Zyski energetyki będą dużo niższe. W 2023 r. nowe opłaty pogorszą opłacalność produkcji prądu w źródłach konwencjonalnych i odnawialnych. PGE, Tauron, Enea i Energa zarobią mniej niż sugerowały ceny prądu.
Po napaści Rosji na Ukrainę rynek energii elektrycznej w UE, a w tym w Polsce, znalazł się w stanie głębokiego kryzysu. Rosnące ceny paliw energetycznych, strach, że zimą może ich zabraknąć, ciągle wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 wywindowały ceny energii elektrycznej do niebotycznie wysokich poziomów.
Galopujące ceny prądu mroziły krew w żyłach przedsiębiorców. Spółki energetyczne stanęły pod pręgierzem opinii publicznej. Jednak czołowe grupy elektroenergetyczne w 2022 roku nie zarobiły kokosów. Niektóre segmenty OZE sprzedające energię przeważnie na rynku spotowym skorzystały na wysokich cenach prądu.
Grupa PGE, największy producent prądu w Polsce, w 2022 roku miała 7,1 mld zł powtarzalnego zysku EBITDA (zysk/strata z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację), czyli z wyłączeniem zdarzeń jednorazowych, co rok do roku oznaczało spadek o 12 proc. Grupa w 2022 roku miała około 3,3 mld zł zysku netto przypisanego akcjonariuszom PGE, co rok do roku oznaczało spadek o 16 proc.
- Byliśmy wskazywani jako ci, którzy zarabiają na rosnących cenach energii, nawet osiągają jakieś niebotyczne, nadzwyczajne zyski. Jednak dane zadają kłam tej propagandzie, która była przeciwko nam kierowana, bo grupa PGE nie miała żadnych nadzwyczajnych zysków, a wzrost kosztów energii wynikał jedynie z mechanizmów rynkowych i kryzysu energetycznego, który spowodował wzrost cen paliw - komentował Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE.
Sam segment energetyki konwencjonalnej PGE w 2022 roku wypracował 618 mln zł powtarzalnego zysku EBITDA i był on mniejszy o 76 proc. niż rok wcześniej. Jak podała spółka, to efekt tego, że wyższe ceny energii nie pokrywały wzrostu kosztów węgla i CO2, a poza tym nastąpił wzrost kosztów stałych i wzrosły koszty handlu energią wewnątrz grupy.
Natomiast segment energetyki odnawialnej grupy PGE w 2022 roku odnotował prawie 1,8 mld zł powtarzalnego zysku EBITDA, co rok do roku oznaczało wzrost o 77 proc. PGE podała, że to efekt „istotnie wyższych cen energii na rynku spot”, wyższej marży elektrowni szczytowo-pompowych na rynku hurtowym i bilansującym oraz wyższej produkcji farm wiatrowych.
Powtarzalny wynik EBITDA segmentu obrotu PGE wyniósł 1,95 mld zł i był o 115 proc. wyższy w skali roku, na co wpływ miał przede wszystkim "wzrost przychodów z działalności wewnątrz grupy PGE".
Jedna z farm fotowoltaicznych grupy PGE (fot. mat. pras. PGE) W 2022 r. grupa Enea, drugi największy polski producent energii elektrycznej, wypracowała wynik EBITDA na poziomie 2,2 mld zł, co rok do roku oznaczało spadek o około 1,3 mld zł. Grupa w minionym roku odnotowała 119 mln zł zysku netto wobec 1,8 mld zł zysku netto rok wcześniej.
Obszar wytwarzania poznańskiej grupy odnotował wynik EBITDA na poziomie 310 mln zł (spadek rok do roku o prawie 1,3 mld zł). Niższy wskaźnik EBITDA wynika głównie ze spadku wyniku w segmencie elektrowni systemowych (rok do roku o 1,03 mld zł), co było spowodowane wzrostem kosztów węgla, przekładając się na spadek marży na wytwarzaniu, wzrostem kosztów stałych, a także spadkiem marży na rynku bilansującym.
