3. Testy na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, prawa do użytkowania składników aktywów oraz wartości firmy
Rzeczowe aktywa trwałe stanowią najbardziej istotną pozycję aktywów Grupy Kapitałowej PGE. Z uwagi na zmienne otoczenie makroekonomiczne oraz regulacyjne, Grupa Kapitałowa PGE okresowo weryfikuje przesłanki mogące świadczyć o utracie wartości odzyskiwalnej swojego majątku. Grupa Kapitałowa PGE w ocenie sytuacji rynkowej posługuje się zarówno własnymi narzędziami analitycznymi, jak i wsparciem niezależnych ośrodków analitycznych. W poprzednich okresach sprawozdawczych Grupa Kapitałowa PGE dokonywała istotnych odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych segmentu Energetyka Konwencjonalna, segmentu Ciepłownictwo oraz segmentu Energetyka Odnawialna. Odpis utworzony w segmencie Energetyka Odnawialna został, również w poprzednich okresach, całkowicie odwrócony.
W bieżącym okresie sprawozdawczym Grupa dokonała analizy przesłanek i zidentyfikowała czynniki, które w istotny sposób mogły przyczynić się do zmiany wartości posiadanych aktywów trwałych w segmencie Energetyka Konwencjonalna i Energetyka Kolejowa. Na dzień 30 czerwca 2023 roku przeprowadzone zostały testy na utratę wartości aktywów w segmencie Energetyka Odnawialna, Ciepłownictwo, spółce PGE Gryfino 2050 sp. z o.o. oraz spółkach PGE Baltica 2 sp. z o.o. i PGE Baltica 3 sp. z o.o., na podstawie których stwierdzono brak podstaw do dokonania odpisów. W bieżącym okresie sprawozdawczym GK PGE dokonała analizy, na podstawie której stwierdzono brak przesłanek do przeprowadzenia testów na utratę wartości aktywów w segmencie Energetyka Odnawialna, Ciepłownictwo, spółce PGE Gryfino 2050 sp. z o.o. oraz spółkach PGE Baltica 2 sp. z o.o. i PGE Baltica 3 sp. z o.o. na dzień 31 grudnia 2023 roku.
Przesłanki zewnętrzne
- Utrzymywanie się kapitalizacji giełdowej PGE S.A. poniżej wartości księgowej aktywów netto.
- Średnia cena energii elektrycznej dla kontraktów terminowych na rok następny na koniec 2023 roku wyniosła 642 PLN/MWh i była niższa o 42% w porównaniu do roku 2022.
- Ceny uprawnień do emisji CO2 po gwałtownym załamaniu wywołanym wybuchem pandemii w połowie marca 2020 roku zaczęły się odbudowywać aż do gwałtownego wzrostu, który rozpoczął się w listopadzie 2021 roku. W 2023 roku ceny CO2 utrzymywały się nadal na wysokim poziomie – średnia ważona notowań instrumentu EUA DEC 23 wyniosła 83 EUR/t i była nieznacznie wyższa (3%) od średniej ceny instrumentu EUA DEC 22 obserwowanej w 2022 roku.
- Obniżenie cen węgla kamiennego w portach ARA dla miesięcznych kontraktów kontynuacyjnych o 55% (124 USD/t) w stosunku do roku 2022 oraz gazu o 68% (42 EUR/MWh) na rynkach europejskich i w konsekwencji zmniejszenie konkurencyjności generacji energii z węgla brunatnego i kamiennego z krajowego wydobycia.
- Średnia cena węgla krajowego (indeks PSMCI-1) w 2023 roku wynosiła 33 PLN/GJ i wzrosła o 65% w porównaniu do 2022 roku.
- Produkcja energii elektrycznej na węglu brunatnym w 2023 roku wynosiła 30 TWh i spadła o 25% w porównaniu do 2022 roku.
- Zmniejszenie krajowego zużycia energii elektrycznej w 2023 roku o 6 TWh (3%) w stosunku do roku 2022.
W wyniku analizy powyżej wymienionych przesłanek Grupa przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów na dzień 30 listopada 2023 roku dla segmentu Energetyka Konwencjonalna i na dzień 31 grudnia 2023 roku dla segmentu Energetyka Kolejowa, do którego przypisana jest wartość firmy oraz aktywa z tytułu relacji z klientami. Na podstawie przeprowadzonych testów stwierdzono konieczność dokonania odpisu w segmencie Energetyka Konwencjonalna.
