11.1. Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych

W roku zakończonym dnia 31 grudnia 2017 roku Grupa ujęła odpisy aktualizujące oraz rozwiązała wcześniej utworzone odpisy dotyczące rzeczowych aktywów trwałych będące wynikiem testów na utratę wartości aktywów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2017 roku oraz 30 czerwca 2017 roku.

Wartość odzyskiwalna tej grupy aktywów odpowiada ich wartości użytkowej. Odpisy aktualizujące obciążyły koszt własny sprzedaży.

Odpis aktualizujący i jego odwrócenie ujęty w wyniku testów przeprowadzonych w roku zakończonym dnia 31 grudnia 2017 roku dotyczy następujących jednostek generujących przepływy pieniężne:

Na dzień 31 grudnia 2017 roku przeprowadzono testy na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych, uwzględniając następujące przesłanki:

• długotrwałe utrzymywanie się wartości rynkowej aktywów netto Spółki na poziomie poniżej wartości bilansowej;
• zmiany w zakresie cen surowców na rynkach światowych i zmiana sytuacji na krajowym rynku węgla energetycznego po konsolidacji sektora wydobywczego;
• zmiany ustawy o odnawialnych źródłach energii i publikacja obowiązków OZE na lata 2018 i 2019, które wpłynęły na ceny świadectw pochodzenia dla energii wytworzonej w źródłach odnawialnych;
• uchwalenie ustawy o rynku mocy i procedowanie rozwiązań funkcjonalnych opisanych w projekcie regulaminu rynku mocy;
• utrzymujące się niekorzystne warunki rynkowe z punktu widzenia rentowności energetyki konwencjonalnej;
• wzrost stopy wolnej od ryzyka.

Przeprowadzone na dzień 31 grudnia 2017 roku oraz na dzień 30 czerwca 2017 roku testy wymagały oszacowania wartości użytkowej jednostek generujących przepływy pieniężne, w oparciu o ich przyszłe przepływy pieniężne, które następnie przy zastosowaniu stopy dyskontowej zostały skorygowane do wartości bieżącej.

Testy na utratę wartości rzeczowych i niematerialnych składników aktywów trwałych zostały przeprowadzone na poziomie poszczególnych spółek, z wyjątkiem:

• TAURON Wytwarzanie S.A., gdzie identyfikacja ośrodków wypracowujących środki pieniężne („CGU”) dokonana została w oparciu o charakterystykę kosztową oraz analizę aktualnego sposobu kontraktowania i alokowania produkcji z poszczególnych jednostek wytwórczych. W efekcie tych działań test przeprowadzono dla CGU rozumianych jako jednostka lub grupa jednostek wytwórczych;
• TAURON Ekoenergia Sp. z o.o., gdzie test na dzień 30 czerwca 2017 roku przeprowadzono dla działalności związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej w elektrowniach wodnych oraz odrębnie dla poszczególnych farm wiatrowych. Test na dzień 31 grudnia 2017 roku został przeprowadzony dla działalności związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej w elektrowniach wodnych oraz jednym wspólnym, scalonym CGU dla farm wiatrowych. Ujęcie wspólnego CGU dla farm wiatrowych związane jest ze zmianą regulacji w zakresie utraty sprzedawcy zobowiązanego dla farm wiatrowych z dniem 1 stycznia 2018 roku, jak również ze zmianą podejścia do kontraktowania energii produkowanej z farm wiatrowych, w tym do łącznego rozliczania na rynku bilansującym. W związku z powyższym w obszarze produkcji energii ze źródeł wiatrowych nastąpiła zmiana w zakresie funkcjonowania, eksploatacji i zarządzania tymi aktywami;
• TAURON Ciepło Sp. z o.o., gdzie oddzielono działalność związaną z wytwarzaniem ciepła i energii elektrycznej od działalności związanej z przesyłem i dystrybucją ciepła. Dodatkowo na działalności „wytwarzanie” przeprowadzono również testy dla poszczególnych zakładów wytwarzania.

Kluczowe założenia przyjęte w testach na dzień 31 grudnia 2017 roku:

