14. Utrata wartości aktywów niefinansowych
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Wartość firmy podlega corocznemu testowi sprawdzającemu, czy nastąpiła utrata wartości oraz każdorazowo, gdy występują przesłanki. Pozostałe niefinansowe aktywa trwałe podlegają testowi na utratę wartości, gdy istnieją przesłanki wskazujące na to, że mogła nastąpić utrata wartości.
W ramach testu na utratę wartości Grupa dokonuje oszacowania wartości odzyskiwalnej danego składnika aktywów lub ośrodka wypracowującego środki pieniężne („CGU”), do którego dany składnik aktywów należy. W celu przeprowadzenia testu na utratę wartości, wartość firmy powstała w wyniku połączenia lub nabycia jednostek zostaje w chwili rozpoznania przypisana do poszczególnych ośrodków lub zespołów ośrodków wypracowujących środki pieniężne. Informacje dotyczące określenia CGU, do którego alokowana zostaje wartość firmy zawiera nota 26.
Wartość odzyskiwalna składnika aktywów lub CGU odpowiada wyższej z dwóch: wartości godziwej pomniejszonej o koszty sprzedaży lub wartości użytkowej. Jeśli wartość bilansowa składnika aktywów/CGU jest wyższa niż jego wartość odzyskiwalna, ma miejsce utrata wartości i dokonuje się wówczas odpisu do ustalonej wartości odzyskiwalnej.
Odpis z tytułu utraty wartości w pierwszej kolejności przypisuje się do wartości firmy, pozostałą kwotę odpisu alokuje się do poszczególnych aktywów wchodzących w skład CGU do udziału wartości bilansowej poszczególnych aktywów w wartości bilansowej CGU, przy czym w wyniku alokacji odpisu wartość bilansowa składnika aktywów nie może być niższa od najwyższej z trzech kwot: wartości godziwej pomniejszonej o koszty zbycia, wartości użytkowej i zera.
W przypadku kiedy przesłanki, z uwagi na które w okresach poprzednich został ujęty odpis z tytułu utraty wartości, już nie występują, odpis ten zostaje odwrócony bądź zmniejszony. Odpis z tytułu utraty wartości dotyczący wartości firmy nie podlega odwróceniu.
PROFESJONALNY OSĄD I SZACUNKI
Grupa ocenia na każdy dzień bilansowy, czy nastąpiły obiektywne przesłanki mogące wskazywać na utratę wartości danego składnika niefinansowych aktywów trwałych. W ramach analizy wystąpienia przesłanek analizowane są zarówno czynniki zewnętrzne, jak i wewnętrzne.
W trakcie przeprowadzania testu na utratę wartości Grupa dokonuje oszacowania wartości odzyskiwalnej.
Oszacowanie wartości użytkowej jednostek generujących przepływy pieniężne odbywa się w oparciu o ich przyszłe przepływy pieniężne, które następnie przy zastosowaniu stopy dyskontowej koryguje się do wartości bieżącej. W ramach kalkulacji wartości użytkowej przyjmuje się szereg założeń, o czym szerzej poniżej.
Kluczowe założenia przyjęte w testach na dzień 31 grudnia 2022 roku:
W roku zakończonym dnia 31 grudnia 2022 roku Grupa ujęła w ramach wyniku na działalności kontynuowanej odpisy aktualizujące dotyczące niefinansowych aktywów trwałych będące wynikiem testów na utratę wartości aktywów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku.
Wartość odzyskiwalna tej grupy aktywów odpowiada ich wartości użytkowej. Odpisy aktualizujące obciążyły w głównej mierze koszt własny sprzedaży.
