zmniejszenie wartości użytkowej aktywów o 2,3 mld PLN.