- W wytwarzaniu skutki zaciśnięcia ściany (w LW Bogdanka - red.) wymuszały na nas zakup paliwa z importu po wyższych cenach niż zawarte w kontraktach z Bogdanką. To też był taki szczególny czas, kiedy ceny paliwa na świecie były bardzo wysokie, co się przełożyło na nasze wyniki - wyjaśniał Rafał Mucha, wiceprezes zarządu ds. finansowych Enei.
Na wynik EBITDA obszaru wytwarzania Enei wpłynął również spadek wyniku segmentu OZE, rok do roku o 243,4 mln zł, który wynikał ze wzrostu kosztów zużycia biomasy oraz spadku wolumenu produkcji ze źródeł odnawialnych, który był następstwem remontu tzw. zielonego bloku w Elektrowni Połaniec, opalanego biomasą.
EBITDA obszaru obrotu Enei wyniosła minus 76 mln zł. Licząc rok do roku, był to wzrost o 165,5 mln zł wynikający z wyższej marży na rynku detalicznym. Na minus zadziałało to, że grupa w 2022 r. zawiązała w obszarze obrotu rezerwę 368 mln zł, która wynikała, jak podała, z nieuwzględnienia w pełni szacowanych kosztów zakupu energii w zatwierdzonej pod koniec 2022 r. przez URE taryfie G (głównie gospodarstwa domowe).
Kłopoty geologiczne w LW Bogdance odbiły się negatywnie na wynikach segmentu wytwarzanie Enei (fot. mat. pras. Enea).Grupa Tauron osiągnęła w 2022 roku 4 mld zł EBITDA, tj. o 3 proc. mniej niż przed rokiem. Na poziomie wyniku netto grupa odnotowała stratę w wysokości 134 mln zł, w porównaniu do 338 mln zł zysku netto uzyskanego w 2021 roku.
Spadek wyniku netto jest przede wszystkim efektem ujęcia odpisu aktualizującego z tytułu przeszacowania aktywów Taurona Wydobycie w wysokości 460 mln zł, wzrostu kosztów odsetkowych spowodowanego wyższym poziomem wykorzystania finansowania zewnętrznego oraz wzrostu stóp bazowych, jak również niższej wyceny walutowych instrumentów pochodnych.
Segment wytwarzanie Taurona miał blisko 0,8 mld zł straty EBITDA w 2022 r. wobec prawie 1,4 mld zł zysku EBITDA w 2021.
- Segment wytwarzanie przyniósł najsłabsze wyniki ze wszystkich segmentów w naszej grupie. Żeby doprowadzić do porównywalności roku 2021 do 2022, należało by przetransferować około 1,25 mld zł z segmentu wytwarzanie do segmentu sprzedaż. Tym niemniej gdybyśmy doprowadzili dane do porównywalności, to nadal mamy blisko miliardowy gorszy wynik rok do roku - wyjaśniał Krzysztof Surma, wiceprezes zarządu Taurona Polska Energia ds. Finansów.
- Na to miały wpływ głównie dwa czynniki. Pierwszy to postój bloku 910 MW w Jaworznie zarówno w pierwszej części roku, od stycznia do kwietnia, jak i w sierpniu. A w sierpniu były najwyższe ceny energii na rynku w Polsce w zeszłym roku i w tym czasie Tauron musiał odkupować energię, która była zakontraktowana dla tego bloku. Drugi element to rosnące ceny węgla. One również spowodowały, że rentowność kontraktów, które były zawarte w latach wcześniejszych, była istotnej częściej ujemna - tłumaczył Krzysztof Surma.
Tauronowski segment OZE w 2022 roku zanotował lepsze wyniki niż rok wcześniej. EBITDA segmentu w minionym roku wyniosła 476 mln zł wobec 376 mln zł w 2021 roku.
- Czynnikami determinującym wyniki segmentu OZE są ceny energii i wolumen produkcji. Wolumeny produkcji w 2022 roku były mniejsze rok do roku. (...) Natomiast jednocześnie mieliśmy do czynienia ze wzrastającą ceną energii i energia, która wcześniej nie była objęte hedgingiem, mogła być sprzedana na rynkach spotowych po wyższych cenach. Stąd wyraźny wzrost EBITDA segmentu rok do roku, który zasadniczo wynika ze wzrostu cen energii - komentował Krzysztof Surma.