Analiza przesłanek wykazała brak podstaw do przeprowadzenia testów dla segmentu Energetyka Odnawialna i Ciepłownictwo oraz dla spółek PGE Gryfino 2050 sp. z o.o., EWB2 i EWB3. Testy wartości firmy przypisanej do Segmentu Ciepłownictwo oraz do spółek EWB2 i EWB3 przeprowadzono na dzień 30 czerwca 2023 roku.
Założenia makroekonomiczne
Główne założenia cenowe tj. ceny energii elektrycznej, uprawnień do emisji , węgla kamiennego, gazu ziemnego oraz założenia dotyczące produkcji z większości instalacji wytwórczych Grupy pochodzą z opracowania przygotowanego w 2023 roku przez zewnętrzny, niezależny podmiot będący uznanym ośrodkiem eksperckim na rynku energetycznym („Doradca”). Wspomniane opracowanie uwzględnia szacunki własne dla pierwszych dwóch lat prognozy na bazie bieżącej sytuacji rynkowej. Do przygotowania opracowania Doradca wykorzystał aktualne scenariusze rozwoju ekonomicznego i demograficznego kraju oraz szacunki odnośnie zmian kluczowych parametrów rynkowych. Prognozy Doradcy uwzględniają uwarunkowania prawne wynikające z prowadzonej polityki energetycznej, zarówno na szczeblu unijnym jak i krajowym.
Otoczenie, w jakim działa Grupa Kapitałowa PGE, charakteryzuje się wysoką zmiennością uwarunkowań makroekonomicznych, rynkowych oraz regulacyjnych. Zmiany tych uwarunkowań mogą mieć istotny wpływ na sytuację finansową Grupy PGE, dlatego założenia przyjęte do oszacowania wartości użytkowej aktywów podlegają okresowej weryfikacji z wykorzystaniem wiedzy niezależnego Doradcy.
Prognozy cen energii elektrycznej zakładają średnioroczny wzrost cen w latach 2025-2026 na poziomie około 29,5% w stosunku do roku 2024, spadek cen w 2027 roku w stosunku do 2026 roku na poziomie 2,1%, a następnie średnioroczny wzrost w latach 2028-2030 na poziomie około 3,2 % oraz średnioroczny wzrost na poziomie około 2,5 % w latach 2031-2040.
Prognozy cen uprawnień do emisji zakładają 40,6% wzrost cen w 2025 roku w porównaniu do 2024, spadek w 2026 roku o 1,3% w stosunku do 2025 roku, a następnie średnioroczny wzrost w latach 2027- 2030 na poziomie około 10,4%, co odzwierciedla zmiany w parametryzacji mechanizmu Rezerwy Stabilności Rynkowej (MSR) oraz samego systemu , wprowadzone w następstwie przyjęcia pakietu Fit for 55 oraz uwzględnienia efektów przyjęcia planu Repower EU. Zmiany te powodują wyraźne obniżenie podaży uprawnień w drugiej połowie obecnej dekady. Po 2030 roku przewiduje się średnioroczny wzrost na poziomie około 5,8% do 2040 roku, w efekcie kontynuacji polityki EU prowadzącej do osiągnięcia neutralności klimatycznej w 2050 roku.
Prognozy cen węgla kamiennego zakładają średnioroczny wzrost cen w latach 2025-2026 w stosunku do roku 2024 na poziomie około 33,2%, wynikający z przewidywanego odbicia cen paliw na świecie wraz z poprawą koniunktury gospodarczej. Następnie spodziewany jest stopniowy spadek globalnego zapotrzebowania na węgiel w związku z wdrażaniem elementów polityki klimatycznej, w tym w szczególności rozwojem , co skutkuje średniorocznym spadkiem na poziomie około 3,8% do roku 2030. Do 2035 roku ceny węgla kamiennego zakładają średnioroczny spadek na poziomie około 2,2% a do 2040 roku średnioroczny 2,5% wzrost.
Prognozy cen gazu ziemnego zakładają 25,5% wzrost cen w 2025 roku w odniesieniu do cen z 2024 roku oraz wzrost w 2026 roku o 6,5 % w stosunku do roku 2025. Wzrosty w pierwszych latach prognozy wynikają ze spodziewanego odbicia globalnego zapotrzebowania na gaz, przy napiętym bilansie podażowo-popytowym. Następnie do roku 2035 ceny gazu ziemnego zakładają średnioroczny spadek na poziomie około 1,2%, co w drugiej połowie lat 20. jest efektem zwiększenia podaży gazu w handlu międzynarodowym, a następnie po 2030 roku jest spowodowane zmniejszaniem udziału gazu w miksie energetycznym na rzecz wodoru oraz w połączeniu z rozwojem magazynów energii.