Odpis aktualizujący ujęty w wyniku testów przeprowadzonych w roku zakończonym dnia 31 grudnia 2022 roku dotyczy następujących jednostek generujących przepływy pieniężne:
| CGU | Spółka | Poziom stopy dyskontowej (po opodatkowaniu) przyjęty w testach na dzień: |
Wartość odzyskiwalna | Kwota ujętego odpisu | |
|---|---|---|---|---|---|
| 31 grudnia 2022 | 31 grudnia 2021 | Stan na 31 grudnia 2022 |
Rok zakończony 31 grudnia 2022 |
||
| CGU Wytwarzanie-Węgiel | TAURON Wytwarzanie S.A. | 12,24% | 8,96% | 5 762 | − |
| CGU Wytwarzanie-Biomasa | (161) | (35) | |||
| CGU ZW Katowice | TAURON Ciepło Sp. z o.o. | 12,24% | 8,96% | 645 | − |
| CGU ZW Bielsko-Biała | 210 | − | |||
| CGU ZW Tychy | 382 | − | |||
| CGU ZW Obszar Ciepłowni Lokalnych | (3) | (16) | |||
| CGU Przesył | 8,60% | 6,89% | 869 | − | |
| CGU ECI Wytwarzanie | Energetyka Cieszyńska Sp. z o.o. |
12,24% | n.d. | (12) | (24) |
| CGU ECI Przesył | 8,60% | n.d. | 27 | − | |
| Razem | (75) | ||||
Konieczność dokonania odpisu aktywów CGU Wytwarzanie-Biomasa wynika z braku możliwości uzyskania dodatnich przepływów pieniężnych w długim okresie czasu. Wzrost cen biomasy na skutek ograniczenia podaży paliw kopalnych na rynku, spowodował spadek marży rynkowej w perspektywie średnio- i długoterminowej.
Natomiast odpis aktywów CGU ZW Obszar Ciepłowni Lokalnych, CGU ECI Wytwarzanie oraz wartości firmy Energetyka Cieszyńska Sp. z o.o. wynika z niższego zwrotu z kapitału w taryfie dla ciepła kalkulowanych metodą kosztów uzasadnionych zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło w odniesieniu do kosztu kapitału przyjmowanego w stopie dyskontowej.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku przeprowadzono testy na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości firmy, uwzględniając następujące przesłanki:
- długotrwałe utrzymywanie się kapitalizacji Grupy na poziomie poniżej wartości bilansowej aktywów netto;
- istotny wzrost cen w zakresie światowych surowców energetycznych, energii elektrycznej oraz cen uprawnień do emisji CO2, wynikający z kryzysu energetycznego spowodowanego między innymi wybuchem wojny w Ukrainie;
- wzrosty cen paliw węglowych wynikające z krótkoterminowej nadwyżki popytu nad podażą w związku z wprowadzeniem embarga na przewóz oraz transport węgla i koksu pochodzącego z Rosji i Białorusi;
- duża zmienność cen energii na rynku terminowym (wraz z niską płynnością) i utrzymujące się wysokie ceny na rynku bieżącym;
- wprowadzenie od dnia 28 października 2022 roku mechanizmu ograniczania ofert na rynku bilansującym energii elektrycznej zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 27 września 2022 roku zmieniającym rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego;
- publikacja pakietu „REPowerEU” mającego przyśpieszyć uniezależnienie się Europy od rosyjskich paliw kopalnych przed 2030 rokiem, czasowo ograniczyć zużycie energii oraz zdywersyfikować źródła dostaw surowców;
- prace nad reformą rynku EU ETS, mające na celu dostosowanie Systemu do nowych, wyższych celów redukcji emisji CO2;
- dynamiczny rozwój OZE, w szczególności podsektora prosumentów i mikroinstalacji fotowoltaicznych;
- presję cenową oraz płacową wynikającą ze wzrostu poziomu inflacji;
- wzrost stopy wolnej od ryzyka o 4,12% w stosunku do testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2021 roku.
Przeprowadzone na dzień 31 grudnia 2022 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.
W ramach segmentu Wytwarzanie Grupa zidentyfikowała następujące ośrodki wypracowujące środki pieniężne („CGU”):
- TAURON Wytwarzanie S.A. gdzie wyodrębniono działalność wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych (węgla kamiennego) jako ośrodek generujący środki pieniężne: CGU Wytwarzanie-Węgiel. W ramach pozostałych obszarów działalności spółki TAURON Wytwarzanie S.A. zidentyfikowany został ośrodek generujący środki pieniężne: CGU Wytwarzanie-Biomasa. Głównymi przesłankami za ujęciem w ramach CGU Wytwarzanie-Węgiel jednostek wytwórczych opalanych węglem było: opublikowanie w roku 2018 przepisów dotyczących nowego mechanizmu Rynku 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 Ciepło Sp. z o.o., gdzie wyodrębniono działalność związaną z przesyłem i dystrybucją ciepła CGU Przesył. Dodatkowo w ramach działalności wytwarzania ciepła i energii elektrycznej testy zostały przeprowadzone dla poszczególnych zakładów wytwarzania: CGU ZW Katowice, CGU ZW Tychy, CGU ZW Bielsko-Biała EC1, CGU ZW Bielsko-Biała EC2, CGU ZW Obszar Ciepłowni Lokalnych;
- Energetyka Cieszyńska Sp. z o.o. w ramach prowadzonej działalności wytwarzania oraz przesyłu ciepła, wyodrębniono dwa CGU: CGU ECI Wytwarzanie oraz CGU ECI Przesył.