Jedna z farm wiatrowych grupy Tauron (fot. mat. pras. Tauron)W 2022 roku wprowadzone zostały limity cen sprzedaży energii dla wytwórców oraz dla spółek obrotu. Po ich przekroczeniu są oni zobowiązani do dokonania odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny (WRC).
Przeznaczeniem środków z WRC jest wypłata sprzedawcom energii rekompensat z tytułu różnicy między maksymalną ceną energii zawartą w ustawie o środkach nadzwyczajnych (...) a ceną umowną lub referencyjną.
W przypadku grupy PGE w 2022 roku odpis WRC wyniósł 351 mln zł, z czego najwięcej, bo 235 mln zł w segmencie obrót, a w dalszej kolejności w segmentach energetyka odnawialna - 50 mln zł i energetyka konwencjonalna - 40 mln zł.
W grupie Enea odpisy na WRC wyniosły w 2022 roku tylko 15 mln zł, a w grupie Tauron 18 mln zł. Spółki obrotu będą otrzymywały rekompensaty za sprzedaż prądu po zamrożonych cenach z funduszu WRC. PGE podała, że szacunek rekompensat należnych za 2022 rok wyniósł 543 mln zł.
- Na wytwórców energii oraz spółki obrotu od końca 2022 r. na cały 2023 rok zostały nałożone limity cen sprzedaży energii i maksymalnych marż. Spółki są zobowiązane do przekazania na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny (WRC) tego, co zarobią powyżej tych oficjalnych progów, ale odpis to moim zdaniem nie jest szczęśliwa nazwa. Jego wielkość pokazuje tylko, ile spółki energetyczne zarobiłyby więcej, gdyby nie było regulacji cenowych i gdyby rząd nie wprowadził limitów cen sprzedaży energii - mówi Paweł Puchalski, analityk Santander BM.
- Ale skoro regulacje cenowe zostały wprowadzone, w mojej ocenie ostatecznie liczy się to, jakie przychody i marże będą miały spółki energetyczne sprzedające prąd po cenach ustalonych przez rząd, a nie ile oddadzą na WRC. W przypadku PGE, Enei czy Taurona w dużej mierze wpłaty na WRC dotyczą aktywów węglowych, które niedługo mają być wydzielone z tych grup, a więc z punktu widzenia wyceny i wyników tych grup odpisy na WRC mają tym mniejsze znaczenie - uważa Paweł Puchalski.
Tauron Polska Energia w lutym 2023 poinformował, że oszacował wartość odpisów do przekazania w 2023 roku na fundusz WRC w przedziale od 1 mld zł do 1,3 mld zł.
Grupa PGE przedstawiając perspektywy powtarzalnego zysku EBITDA na 2023 rok wskazała, że wyniki segmentów wytwórczych oraz segmentu obrót będą pod negatywnym wpływem regulacji dotyczących ograniczenia wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparcia niektórych odbiorców w 2023 roku.
PGE podała, że w 2023 r. spodziewa się spadków powtarzalnej EBITDA we wszystkich głównych segmentach poza dystrybucją, zaznaczając, że segment energetyka konwencjonalna jest do wydzielenia.
- Jeśli chodzi o energetykę odnawialną, jest strzałka w dół, ale to jest spowodowane tylko i wyłącznie ustawą i rozporządzeniem, które ukazały się w poprzednim roku (ustalającymi limity cen - red.) (...). Segment Obrót niezależnie od rekompensat, które otrzymuje, znajdzie się pod istotną presją ustawy o środkach nadzwyczajnych, a to znajdzie odniesienie we wpływie na marżowość produktów głównie taryfowych - komentował Lechosław Rojewski, wiceprezes zarządu ds. finansowych PGE.
Elektrownia Turów należąca do grupy PGE (fot. Shutterstock)Kamil Kliszcz, analityk z BM mBanku, wskazuje, że wpływ odpisów na WRC na wyceny spółek energetycznych jest negatywny, bo obniża ich zyski.
