11. Utrata wartości aktywów niefinansowych

Na dzień 31 grudnia 2020 roku Grupa ujęła odpisy aktualizujące dotyczące niefinansowych aktywów trwałych będące wynikiem testów na utratę wartości aktywów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2020 roku. Wartość odzyskiwalna tej grupy aktywów odpowiada ich wartości użytkowej. Odpisy aktualizujące obciążyły koszt własny sprzedaży.

Na dzień 31 grudnia 2020 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 aktywów netto;
• zmiany w zakresie światowych cen surowców energetycznych, energii elektrycznej oraz cen uprawnień do emisji CO2;
• duża zmienność cen energii na rynku terminowym;
• spadek krajowego zużycia energii elektrycznej z uwagi na wzrost temperatur w okresie zimowym i wpływ pandemii COVID-19;
• działania regulacyjne mające na celu ograniczenie wzrostu cen energii dla klientów końcowych;
• zwiększone ryzyka w zakresie produkcji węgla handlowego;
• skutki wyników dotychczasowych aukcji OZE oraz bardzo dynamicznego rozwoju podsektora prosumentów i mikroinstalacji w związku z uruchomionymi programami wsparcia;
• skutki wprowadzenia zapisów pakietu zimowego, w tym standardu emisyjnego, niekorzystnie wpływającego na możliwość uczestnictwa w rynku mocy jednostek węglowych po 1 lipca 2025 roku;
• zaostrzanie norm emisyjności i utrzymujące się niekorzystne warunki rynkowe z punktu widzenia rentowności energetyki konwencjonalnej;
• spadek stopy wolnej od ryzyka.

Przeprowadzone na dzień 31 grudnia 2020 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 niefinansowych aktywów trwałych zostały przeprowadzone na poziomie poszczególnych spółek, z wyjątkiem:

• TAURON Wytwarzanie S.A. oraz Nowe Jaworzno Grupa TAURON Sp. z o.o. gdzie identyfikacja ośrodków wypracowujących środki pieniężne („CGU”) została rozpoznana na innym poziomie identyfikując w obszarze działalności wytwórczej energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych (węgla kamiennego) spółek Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o. oraz częściowo w obszarze działalności TAURON Wytwarzanie S.A. ośrodek generujący środki pieniężne: CGU Wytwarzanie Węgiel. W ramach pozostałych obszarów działalności spółki TAURON Wytwarzanie S.A. zidentyfikowane zostały ośrodki generujące środki pieniężne: CGU Wytwarzanie Biomasa oraz CGU Wytwarzanie Fotowoltaika. Głównymi przesłankami za ujęciem w ramach CGU Wytwarzanie Węgiel jednostek wytwórczych opalanych węglem było: opublikowanie w roku 2018 przepisów dotyczących nowego mechanizmuRynku Mocy wprowadzającego nowy produkt – obowiązek mocowy; strategia przystąpienia do Rynku Mocy polegająca na podejściu portfelowym, w którym istotna jest maksymalizacja łącznych przychodów z Rynku Mocy, podział mocy na dostawców, określenie poziomu mocy stanowiącej źródła rezerwowe dla pozostałej mocy zakontraktowanej na rynku mocy oraz wysoka zależność wpływów pieniężnych pomiędzy jednostkami wytwórczymi.
• TAURON Ekoenergia Sp. z o.o., TEC 1 Sp. z o.o. Mogilno I Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. Mogilno II Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. Mogilno III Sp. Komandytowa, TEC1 Sp. z o.o. Mogilno IV Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. Mogilno V Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. Mogilno VI Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. EW Śniatowo Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. EW Dobrzyń Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. EW Gołdap Sp. Komandytowa, TEC 1 Sp. z o.o. Ino 1 Sp. Komandytowa, gdzie test został przeprowadzony osobno dla działalności związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej w elektrowniach wodnych w ramach TAURON Ekoenergia Sp. z o.o. – CGU Elektrownie wodne, oraz dla łącznej działalności związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej z farm wiatrowych w ramach TAURON Ekoenergia Sp. z o.o. oraz pozostałych spółek – CGU Farmy wiatrowe. Konsolidacja farm wiatrowych w jedno CGU wynikała w głównej mierze ze specyfiki i charakteru podstawowych umów na serwis oraz zarządzania technicznego poszczególnych parków wiatrowych pozwalającego na optymalizację procesu wytwarzania dążącego do poprawy wskaźników ekonomicznych eksploatowanych farm wiatrowych. Ponadto, z punktu widzenia zarządczej analizy istotne jest pojęcie grupy aktywów produkujących energię w technologii wiatrowej, a nie pojedyncze funkcjonowanie farm wiatrowych. Ma to również znaczenie w celu zintegrowanego zarządzania portfelem wyprodukowanego wolumenu pochodzącego z farm wiatrowych orazsprzedaży energii elektrycznej i praw majątkowych w ramach Grupy TAURON;
• TAURON Nowe Technologie S.A. gdzie wyodrębniono działalność związaną z oświetleniem oraz dostarczaniem rozwiązań związanych z nowoczesnymi technologiami.

