PGE zmaga się z wysokimi cenami uprawnień do emisji CO2 mimo pandemii (RELACJA)
Zysk netto grupy PGE, przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej, wyniósł 273 mln zł w trzecim kwartale 2020 roku wobec 471 mln zł zysku rok wcześniej. W przyszłym roku wydatki będą już pod kątem nowej strategii opierającej się na budowie zero i niskoemisyjnej energetyki. Negatywnie na ceny energii i koszt jej produkcji miały zaś rosnące mimo pandemii ceny uprawień do emisji CO2.
Wyniki
Zysk operacyjny grupy PGE wyniósł 469 mln zł wobec 621 mln zł zysku rok wcześniej. Wynik EBITDA skorygowany o zdarzenia jednorazowe wyniósł 1.574 mln zł, czyli o cztery procent mniej niż rok temu. Spółka podała, że EBITDA segmentu Energetyka Konwencjonalna wyniosła 484 mln zł w trzecim kwartale (spadek o 27 procent rok do roku), a segmentu Dystrybucja 611 mln zł (wzrost o dwa procent). Zysk EBITDA w Obrocie wyniósł 299 mln zł (wzrost o 407 procent rok do roku), w Energetyce Odnawialnej 110 mln zł (wzrost o 10 procent rok do roku), a w Ciepłownictwie 115 mln zł (wzrost o 24 procent rok do roku). Przychody ze sprzedaży netto PGE wyniosły 10,32 mld zł wobec 9,34 mld zł rok wcześniej, co oznacza wzrost o 10 procent rok do roku.
Po trzech kwartałach 2020 roku Grupa PGE ma prawie 33,1 mld zł przychodów (wzrost o 20 procent rok do roku), 4,35 mld zł EBITDA (spadek o 28 procent rok do roku) i 415 mln zł straty netto jednostki dominującej wobec 2.173 mln zł zysku przed rokiem.
Wskaźnik dług netto/EBITDA wyniósł na koniec września 1,58x wobec 1,6x na koniec grudnia 2019 roku. Przepływy z działalności operacyjnej wyniosły w trzecim kwartale 2,87 mld zł, a po trzech kwartałach 8,18 mld zł.
Poziom zakumulowanej gotówki w wysokości 3,3 mld zł na koniec trzeciego kwartału 2020 roku pozwolił PGE na regulowanie nadchodzących płatności za uprawnienia do emisji CO2, realizację wymagającego programu inwestycyjnego Grupy oraz planowane akwizycje.
Zarząd Grupy PGE konsekwentnie realizuje plan wzrostu jej rentowności. – Na bieżąco analizujemy dane finansowe i operacyjne. W ten sposób jesteśmy w stanie skutecznie identyfikować potencjalne ryzyka i efektywnie nimi zarządzać. Dzięki wprowadzanym programom optymalizacyjnym, w tym trudnym okresie, środki wypracowane z działalności operacyjnej w wysokości ponad 8 mld zł pozwoliły na sfinansowanie porównywalnego w skali roku poziomu wydatków inwestycyjnych oraz dodatkowo na częściową spłatę zobowiązań zaciągniętych w poprzednich latach. Zgodnie z naszą nową strategią, koncentrujemy się na stronie kosztowej. Liczę, że prowadzone działania efektywnościowe przyniosą wymierne korzyści – mówi Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE.
PGE szacuje wydatki na transformację Bełchatowa na ok. 2,5 mld zł
Spadek zapotrzebowania na energię
W sprawozdaniu czytamy, że w trzecim kwartale krajowe zużycie energii obniżyło się o ok. 0,5 TWh rok do roku, a jednocześnie, wskutek rozpiętości cen oraz zwiększonej przepustowości na rzecz wymiany równoległej między Polską a grupą obejmującą Niemcy, Czechy i Słowację, import energii netto wzrósł o ok. 0,9 TWh rok do roku. W konsekwencji spadło zapotrzebowanie na energię generowaną w elektrowniach konwencjonalnych, opalanych węglem kamiennym i brunatnym – zaznaczyła spółka.
W ciągu dziewięciu miesięcy 2020 roku krajowe zapotrzebowanie na energię obniżyło się o ok. 4,9 TWh rok do roku. Jednocześnie za sprawą silnej wietrzności, generacja wiatrowa wzrosła o ok. 0,2 TWh, a import netto zwiększył się o ok. 2,8 TWh. W rezultacie do zbilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego potrzebna była mniejsza produkcja energii w elektrowniach opalanych węglem kamiennym – o ok. 7,2 TWh i węglem brunatnym – o ok. 3,2 TWh – wskazała PGE.