- Szacujemy, że w całym sektorze elektroenergetyki, czyli zarówno od spółek obrotu, jak i od producentów energii elektrycznej, odpisy na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny (WRC) wyniosą ponad 20 mld zł, przede wszystkim z segmentu aktywów węglowych. Wpływ odpisów na WRC na wyceny spółek energetycznych jest negatywny, bo obniża ich zyski - mówi Kamil Kliszcz.
- Regulacja jest daleko idąca. Wprowadzone limity cen sprzedaży energii elektrycznej to nie zabranie producentom części nadmiarowych zysków, ale wyregulowanie marży na bardzo niskim poziomie. Sytuacja jest kontrowersyjna, bo w trakcie są wyceny elektrowni węglowych, które mają zostać wydzielone z PGE, Taurona, Enei i Energi do NABE, a jednocześnie kupujący, czyli państwo, reguluje rynek w sposób, który wpływa negatywnie na wycenę tych aktywów - komentuje Kamil Kliszcz.
Tauron spodziewa się, że raportowana EBITDA segmentu OZE w 2023 r. spadnie m.in. wskutek ustanowienia limitów cen, ale też z powodu wzrostu kosztów stałych. W dystrybucji grupa spodziewa się wzrostu, w sprzedaży porównywalnego wyniku, a w wytwarzaniu lepszego wyniku wskazując, że w II kwartale planowane jest wydzielenie elektrowni węglowych do NABE.
- Jeśli chodzi o segment wytwarzanie, to po słabych wynikach zeszłego roku nie jest wielkim zaskoczeniem, że spodziewamy się wzrostu. Spodziewamy się, że to będzie wzrost, który będzie oznaczał dodatni wskaźnik EBITDA. Spodziewamy się stabilnej pracy bloku 910 MW i jednocześnie zakładamy, że suma kontraktów zawartych w latach ubiegłych, w roku poprzednim i bieżącym da efekt pozytywny, jeśli chodzi o marzę I stopnia, a tym samym spodziewamy się łącznie dodatniej wskaźnika EBITDA - wyjaśniał Krzysztof Surma.
Paweł Puchalski mówi, że wprowadzone regulacje WRC nie oznaczają, że produkcja energii stała się nieopłacalna.
- Oczywiście, im mniejsze byłyby wpływy do WRC, tym zapewne trudniej byłoby znaleźć pieniądze na subsydiowanie płaskich cen dla gospodarstw domowych, bo środki WRC mają służyć przede wszystkim pokrywaniu strat spółek obrotu na sprzedaży prądu gospodarstwom domowym po zamrożonych cenach - mówi Paweł Puchalski.
- Generalnie ustalenie niskich cen sprzedaży prądu dla elektrowni konwencjonalnych i OZE, obniżenie ich przychodów poprzez opłaty na WRC oznacza pogorszenie opłacalności produkcji energii w źródłach konwencjonalnych i OZE, ale wprowadzone regulacje WRC nie oznaczają, że produkcja energii stała się nieopłacalna - zyski będą wciąż widoczne, chociaż nieporównanie niższe niż sugerowały to ceny w kontraktach na 2023 rok - komentuje Paweł Puchalski.
Podobnie uważa Kamil Kliszcz.
- Odpisy na WRC pogarszają wyniki finansowe producentów energii elektrycznej, ale nie powodują, że produkcja energii w energetyce konwencjonalnej czy z OZE staje się nieopłacalna, deficytowa. Jednakże spółki kapitałowe nie funkcjonują na rynku po to, aby wychodzić na zero, tylko żeby generować zyski, a o ile wprowadzona regulacja różne OZE traktuje podobnie, to w segmencie energetyki konwencjonalnej uderza w najbardziej efektywne elektrownie - mówi Kamil Kliszcz.
- Odpisem na WRC objęte są też spółki obrotu. Po aktualizacji przepisów, co oznaczało odejście od codziennego rozliczania odpisów na rzecz rozliczeń okresowych z uśrednionymi wynikami, spółki obrotu raczej nie powinny ponosić strat. Ale podobnie jak w produkcji energii także w tym biznesie nie chodzi przecież o to, żeby nie generować strat, tylko żeby zarabiać tyle, na ile rynek pozwala - komentuje Kamil Kliszcz.