Testy na utratę wartości dla wskazanych powyżej CGU zostały przeprowadzone na bazie szacowanych przepływów pieniężnych obejmujących cały okres ich funkcjonowania, za wyjątkiem CGU Przesył oraz CGU ECI Przesył, dla których testy zostały przeprowadzone w oparciu o bieżącą wartość szacowanych przepływów pieniężnych z działalności CGU na podstawie szczegółowych prognoz do roku 2032, a także oszacowanej wartości rezydualnej.
Założenia dotyczące okresu funkcjonowania jednostek wytwórczych przyjęte do testów na utratę wartości przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku, w tym w szczególności:
- założono funkcjonowanie jednostek wytwórczych w ramach CGU Wytwarzanie – Węgiel nie dłużej niż do 2060 roku, w tym: czterech bloków w Oddziale Jaworzno III do roku 2025, bloków w Oddziale Łaziska i Siersza do roku 2025, bloku biomasowego w Oddziale Jaworzno II do roku 2027, dwóch bloków w Oddziale Jaworzno III do roku 2028, dwóch bloków w Oddziale Jaworzno II do roku 2030, bloku w Oddziale Łagisza do roku 2035, bloku w Oddziale Nowe Jaworzno do 2060 roku;
- założono funkcjonowanie jednostek wytwórczych TAURON Ciepło Sp. z o.o. oraz Energetyka Cieszyńska Sp. z o.o. do 2049 roku.
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.
| Kategoria | Opis |
|---|---|
| Węgiel | Prognozowana cena węgla kamiennego dla 2023 roku została podniesiona w stosunku do wykonania za 2022 roku o 111%. Wynika to z obserwowanych tendencji wzrostowych w zakresie krajowego kosztu wydobycia oraz bieżącej sytuacji na światowych rynkach węgla, w szczególności na europejskim rynku w portach ARA.
Przyjęto założenie, iż w ujęciu długoterminowym ceny węgla mają spaść wskutek przyspieszania realizacji polityki dekarbonizacyjnej forsowanej przez Unię Europejską, mającej na celu doprowadzenie do neutralności klimatycznej Europy w perspektywie 2050 roku. Po 2026 roku ceny węgla w Polsce przyjmują stałą wartość, w związku ze spadającym popytam oraz podażą węgla, co spowodowane będzie zmniejszającą się generacją energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych oraz koniecznością uwzględniania w krajowych ścieżkach cen węgla kamiennego trendów światowych (założono wygaszanie kopalń węgla kamiennego zgodnie z umową społeczną określającą terminy zamykania kopalń). |
| Energia elektryczna | W trakcie kalkulacji ścieżek cenowych przeanalizowano różne scenariusze w zakresie predykcji cen commodities oraz bilansu mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym („KSE”). Przyjęta prognoza hurtowych cen energii elektrycznej na lata 2023-2040 została zaktualizowana i dostosowana w pierwszych trzech latach (2023-2025) do poziomów występujących na rynku z uwzględnieniem poziomu kontraktacji. W 2023 roku założono istotny wzrost cen energii o około 62,2% w stosunku do 2022 roku, co wynika m.in. istotnego wzrostu cen węgla kamiennego i gazu oraz struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. W 2024 roku w stosunku do 2023 roku cena spada o około 9,4%. Na kształt prognozy hurtowych cen energii elektrycznej wpływa obecna oraz przewidywana sytuacja bilansowa w KSE, prognozy cen paliw oraz kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2. Nie założono istotnego wpływu na zapotrzebowanie na energię elektryczną ze względu na ocieplenie klimatu i przyjęto średni wzrost zapotrzebowania uwzględniający prognozowane wskaźniki rozwoju gospodarczego. Obserwowana zmiana struktury wytwarzania energii elektrycznej i wzrost udziału odnawialnych źródeł energii obniża poziom cen energii elektrycznej oraz marż uzyskiwanych przy sprzedaży energii elektrycznej ze źródeł opalanych węglem kamiennym – efekt ten jest częściowo kompensowany poprzez założenie wpływu mechanizmu Scarcity Pricing po 2025 roku na hurtowe ceny energii elektrycznej. Prognozowana, trudna sytuacja bilansowa w Europie jest spowodowana postępującymi wyłączeniami źródeł konwencjonalnych.