PGE tłumaczy, że spadek energochłonności polskiej gospodarki oraz rosnący import i przyrost produkcji z odnawialnych źródeł energii pozostawiają w systemie elektroenergetycznym mniej miejsca na produkcję konwencjonalną. W konsekwencji spada zapotrzebowanie na energię elektryczną z elektrowni opalanych węglem kamiennym i brunatnym na rzecz tańszych źródeł energii.
Kierunek offshore
Strączyński podkreślił w zakresie inwestycji w OZE, że PGE wstrzyma się z budową nowych farm wiatrowych na ladzie, ponieważ z informacji prasowych wynika, iż tzw. ustawa odległościowa na razie nie będzie łagodzona. – Dlatego spółka intensywnie zwraca się ku potencjalnym akwizycjom – wskazał.
Wojciech Dąbrowski poinformował zaś, że do końca roku powinno dojść do podpisania porozumień z duńskim Oerstedem, z którym PGE planuje budować morskie farmy wiatrowe. – Negocjujemy ostatnie kwestie, głównie dotyczące współpracy po wybudowaniu farm, czyli usług utrzymaniowych i serwisowych. Kluczowe kwestie dotyczące np. struktury transakcji, finansowania są omówione i w dużej mierze pozamykane – uspokoił prezes PGE.
Wojciech Dąbrowski zapowiedział zaś, że grupa chce wybudować do 2040 roku moc w offshore rzędu 6,5 GW. – Zgodniej z projektem Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku na Bałtyku ma być ok. 11 GW w offshore. Chcemy aby połowa nowych farm wiatrowych na morzu do 2040 roku należała do PGE – powiedział Dąbrowski.
Energia a ceny uprawień do emisji CO2
W trzech kwartałach 2020 roku średnia cena energii na Rynku Dnia Następnego TGE wyniosła 196 zł za MWh i była o 17 procent niższa od średniej ceny notowanej w analogicznym okresie poprzedniego roku (236 zł za MWh).
Według PGE, spadek cen energii był wypadkową niższego zapotrzebowania na energię elektryczną, wynikającego z ogólnego spadku energochłonności polskiej gospodarki i wybuchu pandemii COVID-19 oraz pokrycia zapotrzebowania generacją z tańszych źródeł.
Nakłady na inwestycje wyniosły w grupie w III kwartale 1,264 mld zł i były o 34 procent niższe rok do roku. Nakłady wyniosły 3,77 mld zł, co oznacza spadek o 16 procent rok do roku.
Spółka obrotu PGE złożyła do URE wniosek o podwyższenie taryfy za energię elektryczną. Wniosek ma opiewać o wzrost na poziomie kilkunastu procent. – Liczymy, że taryfa G będzie już pokrywała uzasadnione koszty prowadzenia działalności obrotowej, bo dziś takiego pokrycia nie ma – powiedział wiceprezes PGE Paweł Strączyński.
Strączyński poinformował także, że PGE będzie musiała dokupić uprawnienia CO2 za ok. 4 mld zł, by wypełnić obowiązek za 2020 rok. – Szacujemy, że za 2020 rok, by rozliczyć w pełni obowiązki związane z umorzeniem praw do emisji CO2 będziemy na koniec marca umarzali ok. 39 mln ton CO2 po średniej cenie 107 zł, czyli ok. 4,2 mld zł to będzie wydatek gotówkowy na koniec marca – powiedział.
Patrząc na ceny energii, PGE odnotowuje spadek na rynku hurtowym przy jednoczesnym wzroście cen uprawień do emisji CO2. – Nasz uproszczony CBS, a więc różnica między ceną energii elektrycznej na giełdzie i ceną uprawień do emisji CO2 (PGE przyjmuje dla uproszczenia, że 1MWh energii wymaga umorzenia prawa do 1 tony emisji CO2 – red.) ciągle spada. Obserwujemy negatywne tendencje przy transakcjach zabezpieczających na rok 2021. To już znacząca różnica, gdzie w roku 2018 i 2018 CBS wahał się w granicach 40 zł, a obecnie CBS zabezpieczany na rok 2021 wynosi już między 100 a 110 zł. Jest to wyraźny ubytek na marży rzędu 30- 40 zł na MWh. Na szczęście klaruje się sytuacja dot. rynku mocy na 2021 rok. Mieliśmy poważne obawy związane ze skargą na rynek mocy. Wydaje się nam, że rynek mocy w pierwszym półroczu, a być może w całym 2021 roku nie zostanie zamrożony, a transfery będą odbywać się na bieżąco – wskazał. Wyjaśnił, że ubytek marży może zostanie zrekompensowany przez przychody z rynku mocy i to przełoży się na marże i wyniki segmentu konwencjonalnego.
PGE liczy na 2,5 mld zł w przyszłym roku mimo skargi na rynek mocy
Transformacja energetyczna
W październiku br. PGE Polska Grupa Energetyczna przedstawiła nową Strategię Grupy PGE do 2030 roku z perspektywą do 2050 roku będącą pierwszym dokumentem przygotowanym przez spółkę z udziałem Skarbu Państwa wskazującym ścieżkę transformacji energetycznej.