• Przyjęto ścieżkę ceny węgla energetycznego, pozostałych sortymentów węgla oraz paliw gazowych. W latach 2018-2020 przyjęto utrzymanie się cen węgla energetycznego na zbliżonym poziomie do uzyskanego w bieżących kontraktach. Następnie w latach 2021-2040 przyjęto realny spadek o 8%, a po roku 2040 utrzymano poziom cen z tego roku (w cenach stałych);
• Przyjęto ścieżkę hurtowych cen energii elektrycznej na lata 2018-2027 z perspektywą do roku 2040, uwzględniającą m.in. wpływ bilansu podaży i popytu energii elektrycznej na rynku, kosztów paliwa oraz kosztów zakupu uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Do 2020 roku założono wzrost o 3% w porównaniu do roku 2017, do 2027 roku przyjęto wzrost cen o 13% w relacji do roku 2020, w latach 2027-2040 przyjęto wzrost o 10%, a po roku 2040 utrzymano poziom cen z tego roku (w cenach stałych);
• Założono utrzymanie mechanizmu operacyjnej rezerwy mocy do końca roku 2020, a więc do momentu wdrożenia rynku mocy;
• Uwzględniono procedowane zmiany modelu rynku polskiego w kierunku wdrożenia mechanizmu rynku mocy, zgodnie z przyjętą i notyfikowaną Ustawą o rynku mocy i projektem regulaminu rynku mocy. Założono uruchomienie płatności za moc od roku 2021 i utrzymanie jej do roku 2035. Aukcje odbywać się będą w formie rozwiązania jednokoszykowego z podziałem długości kontraktów mocowych w zależności od stopnia nakładów inwestycyjnych – podział jednostek na nowe, modernizowane i istniejące. Średnioroczny budżet rynku mocy w okresie funkcjonowania mechanizmu założono na poziomie około 4 000 mln zł;
• Przyjęto limity emisji gazów cieplarnianych dla produkcji ciepła zgodne z rozporządzeniem Rady Ministrów, które skorygowano o poziom działalności, tj. produkcji ciepła;
• Przyjęto ścieżkę ceny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w latach 2018-2027 z perspektywą do roku 2040. Do 2027 roku założono wzrost ceny rynkowej o około 173% w porównaniu do roku 2017, w latach 2027-2040 wzrost o około 22%, a po roku 2040 utrzymano poziom cen z tego roku (w cenach stałych);
• Uwzględniono wolumeny produkcji energii zielonej, czerwonej i żółtej wynikające ze zdolności wytwórczych wraz ze ścieżką cenową dla poszczególnych świadectw pochodzenia;
• Dla energii zielonej uwzględniono ograniczone okresy wsparcia, zgodnie z założeniami zapisów ustawy o odnawialnych źródłach energii określającej nowe mechanizmy przyznawania wsparcia dla energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnych źródłach. Okres wsparcia został ograniczony do 15 lat liczonych od momentu wprowadzenia do sieci dystrybucyjnej po raz pierwszy energii elektrycznej, za którą przysługiwało świadectwo pochodzenia;
• Przyjęto wsparcie dla kogeneracji zgodnie z obecnie obowiązującymi uregulowaniami. Założono istnienie praw majątkowych i obowiązku ich umorzenia dla energii czerwonej, żółtej i fioletowej do roku 2018. Po tym roku nie ujęto wsparcia dla produkcji energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu;
• Założono przychód regulowany przedsiębiorstw dystrybucyjnych zapewniający pokrycie uzasadnionych kosztów oraz osiągnięcie zwrotu z zaangażowanego kapitału na uzasadnionym poziomie. Poziom zwrotu uzależniony jest od Wartości Regulacyjnej Aktywów;
• Przyjęto ścieżkę cen detalicznych energii elektrycznej na podstawie hurtowej ceny energii czarnej przy uwzględnieniu kosztu akcyzy, kosztu obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia oraz odpowiedniego poziomu marży;
• Przyjęto wolumeny sprzedaży uwzględniające wzrost PKB oraz rosnącą konkurencję na rynku;
• Założono przychód taryfowy przedsiębiorstw ciepłowniczych zapewniający pokrycie uzasadnionych kosztów oraz osiągnięcie zwrotu z zaangażowanego kapitału na uzasadnionym poziomie;
• Uwzględniono utrzymanie zdolności produkcyjnych istniejących aktywów trwałych w wyniku prowadzenia inwestycji o charakterze odtworzeniowym;
• Przyjęto poziom średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) przyjętego dla wyliczeń kształtujący się w okresie projekcji między 7,05% – 10,20% w ujęciu nominalnym przed opodatkowaniem, przy uwzględnieniu stopy wolnej od ryzyka odpowiadającej rentowności 10- letnich obligacji Skarbu Państwa ( na poziomie 3,85%) oraz premii za ryzyko działalności właściwej dla branży energetycznej (6%). Stopa wzrostu zastosowana dla ekstrapolacji prognoz przepływów pieniężnych wykraczających poza szczegółowy okres objęty planowaniem została przyjęta na poziomie 2,5% i odpowiada zakładanej długoterminowej stopie inflacji. Poziom WACC na dzień 31 grudnia 2017 roku wzrósł w porównaniu do poziomu na dzień 31 grudnia 2016 roku głównie z powodu wzrostu stopy wolnej od ryzyka oraz wzrostu kosztów długu.

Wyniki analizy wrażliwości dla poszczególnych jednostek generujących środki pieniężne wykazały, że najistotniejszy wpływ na wartość użytkową testowanych aktywów mają przede wszystkim kwestia uwzględnienia rynku mocy przy braku zmiany pozostałych warunków rynkowych, a w dalszej kolejności zmiany cen energii elektrycznej oraz zmiana cen węgla kamiennego. W mniejszym stopniu na wycenę wpływają zmiany cen uprawnień do emisji gazów cieplarnianych oraz zmiany średnioważonego kosztu kapitału. Poniżej zaprezentowano szacowane zmiany odpisu aktualizującego wartość aktywów segmentu Wytwarzanie po ujęciu także wpływu jego odwrócenia na dzień 31 grudnia 2017 roku w efekcie zmian najistotniejszych założeń.

W przypadku braku uwzględnienia w założeniach dotyczących oszacowania wartości użytkowej rzeczowych aktywów trwałych mechanizmu rynku mocy przy braku zmiany pozostałych warunków rynkowych oraz wewnętrznej strategii handlowej, kwota dodatkowego odpisu netto który obciążyłby wynik Grupy wyniosłaby 3 961 miliona złotych.