Przyjęto ścieżkę cen detalicznych energii elektrycznej na podstawie hurtowej ceny energii czarnej przy uwzględnieniu kosztu akcyzy, kosztu obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia oraz spodziewanego poziomu marży wynikających z historycznych wartości. Przyjęto regulacje dotyczące cen energii elektrycznej w oparciu o Ustawę z dnia 27 października 2022 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku oraz Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 8 listopada 2022 roku w sprawie sposobu obliczania limitu ceny. Regulacje wpłynęły negatywnie na szacunki przepływów pieniężnych w 2023 roku dla segmentu Wytwarzanie oraz segmentu Odnawialne źródła energii. W przypadku segmentu Sprzedaż powyższe regulacje miały neutralny wpływ z powodu założonych rekompensat. |
| CO2 | Przyjęto limity emisji CO2 dla produkcji ciepła zgodne z rozporządzeniem Rady Ministrów, które skorygowano o poziom działalności, tj. produkcji ciepła.
Przyjęto wzrostową ścieżkę ceny uprawnień do emisji CO2 w całym horyzoncie prognostycznym. W kontraktacji na 2023 rok założono cenę uprawnień do emisji CO2 wyższą o 29,9% w stosunku do średniej ceny w kontraktacji na 2022 rok. W 2024 roku w stosunku do 2023 roku cena uprawnień do emisji CO2 jest wyższa o 4,1%. Jest to efekt połączonego wpływu niepewnej sytuacji gospodarczej oraz dodatkowej podaży uprawnień na rynku, pochodzącej ze sprzedaży dodatkowych uprawnień w celu finansowania pakietu REPowerEU. Do 2030 roku założono wzrost cen do poziomu około 105 EUR/Mg w cenach stałych (około 120 EUR/Mg w cenach bieżących) z uwagi na założenie wzrostu współczynnika redukcji liniowej (LRF) do zaproponowanego przez Komisję Europejską poziomu 4,2% (z obowiązujących 2,2%). W latach 2031-2040 założono dalszy wzrost cen uprawnień do emisji CO2 w stosunku do 2030 roku, co wynika z założenia wzrostu tempa dekarbonizacji gospodarki i dążenia do osiągnięcia neutralności klimatycznej Europy w 2050 roku. Prognozowana dla 2040 roku cena CO2 wynosi około 100 EUR/Mg (około 140 EUR/Mg w cenach bieżących). |
| Świadectwa pochodzenia energii | Przyjęto ścieżkę cenową dla świadectw pochodzenia oraz obowiązki umorzenia w kolejnych latach na bazie zapisów ustawy o OZE oraz prognozy bilansu systemu. |
| Rynek Mocy | Założono utrzymanie płatności za moc do roku 2025 dla istniejących jednostek węglowych niespełniających kryterium EPS 550 (dla których jednostkowa emisyjność przekracza 550kg/MWh). Dla jednostek, które zawarły kontrakty wieloletnie do dnia 31 grudnia 2019 roku, a nie spełniają kryterium EPS 550 założono utrzymanie płatności do końca obowiązywania kontraktu. |
| OZE | W zakresie Obszaru OZE uwzględniono istniejące systemy wsparcia (system świadectw pochodzenia, system aukcyjny, system taryf gwarantowanych FIT/FIP, system gwarancji pochodzenia), z których najistotniejsze znaczenie ma system świadectw pochodzenia. W ramach tego systemu, dla energii zielonej uwzględniono ograniczone okresy wsparcia, zgodnie z założeniami zapisów ustawy o OZE określającej nowe mechanizmy przyznawania wsparcia dla energii elektrycznej wytworzonej w tego typu źródłach Okres wsparcia został ograniczony do 15 lat liczonych od momentu wprowadzenia do sieci po raz pierwszy energii elektrycznej, za którą przysługiwało świadectwo pochodzenia. |
