– Nasze prognozy długoterminowe zakładają wzrost cen energii w 2019 roku względem roku poprzedniego, głównie ze względu na rosnące koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 i węgla kamiennego. W kolejnych latach przewidujemy stabilizację cenową – stwierdził Marek Wadowski, wiceprezes zarządu ds. finansów spółki Tauron Polska Energia podczas czatu inwestorskiego zorganizowanego wspólnie ze Stowarzyszeniem Inwestorów Indywidualnych. Więcej na temat dywidendy oraz tego czy w Polsce występuje ryzyko blackoutu, dowiecie się z poniższej relacji.
W 2018 roku Tauron wypracował zysk netto przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej w wysokości 204,880 mln zł, wobec 1380,663 mln zł w 2017 roku. Wprawdzie pytanie o powody spadku zysku nie padło, ale jeden z uczestników czatu poprosił o wskazanie przyczyn spadku ilości produkowanej energii elektrycznej przez spółkę.
– Spadek produkcji energii elektrycznej wynika z przyjętej strategii handlowej i zmniejszenia generacji OZE w związku z uwarunkowaniami hydrologicznymi i mniejszą wietrznością – odpowiedział Marek Wadowski.
Kolejne pytanie dotyczyło zadłużenia spółki oraz przekroczonych przez nią kowenantów.
- W programie emisji obligacji na rynku krajowym z roku 2014, wskaźnik dług netto/EBITDA ma inną definicję niż ten sam wskaźnik w emisji obligacji z listopada 2015 roku. Ten wskaźnik publikujemy w naszej prezentacji wynikowej, na koniec 2018 roku osiągnął on poziom 2,54. Już w roku 2016 zakładaliśmy, że kowenant w programie emisji obligacji na rynku krajowym może zostać przekroczony i podpisaliśmy porozumienie z mniejszością blokującą, dzięki czemu takie przekroczenie nie niesie ze sobą żadnych negatywnych skutków. Na koniec 2018 roku mamy dostępne finansowanie na poziomie 5,8 mld zł, które zabezpieczają nam spłatę. Na koniec 2019 roku nie przewidujemy przekroczenia wskaźnika 3,5 – stwierdził wiceprezes Tauronu.
| Tauron Polska Energia - wykres kursu akcji |
 |
| Źródło: opracowanie własne na podstawie wykresu wygenerowanego w serwisie Stooq.pl |
Kontynuując temat zadłużenia, jeden z inwestorów zapytał o wpływ zmian w MSSF 16 na zadłużenie netto grupy oraz ewentualny ich wpływ na zmianę wskaźnika długu netto/EBITDA. Marek Wadowski uspokajał jednak stwierdzając, że zmiany w MSSF 16 nie mają wpływu na wskaźnik dług netto/EBITDA z uwagi na podpisane z bankami porozumienie modyfikujące jego definicję.
Rekompensaty
Pojawiło się również pytanie o to, jak spółka radzi sobie w niepewnym otoczeniu prawnym w szczególności w kontekście wspomnianych przez rząd rekompensat.
– Aby oszacować wpływ regulacji prawnych na wyniki pierwszego kwartału, musimy poczekać na finalny ich kształt. Oczekujemy, iż ostatecznie regulacje te będą miały neutralny wpływ na sytuację finansową Grupy Tauron. Niemniej jednak musimy poczekać na finalne rozwiązania. Do tego czasu monitorujemy sytuację i w zależności od rozstrzygnięć będziemy elastycznie reagować – mówił Marek Wadowski podczas czatu inwestorskiego.
– Czy rezerwa na umowy rodzące obciążenia w segmencie Sprzedaż na kwotę 214 mln zł wynika z proponowanych przez rząd rekompensat? - pytał jeden z inwestorów, a Marek Wadowski odpowiedział następująco: Rezerwa w segmencie sprzedaż na kontrakty rodzące obciążenia, wynika z Międzynarodowych Standardów Rachunkowości i została oszacowana zgodnie ze stanem prawnym na koniec 2018 roku. W odniesieniu do tego stanu prawnego nie zostały wydane stosowne regulacje dotyczące rekompensat, zatem szacunek rezerwy ich nie uwzględnia.
Inwestycje
Odnosząc się do tej kwestii padło pytanie o to, jaki CAPEX spółka przewiduje w 2019 roku.
– Wydatki inwestycyjne w roku 2019 będą się kształtować w przedziale 4-5 mld zł. Główną pozycją wydatków inwestycyjnych będzie dokończenie bloku 910MW w Jaworznie (ok. 1,7 mld zł) – stwierdził Marek Wadowski.
