Ustawa deleguje w kilku kluczowych obszarach do rozporządzenia.

28 grudnia 2018 r. została uchwalona Ustawa o zmianie ustawy o podatku akcyzowym oraz niektórych innych ustaw („Ustawa”) obowiązująca od 1 stycznia 2019 r.

Powyższa regulacja wprowadziła między innymi:

  • obniżenie stawki akcyzy dla energii elektrycznej sprzedanej odbiorcy końcowemu z 20 PLN/MWh do 5 PLN/MWh,
  • określa na 2019 r. ceny i stawki opłat za energię elektryczną dla odbiorcy końcowego do zastosowania przez sprzedawców na poziomie cen stosowanych w 2018 r.,
  • możliwość ubiegania się przez sprzedawców o kwotę na pokrycie różnicy przychodów za obrót energią elektryczną na rzecz odbiorców końcowych od Zarządcy Rozliczeń określonego w Ustawie („Kwota różnicy ceny”).

Ustawa została znowelizowana ze skutkiem od 6 marca br. („Ustawa Znowelizowana”). Z treści Ustawy i jej uzasadnienia wynika, iż ustawodawca zakłada równoważenie interesów odbiorców energii elektrycznej oraz spółek energetycznych, co pozwala stwierdzić, iż co do zasady utracone, w skutek obniżenia cen, przychody powinny być sprzedawcom energii zwrócone. Ustawa deleguje w kilku kluczowych obszarach do rozporządzenia, których treść na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania nie została opublikowana.

Ustalenie wielkości rezerwy na kontrakty rodzące obciążenie na dzień 31 grudnia 2018 r.

W wyniku uchwalenia Ustawy Grupa Kapitałowa ENEA (dalej Grupa) dokonała analizy zagadnienia, czy pod kątem zapisów MSR 37 Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe jest zobowiązana do utworzenia rezerw na tzw. umowy rodzące obciążenia. Zgodnie z przepisami sprawozdawczymi, jeżeli dany kontrakt lub grupa kontraktów przynoszą straty, to spółka powinna rozpoznać odpowiednią rezerwę w okresie, w którym ta strata stała się nieunikniona, chyba że nie jest w stanie wiarygodnie ustalić kwoty tej rezerwy.

Mając na względzie brak przepisów wykonawczych dla wiarygodnego określenia ostatecznych skutków wejścia w życie Ustawy oraz zmiany cen dla klientów w 2019 r., innych niż taryfowi, Grupa oszacowała skutki finansowe Ustawy w możliwym i wiarygodnym zakresie. Przy szacowaniu wartości niezbędnej rezerwy przyjęto następujące założenia:

  1. Istniejący stan prawny na 31 grudnia 2018 r. 
  2. W odniesieniu do ustalenia kosztów wykonania świadczenia w rozumieniu MSR 37, przyjęto jedynie koszty bezpośrednie (koszty nabycia energii, praw majątkowych wraz z aktualną stawką podatku akcyzowego), a pominięto koszty pośrednie (koszty własne i zysk). Kwestia, które z kosztów należy uwzględnić przy szacowaniu rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia była przedmiotem rozważań przez KIMSF w roku 2017. KIMSF stwierdził ze kwestia ta nie została jednoznacznie uregulowana, a przyjęcie rozwiązania jest kwestią osądu sporządzającego.
  3. Dla ustalania kosztów zakupu energii przyjęto wartości rynkowe, bez uwzględnienia, że koszt wytwarzania energii w ramach Grupy Kapitałowej może być inny aniżeli rynkowy. Przyjęto wolumeny sprzedażowe energii elektrycznej na podstawie wielkości szacowanych na 2019 r. dla segmentu G w wielkościach zbliżonych do 2018 roku. W 2018 r. gospodarstwa domowe (w tym w większości stosujące taryfę G) stanowiły 22% całkowitego wolumenu sprzedaży Spółki, a klienci biznesowi stanowili pozostałe 78% całkowitego wolumenu sprzedaży.

W wyniku przyjęcia powyższych założeń ustalono co następuje:

  1. przyjmując ceny obowiązujące w 2018 roku dla klientów z grup taryfowych G w taryfie regulowanej przez Prezesa URE, Spółka oszacowała nadwyżkę minimalnych nieuniknionych kosztów wypełnienia obowiązku nad korzyściami z realizacji kontraktu na poziomie 79 mln zł. Strata wynika z przyjęcia modelowych kosztów nabycia energii elektrycznej w 2019 roku (kosztów energii elektrycznej i prawa majątkowych oraz stawki podatku akcyzowego na poziomie wynikającym z Ustawy) i równoczesnego stosowania cen sprzedaży z 2018 roku. Wolumen sprzedaży wynika z planowanego na 2019 rok poziomu sprzedaży do klientów w Taryfie G. Na powyższą kwotę Grupa zawiązała rezerwę w księgach roku 2018,
  2. kierując się literalnymi postanowieniami Ustawy i przyjmując ceny z cennika (nieuwzględniające rabatów i opustów handlowych) obowiązujące na dzień 30 czerwca 2018 r. dla pozostałych klientów (tj. klientów biznesowych i innych stosujących taryfy inne niż G) ustalono oszacowane korzyści z realizacji kontraktów i porównano z minimalnymi nieuniknionymi kosztami realizacji tych umów. Analiza nie wykazała nadwyżki tak określonych kosztów nad korzyściami i w związku z powyższym nie utworzono rezerw. Znowelizowana Ustawa wydana po 31 grudnia 2018 r. precyzuje, że dla klientów tych należy przyjąć stosowaną cenę sprzedaży obowiązującą w ich umowie na dzień 30 czerwca 2018 r. co spowoduje, że nastąpi obniżenie przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej skutkujące powstaniem nadwyżki kosztów nad przychodami z już zawartych umów,
  3. W związku z niepewnością co do sposobu ustalenia Kwoty różnicy ceny odstąpiono od ujmowania jakichkolwiek aktywów z tyt. rekompensat na 31 grudnia 2018 r.