| Gaz ziemny | Prognozowana cena gazu ziemnego dla 2023 roku została podniesiona w stosunku do wykonania 2022 roku o 81,1%. Główną przyczyną prognozowanego wzrostu jest prawdopodobne pojawienie się niestabilnej sytuacji po stronie podażowej w okresie napełniania magazynów gazowych w Europie, spowodowane znaczącym spadkiem wolumenów gazu ziemnego dostarczanego z Rosji. Prognoza uwzględnia również ryzyko wzrostu zapotrzebowania na gaz ziemny w krajach azjatyckich, a w konsekwencji cen LNG, które mają istotny wpływ na wycenę kontraktów terminowych w zachodnioeuropejskich hubach gazowych. Dodatkowo, narastająca niepewność powiązana ze zwiększającym się ryzykiem pogodowym oraz znaczący wzrost cen pozostałych produktów powiązanych (ropy naftowej, węgla kamiennego oraz uprawnień do emisji CO2) stanowią element niepewności związany z cenami gazu. Podane czynniki mają już swoje odzwierciedlenie w cenach kontraktów terminowych notowanych na lata 2023-2024. W dalszych latach założono stopniowe ustrukturyzowanie się nowych kierunków dostaw gazu dla światowych hub’ów gazowych, powodujące sukcesywne obniżanie się cen tego surowca w Europie. |
| WACC | Przyjęto poziom średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) kształtujący się w okresie projekcji dla poszczególnych CGU między 6,67%-12,24% w ujęciu nominalnym po opodatkowaniu przy uwzględnieniu stopy wolnej od ryzyka odpowiadającej rentowności 10-letnich obligacji Skarbu Państwa (na poziomie 5,9%) 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 2022 roku w porównaniu do poziomu na dzień 31 grudnia 2021 roku wzrósł w poszczególnych segmentach przede wszystkim z powodu wzrostu stopy wolnej od ryzyka oraz kosztu długu. |
| Wynagrodzenia | Założono wzrost wynagrodzeń w oparciu o podpisane porozumienia płacowe ze stroną społeczną oraz wzrost płacy minimalnej z efektem na kolejne lata prognozy finansowej. |
| Przychód regulowany | 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. W latach 2023-2032 założono średni wzrost dostaw energii elektrycznej o 1% r/r. WACC przyjęty do kalkulacji przychodu regulowanego w roku 2023 wynosi 8,478% (brutto), w okresie 2024-2032 oraz w okresie rezydualnym 7,478% (brutto). 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. |
| Blok 910 MW | W testach CGU przyjęto najbardziej prawdopodobny scenariusz pracy bloku 910 MW w Oddziale Nowe Jaworzno. W 2023 roku przyjęto pracę bloku z niższą mocą netto na poziomie 650 MW, co wynika z trwających testów PSE. Założono osiągnięcie pełnej dyspozycyjności i wartości optymalnych parametrów od roku 2024. |
| Nowe Jaworzno | Docelowo założono moc netto na poziomie 820 MW. Planowany poziom produkcji zakłada awaryjność bloku na poziomie 6%, co jest standardem dla tej klasy jednostek wytwórczych. Uwzględniony odkup energii elektrycznej z jednej strony dotyczy okresów postojów awaryjnych bloku, z drugiej strony wynika z przyjętych okresów postojów planowanych w związku z pracami remontowymi. Plany obejmują również wolumen redukcji, związany z niższym zapotrzebowaniem na energię elektryczną PSE w godzinach off peak.