- Mamy kontakty z właścicielami m.in. farm fotowoltaicznych, którzy twierdzą, że obecny poziom limitu cenowego ustalony dla nich na poziomie 405 zł/MWh, licząc razem z przychodami ze sprzedaży świadectw pochodzenia energii, to konieczne minimum cenowe dające opłacalność. W przypadku energetyki wiatrowej jest podobnie, tzn. narzucone limity cen sprzedaży prądu też nie powodują, że produkcja jest nieopłacalna, ale stawiają biznes na granicy rentowności. Pamiętajmy, że koszty finansowania inwestycji czy koszty pracy mocno wzrosły - mówi Zbigniew Kinal, prezes zarządu spółki Ozeos, działającej na rynku OZE, zajmującej się umowami cPPA.
W 2022 roku blok 910 MW w Elektrowni Jaworzno długo nie pracował (fot. mat. pras. Tauron) Z uzyskanych komentarzy wynika, że rynek energii nie przyglądał się biernie interwencjom państwa.
Zbigniew Kinal mówi, że z pierwotnych szacunków Ministerstwa Klimatu i Środowiska wynika, że wpływy na WRC powinny wynieść około 25-42 mld zł, ale uważa, że mogą być mniejsze niż 25 mld zł.
- Patrząc na publikowane raporty giełdowe, na przykład Taurona, który podał szacunkową wartość wpłat na WRC na poziomie 1-1,3 mld zł, uważam, że wpływy na WRC mogą być niższe, niż zakładano podczas tworzenia ustawy i mogą wynieść poniżej 25 mld zł - komentuje Zbigniew Kinal.
- Część prywatnych źródeł OZE, fotowoltaiki i wiatraków wolała obniżyć swoim klientom ceny hurtowe w 2023 roku do poziomu ustawowego aniżeli sprzedawać drożej i dokonywać wpłat nadwyżek na fundusz WRC. Z drugiej strony wnioski o rekompensaty też mogą być mniejsze od przewidywanych, bo zależą m.in. od zużycia energii przez odbiorców uprawnionych do korzystania z cen mniejszych niż rynkowe - dodaje Zbigniew Kinal.
Pytaniem jest, co się będzie działo dalej, jak będzie wyglądał rynek energii elektrycznej w kolejnym roku.
- Mechanizmy rynkowe w polskiej energetyce zostały zastąpione decyzjami administracyjnymi, a rząd de facto w mojej ocenie wziął regulację cen energii w swoje ręce. W związku z tym pytaniem podstawowym pozostaje, jak rynek energii elektrycznej w Polsce ma działać od roku 2024, bo to może bardzo istotnie wpływać na rentowność segmentu wytwarzania, zarówno konwencjonalnego, jak i odnawialnego - mówi Paweł Puchalski.
Jego zdaniem na razie jedyną wyraźną, ważną implikacją wprowadzonych regulacji rynku obrotu energią jest bardzo istotny spadek obrotów na giełdowym rynku terminowym, będący skutkiem likwidacji obliga giełdowego.
- Jak zawsze ekstremalne regulacje wprowadzane ad hoc, a tak było z kontrolą cen produkcji i sprzedaży prądu, prowadzą do różnego rodzaju turbulencji w biznesie. Jedni dają sobie radę lepiej, inni gorzej, ale to zmiana warunków w trakcie gry, więc trudno zakładać, że cały sektor energetyczny gładko przez to przejdzie. Stąd też bardzo ważne jest pytanie o to, czy limity cen sprzedaży i produkcji prądu zostaną także utrzymane w 2024 roku, ale na razie nie ma na nie odpowiedzi - mówi Kamil Kliszcz.
- Kontrola cen produkcji i sprzedaży prądu została wprowadzona w Polsce po to, żeby odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwach domowych nie dostali podwyżek cen, a nie po to, żeby dostali podwyżki w 2024 roku. W związku z tym oceniam, że w 2023 roku politycznie na bieżąco będzie weryfikowana potrzeba czy zasadność utrzymania kontroli cen w 2024 r. przynajmniej dla gospodarstw domowych - dodaje Kamil Kliszcz.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