Wpływ na kolejne okresy sprawozdawcze

Grupa w wyniku wprowadzenia przedmiotowej Ustawy, ze skutkiem od 1 stycznia 2019 r. stosuje w rozliczeniu z odbiorcami końcowymi ceny i stawki opłat za energię elektryczną na poziomie z 2018 r. określone w taryfie zatwierdzanej przez Prezesa URE dla klientów z grup taryfowych G. Oszacowana i ujęta na 31 grudnia 2018 r. rezerwa stanowi najlepszy szacunek minimalnych strat, ale nie uwzględnia ona prawa do rekompensaty, która może pozytywnie wpłynąć na wyniki sprzedaży dla tej grupy taryfowej.

W zakresie pozostałych odbiorców (na których składają się głównie odbiorcy biznesowi) Grupa stosuje na 2019 r. ceny wynikające z zawartych umów, w związku z brakiem zatwierdzonego rozporządzenia Ministra właściwego ds. energii. Dostosowanie do przepisów Ustawy i Ustawy Znowelizowanej Grupa zakłada w terminach wynikających z tych przepisów. Grupa szacuje, że dla tej grupy odbiorców jednostkowe obniżenie przychodów będzie zdeterminowane różnicą cen jednostkowych energii elektrycznej, której odzwierciedleniem jest różnica średnich notowań BASE 2018 i BASE 2019 na rynku hurtowym energii elektrycznej oraz zmiany cen rynkowych i poziomów procentowych w zakresie obowiązków pozyskania do umorzenia wymaganych świadectw pochodzenia (dalej „Obowiązków”). Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w 2018 roku dla odbiorców biznesowych wyniosły 3.568 mln zł dla wolumenu sprzedaży w tym segmencie na poziomie 15.974 GWh, co daje średnią jednostkową cenę sprzedaży w wysokości 223,36 zł/MWh.

Koszty energii elektrycznej dla produktu o największej płynności tj. BASE Y notowanego na Towarowej Giełdzie Energii S.A. dla 2019 roku (BASE Y-19) w okresie notowania produktu wynoszą 237,11 zł/MWh. Analogiczna cena dla kontraktu na 2018 rok tj. BASE Y -18 wynosiła 167 zł/MWh. Różnice na rynkowej wycenie Obowiązków, które oprócz kosztu zakupu energii elektrycznej są składową ceny sprzedaży dla odbiorcy końcowego, są mimo istotnej zmiany ich struktury bardzo zbliżone rok do roku. Koszt całkowity w efekcie dla 2018 roku kształtował się na poziomie 189,21 zł/MWh, a dla roku 2019 szacowany jest na poziomie 258,49 zł/MWh.

Grupa nie identyfikuje przesłanek dla istotnego różnicowania kosztów własnych i marż dla analogicznej struktury odbiorców pomiędzy 2018 i 2019 rokiem. Na bazie wyżej wskazanych dostępnych informacji można przyjąć orientacyjne wartości parametrów wejściowych, o których mówi Znowelizowana Ustawa. Istnieje jednak znacząca niepewność, czy w regulacjach wykonawczych zostaną one wyznaczone na analogicznym lub zbliżonym poziomie. Grupa jest uprawniona na mocy Ustawy i Znowelizowanej Ustawy do otrzymania rekompensaty wynikającej z ograniczenia cen uwzględniającej zarówno koszty bezpośrednie jaki i pośrednie oraz marże; dotyczy to zarówno kwot ujętych w kwocie rezerwy na straty w roku 2018, jak ewentualnych strat, które mogą powstać w roku 2019. Jednakże, biorąc pod uwagę brak przepisów wykonawczych Grupa nie jest w stanie na dzień sporządzenia niniejszego sprawozdania określić wielkości rekompensat ani określić na ile skompensują one potencjalne straty.

Grupa ujawnia znane lub możliwe do ustalenia kwoty, które stanowią wyłącznie element składowy wyniku na sprzedaży energii, aby wskazać potencjalną skalę różnicy pomiędzy kosztami a przychodami ze sprzedaży. Różnica policzona na bazie takich kwot może być znacząco inna od kwot rzeczywistych, które zostaną ujęte po wydaniu przepisów wykonawczych. Grupa na bieżąco analizuje przepisy i w momencie opublikowania rozporządzeń wykonawczych oraz założeń pozwalających na usunięcie niepewności i przeprowadzenie wiarygodnych oszacowań, dokona identyfikacji wyników analiz pod kątem informacji poufnych w rozumieniu Rozporządzenia MAR.