Dla bloku 910 MW przewidziano remonty komponentowe obejmujące remonty średnie i kapitalne, które zostały zaplanowane naprzemiennie w cyklach dwuletnich. Celem realizacji remontów komponentowych jest zapewnienie bezpiecznej i zgodnej z zakładanymi wskaźnikami techniczno-ekonomicznymi eksploatacji. Dodatkowo zaplanowano szereg zadań modernizacyjnych mających na celu poprawę aktualnych wskaźników dyspozycyjności przy planowanym czasie eksploatacji bloku. W ramach bieżącego utrzymania majątku bloku 910 MW, Grupa posiada umowy serwisowe, których zakres obejmuje kluczowe układy technologiczne jednostki wytwórczej, a środki na realizację tych prac zostały zabezpieczone w ramach kosztów remontów. |
| Zmiana kapitału obrotowego CGU Wytwarzanie-Węgiel | Prognozowany kapitał obrotowy w CGU Wytwarzanie-Węgiel jest pochodną zakładanego poziomu produkcji, przyjętych założeń cenowych oraz rozkładów płatności przychodów i kosztów. Istotną składową kapitału pracującego są aktywa oraz pasywa związane z obowiązkiem rozliczenia emisji CO2.
W pierwszych latach planu uwzględniono skutki zawartych kontraktów na dostawy CO2 w zakresie wolumenu, ceny oraz terminu płatności. Dla kolejnych lat nie objętych kontraktacją zastosowano założenia zgodne ze strategią dotyczącą zakupów CO2, według której rozliczenie i zakup uprawnień do emisji CO2 następuje w kolejnym roku po roku emisji. Skutkuje to brakiem rozpoznanego aktywa w zakresie uprawnień do emisji CO2 na koniec poszczególnych lat począwszy od roku 2026, co wpłynęło na spadek poziomu prognozowanego kapitału obrotowego w kolejnych latach. W testach CGU Wytwarzanie-Węgiel założono jednocześnie rozliczenie zaliczek na poczet dostaw CO2 w latach 2023-2025. |
| Wolumen sprzedaży i zdolności produkcyjne | Przyjęto wolumen sprzedaży do klientów końcowych uwzględniający wzrost PKB, sytuację konkurencyjną na rynku, istotny wzrost kosztów finansowych (koszty kredytu kupieckiego), którym są obciążone spółki sprzedażowe. Spowodowało to spadek wolumenu w 2023 roku. Od roku 2024 planuje się stopniowe odzyskiwanie utraconego wolumenu.
Uwzględniono okresy ekonomicznej użyteczności aktywów trwałych oraz utrzymanie zdolności produkcyjnej w wyniku prowadzenia inwestycji o charakterze odtworzeniowym. |
Poza rzeczowym majątkiem trwałym testowane CGU obejmowały również aktywa niematerialne oraz prawa do użytkowania aktywów.
Analiza wrażliwości
Analiza wrażliwości na dzień 31 grudnia 2022 roku na zmiany najistotniejszych założeń zaprezentowana została w odniesieniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne, w stosunku do których na dzień 31 grudnia 2022 roku ujęte zostały odpisy aktualizujące tj. CGU Wytwarzanie-Biomasa, CGU ZW Obszar Ciepłowni Lokalnych oraz CGU Energetyka Cieszyńska-Wytwarzanie. Negatywny kierunek zmian przyjętych założeń do analizy wrażliwości nie wpływa na powiększenie odpisu, z racji, iż rzeczowe aktywa trwałe przypisane do wskazanych CGU zostały objęte odpisami do zera.
| Parametr | Zmiana | Zmniejszenie odpisu netto |
|---|---|---|
| Zmiana cen ciepła w okresie prognozy | 5% | 33 |
| -5% | − | |
| Zmiana cen uprawnień do emisji CO2 w okresie prognozy | 5% | − |
| -5% | 9 | |
| Zmiana cen węgla kamiennego w okresie prognozy | 5% | − |
| -5% | 4 |
Utrata wartości bilansowej wartości firmy
Test przeprowadzono w odniesieniu do aktywów netto powiększonych o wartość firmy na poszczególnych segmentach operacyjnych. Podstawę wyceny wartości odzyskiwalnej poszczególnych spółek stanowiła ich wartość użytkowa.
W ramach przeprowadzonego testu na dzień 31 grudnia 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości firmy w spółce Energetyka Cieszyńska Sp. z o.o. należącej do segmentu Wytwarzanie w kwocie 18 mln PLN.