Prognozy cen praw majątkowych pochodzenia energii zakładają średnioroczny wzrost cen w latach 2025-2026, a następnie średnioroczny spadek w latach 2027 – 2031 na poziomie około 13,1% w odniesieniu do roku 2026, co związane jest ze zmniejszającym się obowiązkiem ich umorzenia.
Prognoza przychodów z rynku mocy dla lat 2024-2028 opiera się na wynikach rozstrzygniętych aukcji głównych i dodatkowych dla tych okresów dostaw z uwzględnieniem mechanizmów wspólnego bilansowania w ramach spółek GK PGE. Prognoza od 2029 roku została opracowana przez zespół ekspertów PGE S.A. na podstawie założeń dotyczących szacowanych przyszłych przepływów dla jednostek wytwórczych bazujących m.in. na wynikach już rozstrzygniętych aukcji oraz prognozach zewnętrznego eksperta. Dla kontraktów jednorocznych z dostawą od 1 lipca 2025 roku, oraz kontraktów wieloletnich zawartych w ramach aukcji dla 2025 roku i kolejnych, obowiązuje kryterium emisyjności 550g / (tzw. EPS 550), co w praktyce wykluczało udział w Rynku Mocy wszystkich jednostek węglowych. Zgodnie z przyjętą nowelizacją ustawy o Rynku Mocy z dnia 23 lipca 2021 roku istnieje natomiast ograniczona możliwość wykorzystania JRM niespełniających EPS 550 do zawartych umów.
Dyspozycyjność jednostek została oszacowana w oparciu o plany remontów z uwzględnieniem statystycznej awaryjności.
Średni ważony koszt kapitału
W roku 2023 światowa gospodarka i rynki finansowe pozostawały pod wpływem reperkusji odbicia gospodarczego po pandemii, tzw. kryzysu energetycznego, zmian w polityce monetarnej, konfliktów zbrojnych na Ukrainie i Bliskim Wschodzie. W ramach trwającego, jednego z najszybszych w historii, cyklu zacieśniania polityki pieniężnej, znaczna część państw, w tym Polska, uzyskała efekty obniżenia poziomu inflacji, choć odbyło się to w warunkach obniżonego wzrostu gospodarczego. W związku z tym utrzymuje się wysoki poziom niepewności co do perspektyw makroekonomicznych, co wpływa na dynamikę sytuacji na rynkach finansowych.
W związku z tymi uwarunkowaniami, na potrzeby testów na trwałą utratę wartości, Grupa PGE stosuje ścieżkę średnioważonego kosztu kapitału, która uwzględnia bieżące parametry i charakterystykę rynku (m.in. z podwyższonym poziomem rynkowych stóp procentowych), a w kolejnych okresach stopniowo zbliża się do poziomów reprezentujących długoterminową średnią, opartą na pełnym cyklu koniunkturalnym i fundamentalnych relacjach gospodarczych. W ocenie Grupy PGE takie podejście pozwala na uniknięcie nadmiernego wpływu krótkoterminowej zmienności na wycenę aktywów o charakterze długoterminowym.
Kwestie związane z klimatem
W lipcu 2021 roku Komisja Europejska opublikowała pakiet legislacyjny Fit for 55, zmierzający m.in. do osiągnięcia redukcji emisji gazów cieplarnianych w UE o 55% (poprzednio 40%) do 2030 roku w stosunku do roku 1990. Zgodnie z oczekiwaniami uczestników rynku, ujęta w pakiecie reforma systemu powinna skutkować znaczącym wzrostem poziomu cen uprawnień do emisji , co w praktyce nastąpiło już w 2021 roku. Wysoki poziom cen uprawnień do emisji utrzymywał się również w całym 2023 roku. Wprowadzane zmiany mogą negatywnie oddziaływać na marże uzyskiwane przez wysokoemisyjne jednostki wytwórcze, w szczególności, w zakresie w którym wzrost cen uprawnień do emisji nie zostanie przeniesiony w cenie, po której jednostki te sprzedają wyprodukowaną energię elektryczną lub ciepło. W grudniu 2022 roku Rada i Parlament UE osiągnęły ważne porozumienia w sprawie propozycji pakietu „Fit for 55”, czyli planu UE dotyczącego zwiększenia celu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych poniżej 55% do 2030 roku w porównaniu z poziomem z 1990 roku. Kolejnym istotnym elementem pakietu było zwiększenie celu udziału w miksie energetycznym Unii Europejskiej do 42,5% w roku 2030 (poprzednio 32%). Ustanowienie tego celu w porozumieniu z Radą zostało przegłosowane w Parlamencie Europejskim we wrześniu 2023 roku.