Równolegle do prac nad Strategią, Grupa PGE realizuje prace nad transformacją regionów, w których energetyka konwencjonalna jest istotnym pracodawcą. Grupa szacuje obecnie nakłady inwestycyjne na transformację kompleksu Bełchatów na ok. 2,5 mld zł. Zarząd powołał projekt „Sprawiedliwej transformacji Kompleksu Bełchatów”, planu inwestycji dla regionu. Do końca roku komitety inwestycyjne przejdą do fazy przygotowania projektów.
– Niezależność energetyczna Polski jest dla nas priorytetem. Musi się ona odbywać w realnej perspektywie czasowej, bez przenoszenia kosztów na społeczeństwo i bez zwolnień. PGE nie pozostawi regionów, w których odbędzie się transformacja energetyczna bez konkretnych rozwiązań. Dlatego w nowej Strategii PGE przedstawiliśmy koncepcję podziału Grupy, która zabezpieczy aktywa konwencjonalne i – co najważniejsze – miejsca pracy oraz pozwoli na stworzenie w Polsce silnego sektora energii odnawialnej produkującej energię po konkurencyjnych cenach – podkreśla Wojciech Dąbrowski.
– Plan transformacji Grupy PGE zmierza do osiągnięcia celu neutralności klimatycznej do 2050 roku. Zostanie to osiągnięte poprzez realizację inwestycji w nisko i zeroemisyjne źródła energii oraz infrastrukturę sieciową. Aktywa te będą wspierać wzrost wyników finansowych Grupy PGE i stanowić o jej przyszłej wartości dla akcjonariuszy – podkreśla spółka.
PGE otworzy pierwszy magazyn energii w ramach strategii do 2050 roku
Perspektywa na 2021 rok
PGE przyznaje, że spadek energochłonności polskiej gospodarki oraz rosnący import i przyrost produkcji z odnawialnych źródeł energii pozostawiają w systemie elektroenergetycznym mniej miejsca na produkcję konwencjonalną. W konsekwencji spada zapotrzebowanie na energię elektryczną z elektrowni opalanych węglem kamiennym i brunatnym na rzecz tańszych źródeł energii.
Plan transformacji Grupy PGE zmierza do osiągnięcia celu neutralności klimatycznej do 2050 roku. – Perspektywa EBITDA PGE na rok 2021 dokładnie odzwierciedla naszą wizję ze Strategii – przy pogarszających się warunkach dla funkcjonowania energetyki konwencjonalnej budujemy wartość na pozostałych segmentach działalności Grupy PGE – podsumowuje Wojciech Dąbrowski.
Polska Grupa Energetyczna oczekuje w zakresie wyników spadku EBITDA w energetyce konwencjonalnej i wzrostu w pozostałych segmentach w 2021 roku. – W energetyce konwencjonalnej oczekujemy spadku EBITDA raportowanej – powiedział Paweł Strączyński wiceprezes spółki ds. finansowych.
W prezentacji wynikowej wskazano, że na wynik segmentu będą wpływać średnioroczna cena hurtowa energii na poziomie 240 250 zł/MWh, presja spadających marż i wolumenów w efekcie zjawisk rynkowych wysoka cena CO2, nowe moce o niskim koszcie zmiennym, przy jednoczesnym rosnącym imporcie, powyższy efekt nie jest rekompensowany przychodami z tytułu rynku mocy oraz uruchomienia bloku 7 Elektrowni Turów oraz stabilny poziom średniej ceny węgla kamiennego.
W ciepłownictwie pozytywnie wpłyną na tę perspektywę dodatkowe przychody z tytułu rynku mocy oraz wzrost taryfy na sprzedaż ciepła.
Na segment oddziaływać będzie także pozytywny wpływ farm wiatrowych uruchomionych w trakcie roku 2020 oraz przejętej farmy Skoczykłody. W segmencie obrotu główne czynniki to wzrost zapotrzebowania i przywrócenie marżowości rynku detalicznego po okresie dotkniętym pandemią COVID-19, a także pokrycie uzasadnionych kosztów prowadzenia działalności w obszarze regulowanym.
Polska Grupa Energetyczna planuje wzrost nakładów inwestycyjnych w segmentach ciepłownictwa, energetyki odnawialnej i źródeł niskoemisyjnych w 2021 roku i jednocześnie spadek nakładów w energetyce konwencjonalnej. Grupa przewiduje także wzrost nakładów na źródła niskoemisyjne, w szczególności nakłady na budowę mocy gazowych w Elektrowni Dolna Odra.
Bartłomiej Sawicki
PGE szacuje wydatki na transformację Bełchatowa na ok. 2,5 mld zł