Testy zostały przeprowadzone w oparciu o bieżącą wartość szacowanych przepływów pieniężnych z działalności CGU na podstawie szczegółowych prognoz do roku 2030, a także oszacowanej wartości rezydualnej, z wyjątkiem jednostek wytwórczych i wydobywczych, dla których szczegółowe prognozy obejmują cały okres ich funkcjonowania. Założono funkcjonowanie jednostek wydobywczych do 2049 roku. Względem testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2019 roku, obecne projekcje zakładają: skrócenie okresu funkcjonowania ZG Sobieski oraz ZG Janina (pierwotnie 2060 rok, obecnie rok 2049); skrócenie okresu funkcjonowania ZG Brzeszcze (pierwotnie 2059 rok, obecnie 2040 rok).

Założono funkcjonowanie jednostek wytwórczych TAURON Wytwarzanie S.A. do 2035 roku. Względem testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2019 roku, obecne projekcje zakładają: wcześniejsze wycofanie jednego z bloków w Oddziale Jaworzno III o mocy 225 MWe (pierwotnie rok 2029, obecnie rok 2025) i przejęcie produkcji przez dwa bloki w Oddziale Jaworzno III o łącznej mocy 445 MWe; wcześniejsze wycofanie dwóch bloków w Oddziale Jaworzno III o łącznej mocy 445 MWe (pierwotnie rok 2029, obecnie rok 2028); wcześniejsze wycofanie dwóch bloków w Oddziale Jaworzno II o łącznej mocy 140 MWe (pierwotnie rok 2038, obecnie rok 2030); wcześniejsze wycofanie z eksploatacji bloku w Oddziale Łagisza o mocy 460 MWe (pierwotnie rok 2042, obecnie rok 2035). Przyjęto funkcjonowanie jednostki wytwórczej Nowe Jaworzno Grupa TAURON Sp. z o.o. do 2060 roku. Prognoza elektrowni wodnych obejmuje okres do 2066 roku, a farm wiatrowych do 2040 roku.

Wykorzystanie prognoz dłuższych niż 5 – letnie wynika w szczególności z długotrwałych procesów inwestycyjnych w branży energetycznej. Założenia makroekonomiczne i sektorowe przyjmowane do prognoz aktualizowane są tak często, jak występują obserwowane na rynku przesłanki do ich zmiany. Prognozy uwzględniają także znane na dzień przeprowadzenia testu zmiany w otoczeniu prawnym.

W Trybunale Sprawiedliwości Unii Europejskiej procedowane jest zaskarżenie decyzji Komisji Europejskiej w zakresie zgodności ustawy o Rynku Mocy z prawem europejskim. W ocenie Zarządu ryzyko rozstrzygnięcia powodującego brak możliwości funkcjonowania Rynku Mocy w Polsce jest niskie, nawet w przypadku przejściowego zawieszenia Rynku Mocy, w związku z czym uwzględniono wdrożenie mechanizmu Rynku Mocy, zgodnie z przyjętą i notyfikowaną Ustawą o rynku mocy i Regulaminem Rynku Mocy.