W dniu 15 grudnia 2022 roku, dla segmentu Ciepłownictwo został przyjęty w ramach GK PGE Plan Dekarbonizacji do roku 2050, następnie w dniu 5 października 2023 roku przyjęto jego aktualizację. Celem Planu Dekarbonizacji jest wypełnienie wymogów regulacyjnych stawianych przed energetyką oraz utrzymanie w długiej perspektywie obecnego potencjału wytwórczego w celu zaspokojenia potrzeb odbiorców. Plan Dekarbonizacji stanowi operacjonalizację celów określonych bezpośrednio w strategii GK PGE oraz w planie wdrożenia strategii w segmencie Ciepłownictwo. Plan określa lokalizacje, w których zostanie przeprowadzona transformacja majątku produkcyjnego, harmonogram głównych działań, planowane nakłady oraz efekty. Transformacja mocy wytwórczych poprzez zastosowanie nowych nisko- lub zeroemisyjnych jednostek wytwórczych planowana jest w perspektywie do 2030 roku, a neutralność klimatyczna w perspektywie do 2050 roku.
W związku z powyższym segment Ciepłownictwo stopniowo zastępuje stare źródła węglowe nowymi źródłami odnawialnymi i niskoemisyjnymi. Planowane jest, iż do 2030 roku w większości lokalizacji, w których znajdują się węglowe aktywa ciepłownicze GK PGE, zostaną oddane do eksploatacji instalacje, które spowodują całkowite lub znaczące odejście od paliwa węglowego. Do produkcji ciepła w nowych i zmodernizowanych jednostkach ciepłowniczych zostaną wykorzystane: gaz ziemny, geotermia, , ciepło odpadowe oraz wielkoskalowe pompy ciepła i kotły elektrodowe. Plan dekarbonizacji został uwzględniony przy szacowaniu wartości użytkowej aktywów wytwórczych segmentu Ciepłownictwo.
Opisane powyżej zmiany powodują, że przewidywane jest zmniejszenie wolumenu produkcji ze źródeł konwencjonalnych, w konsekwencji skutkuje to ograniczeniem wydatków (CAPEX i OPEX) na zadania utrzymaniowe majątku węglowego, co dodatkowo wpływa na przewidywany spadek rentowności poprzez stopniowe pogarszanie się dyspozycyjności tych jednostek. Równocześnie powyższe zmiany legislacyjne i rynkowe sprzyjają rozwojowi źródeł zero- oraz niskoemisyjnych, co w przypadku inwestowania przez Grupę w te właśnie technologie pozytywnie przekłada się na wartość użytkową testowanych aktywów. Należy mieć także na uwadze, że instalacje wytwórcze oparte o paliwa kopalne, w obliczu niepewności generacji z (napędzanej czynnikami środowiska: woda, wiatr, słońce), są nadal potrzebne w systemie elektroenergetycznym, aby go zbilansować.
Istotne zmiany w otoczeniu regulacyjnym zarówno w zakresie regulacji krajowych, jaki i zagranicznych, które wpływają albo będą wpływać na działalność GK PGE, zostały opisane w nocie 4.6 Otoczenie regulacyjne w Sprawozdaniu Zarządu z działalności GK PGE za 2023 rok zakończony dnia 31 grudnia 2023 roku.
Kwestie związane z klimatem są uwzględnione w założeniach przyjętych do testów na utratę wartości zgodnie z najlepszą wiedzą Grupy, przy wsparciu zewnętrznego, niezależnego eksperta. Grupa Kapitałowa PGE przyjmuje założenia opracowane przez niezależny ośrodek analityczny, które uwzględniają aktualną sytuację regulacyjną i rynkową. Przyszłe zmiany na rynku energii elektrycznej mogą odbiegać od przyjętych obecnie założeń, co może doprowadzić do istotnych zmian sytuacji finansowej oraz wyników finansowych Grupy PGE. Zostaną one ujęte w przyszłych sprawozdaniach finansowych.