W konteście bloku 910MW w Jaworznie wiceprezes spółki dodał: Pierwsze MWh popłyną po synchronizacji bloku, która będzie miała miejsce w trzecim kwartale 2019 roku. Planowana data oddania bloku do eksploatacji to listopad 2019 roku. Blok będzie eksploatowany w pełnym zakresie od roku 2020.
Rynek mocy
Inwestorzy pytali również o aukcje rynku mocy. Pierwsze z nich dotyczyło terminu kolejnych aukcji.
– Kolejna akcja główna na rok 2024 zostanie zorganizowana 12 grudnia 2019 roku. Następnie w dniu 18 marca 2020 roku odbędzie się aukcja dodatkowa na rok 2021. Terminy następnych aukcji będą publikowane w kolejnych rozporządzeniach wykonawczych – odpowiedział przedstawiciel spółki.
Pytano także o to, co stanie się z blokami, które nie mają kontraktu na rynku mocy.
– Wszystkie jednostki wytwórcze Tauron Wytwarzanie zostały zgłoszone do rynku mocy – większość zakontraktowano w aukcjach głównych, a pozostałe przesunięto do rezerwy. Ze względu na wymagania emisyjne określone w konkluzjach BAT, istnieje konieczność modernizacji wszystkich bloków. Docelowo będziemy poszukiwać optymalnego efektu ekonomicznego pomiędzy wykorzystaniem rezerwy na własne potrzeby, a jej sprzedażą na rynku wtórnym – powiedział Wadowski.
Zobacz, jak czat inwestorski z wiceprezesem spółki Tauron Polska Energia zapowiadaliśmy na twitterze
Zapraszamy na kolejny czat inwestorski ????. Tym razem na Wasze pytania odpowie Marek Wadowski, Wiceprezes Zarządu @TauronPE ⚡️
— Stow. Inwest. Ind. ???? (@inwestorzy) 3 kwietnia 2019
Temat czatu: Omówienie wyników finansowych Grupy TAURON za 2018 r.
???? czwartek, 4 kwietnia ⏰ 15:00https://t.co/h9v78AGz1B
Natomiast wiceprezes Tauronu poproszony o ocenę wyników akcji głównych rynku mocy mówił: Jesteśmy bardzo zadowoleni z wyników pierwszych aukcji rynku mocy, ponieważ udało nam się zrealizować założone cele - głównie w zakresie zakontraktowania wszystkich zgłoszonych jednostek i maksymalizacji umów wieloletnich (stanowiących ponad 80 procent). W efekcie zawartych kontraktów Grupa TAURON uzyskała dodatkowe przychody, które w okresie 2021-2037 roku wyniosą ponad 4,8 mld zł.
Ryzyko blackoutu
Jeden z inwestorów zapytał również o ryzyko wystąpienia w Polsce blackoutu.
– W mojej ocenie istnieje niewielkie prawdopodobieństwo wystąpienia blackoutu w 2019 roku. Uruchomienie nowych bloków wytwórczych (głównie Jaworzno, Opole, Kozienice, Włocławek i Płock) kompensuje ubytki spowodowane wycofaniem z eksploatacji najstarszych jednostek węglowych i remontami związanymi z dostosowaniem do konkluzji BAT. Ze względu na środki zaradcze dostępne dla PSE (głównie DSR i import) mało prawdopodobne jest, aby doszło do przerw w dostawach energii do odbiorców końcowych nawet latem, kiedy bilans mocy może być bardziej napięty – tłumaczył Marek Wadowski.
Dywidenda
Padło także pytanie o to, czy spółka planuje dzielić się zyskiem z akcjonariuszami.
– Podtrzymujemy dotychczasowe deklaracje w zakresie dywidendy, co oznacza, że powrót do wypłaty dywidendy nastąpi w roku przyszłym i będzie dotyczyła podziału zysku za 2019 rok. Oczywiście ostateczna decyzja będzie należała do akcjonariuszy – skomentował wiceprezes ds. finansów.
Ceny energii
Na zadano pytanie o przewidywane przez spółkę kształtowanie się cen energii w 2019 roku i kolejnych latach.
– Nasze prognozy długoterminowe zakładają wzrost cen energii w 2019 roku względem roku poprzedniego, głównie ze względu na rosnące koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 i węgla kamiennego. W kolejnych latach przewidujemy stabilizację cenową, z uwagi na poprawę bilansu mocy i wyhamowania wzrostu cen uprawnień – mówił wiceprezes Wadowski.