Konieczność dokonania odpisu aktywów CGU Wydobycie oraz CGU Wytwarzanie-Węgiel wynikała w szczególności z:

• wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 wynikającego ze zmiany charakteru rynku, reformy systemu EU ETS, jak również polityki klimatycznej Unii Europejskiej silnie ukierunkowanej na przyspieszenie tempa dekarbonizacji w dążeniu do osiągnięcia neutralności klimatycznej Europy będącej realizacją Europejskiego Zielonego Ładu,
• prognozowanego spadku marż rynkowych w perspektywie krótko- i średnioterminowej. Spadek jest skutkiem wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 oraz zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii i nowych, bardziej efektywnych źródeł konwencjonalnych w krajowym miksie energetycznym, co negatywnie wpływa na prognozowane ceny energii
  elektrycznej,
• zmniejszonego prognozowanego zapotrzebowania na węgiel energetyczny będącego skutkiem postępującej dekarbonizacji w Europie i ograniczenia okresu funkcjonowania kopalń węgla kamiennego w związku z dostosowaniem do polityki energetycznej Polski,
• zmian w zakładanych okresach generowania przez te CGU przepływów pieniężnych, co zostało szczegółowo opisane powyżej.

Analiza wrażliwości dla aktywów wydobywczych oraz wytwórczych

Wyniki analizy wrażliwości dla poszczególnych jednostek generujących środki pieniężne wykazały, że najistotniejszy wpływ na wartość użytkową testowanych aktywów mają przede wszystkim: prognozowane ceny energii elektrycznej, ceny uprawnień do emisji CO2, przyjęte stopy dyskontowe oraz ceny węgla kamiennego.

Analiza wrażliwości dla segmentu Dystrybucja

Wartość bilansowa CGU Dystrybucja podlegająca testom wynosiła 19 032 mln złotych. Analizę wrażliwości przeprowadzono dla zmiany stopy dyskonta i zmiany poziomu WACC przyjętego do kalkulacji przychodu regulowanego w latach 2022-2025 oraz w okresie rezydualnym.

Utrata wartości bilansowej wartości firmy

Test przeprowadzono w odniesieniu do aktywów netto powiększonych o wartość firmy w segmencie Dystrybucja oraz w zakresie pozostałej działalności. Podstawę wyceny wartości odzyskiwalnej poszczególnych spółek stanowiła ich wartość użytkowa.

Test został przeprowadzony w oparciu o bieżącą wartość szacowanych przepływów pieniężnych z działalności. Wyliczeń dokonano na podstawie szczegółowych prognoz do roku 2030 oraz oszacowanej wartości rezydualnej, przy czym dla jednostek wydobywczych prognozy obejmują cały okres ich funkcjonowania. Wykorzystanie prognoz dłuższych niż 5 letnie wynika w szczególności z długotrwałych procesów inwestycyjnych w branży energetycznej. Założenia makroekonomiczne i sektorowe przyjmowane do prognoz aktualizowane są tak często, jak występują obserwowane na rynku przesłanki do ich zmiany. Prognozy uwzględniają także znane na dzień przeprowadzenia testu zmiany w otoczeniu prawnym. Poziom średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) przyjętego dla wyliczeń kształtującego się w okresie projekcji dla poszczególnych CGU między 6,1% – 7,38% w ujęciu nominalnym przed opodatkowaniem przy uwzględnieniu stopy wolnej od ryzyka odpowiadającej rentowności 10–letnich obligacji Skarbu Państwa (na poziomie 1,6%) oraz premii za ryzyko działalności właściwej dla branży energetycznej (6,75%). Stopa wzrostu zastosowana do 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 2020 roku spadł w porównaniu do poziomu na dzień 30 czerwca 2020 roku głównie z powodu spadku stopy wolnej od ryzyka.