Tauron wydłuża życie ośmiu starym elektrowniom. Korzysta z decyzji UE

Katowicki koncern energetyczny notuje trzy ostatnie miesiące ze sporym zyskiem, zaś rok wcześniej była to strata. Wśród wielu informacji ujętych w sprawozdaniu finansowym firmy, kluczowe jednak wydaje się wydłużenie pracy bloków 200 MW do 2028 r.

Tauron Polska Energia odnotował 385 mln zł skonsolidowanego zysku netto w III kw. 2023 r. wobec 232 mln zł straty rok wcześniej. Zysk operacyjny wyniósł 640 mln zł wobec 34 mln zł zysku rok wcześniej. Skonsolidowane przychody ze sprzedaży sięgnęły 9 160 mln zł w III kw. 2023 r. wobec 8 567 mln zł rok wcześniej.

Duży wzrost zysku netto

W I-III kw. 2023 r. spółka miała 2 258 mln zł skonsolidowanego zysku netto przypisanego akcjonariuszom jednostki dominującej wobec 395 mln zł zysku rok wcześniej, przy przychodach ze sprzedaży w wysokości 32 442 mln zł w porównaniu z 26 264 mln zł rok wcześniej. Zysk EBITDA sięgnął 5 471 mln zł wobec 2 846 mln zł zysku w tym ujęciu rok wcześniej. „Warto podkreślić, iż dobre rezultaty zostały osiągnięte pomimo rozpoznania w III kwartale br. rezerwy w dziale sprzedaż w wysokości 536 mln złotych w konsekwencji obniżenia cen energii dla gospodarstw domowych wprowadzonego Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z 9 września 2023 r. – mówi Krzysztof Surma, wiceprezes Tauronu ds. Finansów. Jak dodaje, znaczący wzrost EBITDA oraz spadek długu netto przyczyniły się do obniżenia wskaźnika dług netto/EBITDA do poziomu 1,6x. Bezpieczny poziom zadłużenia jest dla nas niezwykle istotny z uwagi na realizowany ambitny program inwestycyjny ukierunkowany na transformację energetyczną w kierunku źródeł odnawialnych oraz rozwój sieci dystrybucyjnych. Stabilną sytuację finansową Grupy potwierdziła agencja ratingowa Fitch Ratings, utrzymując długoterminowy rating Grupy na poziomie „BBB-” z perspektywą stabilną” – wskazuje Krzysztof Surma.

Spada produkcja

W pierwszych 9 miesiącach 2023 r. Grupa Tauron dostarczyła łącznie ponad 38 TWh energii elektrycznej do 5,91 mln odbiorców końcowych, co oznacza, że wolumen dystrybuowanej energii był o 5 proc. niższy r/r. Główną przyczyną spadku było osłabienie koniunktury gospodarczej i wynikający z tego spadek zapotrzebowania na energię elektryczną, głównie wśród klientów biznesowych. Spółki Grupy wyprodukowały w okresie trzech kwartałów 2023 r. niemal 9 TWh energii elektrycznej, co oznacza spadek o 19 proc. w porównaniu do analogicznego okresu 2022 r., w którym produkcja energii elektrycznej wyniosła 11,17 TWh.

W pierwszych 9 miesiącach 2023 r. segment OZE obejmujący elektrownie wodne, wiatrowe i fotowoltaiczne wyprodukował 1,02 TWh energii elektrycznej, tj. o 10 proc. więcej niż w analogicznym okresie ubiegłego roku (0,93 TWh). Wynikało to głównie z korzystniejszych warunków hydrologicznych, jakie miały miejsce w okresie trzech kwartałów 2023 r. oraz ze wzrostu mocy zainstalowanej w OZE.

Rośnie moc OZE

Łączna moc zainstalowana jednostek wytwórczych segmentu OZE na 30 września 2023 r. wyniosła 569 MW (w tym 417 MW w elektrowniach wiatrowych, 133 MW w elektrowniach wodnych, 19 MW mocy w elektrowniach fotowoltaicznych). W porównaniu do zeszłego roku wzrosła o 44 MW, na skutek oddania do eksploatacji w drugiej połowie 2022 r. farmy fotowoltaicznej Choszczno II o mocy 8 MW, farmy wiatrowej Piotrków o mocy 30 MW i farmy wiatrowej Majewo o mocy 6 MW. Razem z 90 MW mocy zainstalowanej w blokach biomasowych Grupa dysponuje źródłami OZE o łącznej mocy 659 MW. Produkcja ciepła w analizowanym okresie wyniosła 6,73 PJ i była nieznacznie niższa r/r.

Przychody ze sprzedaży wypracowane przez Grupę w pierwszych trzech kwartałach 2023 r. wyniosły 32,4 mld zł i były o 24 proc. wyższe od przychodów z działalności kontynuowanej uzyskanych w analogicznym okresie 2022 r., głównie na skutek znaczącego wzrostu rynkowych cen energii elektrycznej oraz ze względu na wyższe przychody ze sprzedaży usług dystrybucyjnych w konsekwencji wzrostu stawki usługi dystrybucyjnej. „W analizowanym okresie Grupa odnotowała 39 proc. wzrost r/r kosztów działalności, na co największy wpływ miał wzrost r/r kosztów zakupu energii elektrycznej, paliw a także uprawnień do emisji Co2 – podaje firma.

Opłaty od zysków 

Ponadto w kosztach ujęto wartość odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w łącznej wysokości 415 mln zł (z czego w ramach segmentów: Sprzedaż 335 mln zł, Wytwarzanie 61 mln zł, OZE 5 mln zł oraz w ramach Pozostałej działalności 14 mln zł).

Rynek mocy wydłuża życie "dwusetek"

Tauron w swoich prognozach założył, że forma wsparcia z Rynku Mocy do końca roku 2028 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 r., a nie spełniają kryterium EPS 550 założono utrzymanie płatności do końca obowiązywania kontraktu. Zgodnie z osiągniętym porozumieniem Rady Europejskiej z dnia 17 października 2023 r. w zakresie reformy modelu rynku energii założono wprowadzenie derogacji w zakresie obowiązywania limitów emisji CO2 w jednostkach ubiegających się o wsparcie z Rynku Mocy i w konsekwencji wydłużenie okresu możliwego wsparcia dla tego typu jednostek z czerwca 2025 r. do końca 2028 r. „W prognozach założono wydłużenie wsparcia z mechanizmów mocowych dla ośmiu bloków klasy 200 MW zlokalizowanych w Oddziałach w Jaworznie i Łaziskach Górnych oraz dla bloku w Oddziale Łagisza o mocy 460 MW, co spowodowało wydłużenie działania jednostek klasy 200MW do 2028 r.” – czytamy w sprawozdaniu finansowym.