O wynikach za 2021 rok, inwestycjach w OZE i bloki gazowe, a także wpływie wojny w Ukrainie na działalność spółki, rozmawiano podczas czatu inwestorskiego Grupy Tauron. Na pytania graczy odpowiadał Krzysztof Surma, wiceprezes zarządu ds. finansów spółki.
Odnosząc się do wyników za 2021 rok, inwestorzy pytali o wpływ kosztów emisji CO2 na ubiegłoroczne rezultaty działalności spółki.
- W roku 2021 koszt uprawnień do emisji CO2 rozpoznany w wyniku Grupy wyniósł ponad 2 mld zł. Uprawnienia zostały w większości zahedgowane w okresach wcześniejszych, w których dokonywano sprzedaży energii elektrycznej wyprodukowanej w 2021 roku – tłumaczył Krzysztof Surma z Grupy Tauron.
Z kolei na pytanie o spodziewany poziom kosztów z tytułu emisji CO2 w 2022 roku wiceprezes mówił: Agresja Rosji na Ukrainę niezaprzeczalnie wpłynęła na rynek EU ETS. Średnia cena w 2021 roku wyniosła ok. 53 EUR/Mg. Na przełomie lutego/marca obserwowaliśmy potężny spadek cen z poziomu ok. 90 EUR/Mg do chwilowego minimum na poziomie 55 EUR/Mg. Obecnie cena powróciła do ok. 80 EUR/Mg. Ostatnia dostępna, niezależna prognoza dotycząca rynku uprawnień CO2 (poll analityczny) wskazuje, że średnia cena w 2022 roku może ukształtować się na poziomie ok. 75 EUR/Mg.
W kwestii wyników spółki za ubiegły rok zwrócono również uwagę na koszty odsetkowe, które wyniosły 330 mln zł, a także pytano o wpływ wyższych stóp procentowych na ten koszt w 2022 roku.
- Spodziewamy się wzrostu kosztów odsetkowych, tym niemniej warto wskazać, że około 80% portfela dłużnego spółki jest niewrażliwe na zmiany stopy procentowej ze względu na fakt, iż część umów jest zawartych w oparciu o stałą stopę procentową, a znaczna część umów opartych o zmienną stopę procentową została zabezpieczona transakcjami pochodnymi IRS (zamiana zmiennej stopy na stałą) – dodał wiceprezes zarządu ds. finansów.
Sprzedaż i produkcja energii elektrycznej
Z raportu wynika, że wolumen dystrybucji energii elektrycznej przez grupę wzrósł w 2021 roku o 7,4 procent. W związku z tym, jeden z inwestorów zapytał o przyczyny tego wzrostu.
- W 2020 roku zużycie energii elektrycznej w Polsce spadło w ujęciu rocznym o 2,3% do poziomu 169,4 TWh. Główną przyczyną spadku zużycia energii elektrycznej w 2020 roku było spowolnienie gospodarcze związane z pandemią COVID-19. W 2021 roku obserwowaliśmy istotne ożywienie gospodarcze, co przyczyniło się do wzrostu zużycia energii w skali kraju o ok. 5,4% do poziomu 174,4 TWh. Na obszarze Tauron Dystrybucja dynamika wzrostu była większa i wyniosła 7,4% - mówił przedstawiciel spółki podczas czatu inwestorskiego.
Pojawiło się również pytanie o spodziewaną zmianę konsumpcji energii elektrycznej w 2022 roku.
- W 2022 roku obserwujemy kontynuację wzrostu zużycia energii elektrycznej w skali kraju. Jest on jednak mniej dynamiczny niż w 2021 roku. Z punktu widzenia całego 2022 roku spodziewamy się nieznacznego wzrostu zużycia energii elektrycznej, co wiąże się między innymi z prognozą większego zużycia energii elektrycznej w obszarze gospodarstw domowych i usług, co spowodowane jest napływem uchodźców z Ukrainy – dodał Krzysztof Surma.
Według danych pochodzących ze sprawozdania finansowego za 2021 rok, spółka pokrywa 56 procent swojego zapotrzebowania na węgiel z tytułu produkcji energii elektrycznej i ciepła ze źródeł własnych. Inwestorzy pytali, skąd pochodziła pozostała część „skonsumowana” w 2021 roku.
- Pozostała część pochodzi wyłącznie od dostawców krajowych, w tym przede wszystkim z PGG i JSW – podano podczas czatu.
Odpowiadając na kolejne pytanie Krzysztof Surma powiedział, że zarówno w ubiegłym roku, jak i obecnie, spółka nie kupuje węgla pochodzącego z Rosji. Dodatkowo zamierza w tym roku zwiększyć ilość zużywanego węgla pochodzącego z własnych zakładów górniczych.
Inwestycje
W 2021 roku nakłady inwestycyjne wyniosły 2,9 mld złotych i w ujęciu rocznym były niższe o 27 procent. Inwestorzy pytali o powody tego spadku.
- Główna przyczyną niższych o 27% wydatków inwestycyjnych poniesionych w roku 2021 w stosunku do roku 2020 były niższe wydatki w segmencie wytwarzanie, co jest związane z zakończeniem w roku 2020 budowy bloku 910 MW oraz niższymi wydatkami na dostosowanie jednostek wytwórczych do wymogów BAT – odpowiedział wiceprezes zarządu ds. finansów Grupy Tauron.
Na pytanie o kluczowe projekty inwestycyjne, jakie będą realizowane w 2022 roku Surma odpowiedział: Tauron planuje istotnie zwiększyć poziom inwestycji w obszarze odnawialnych źródeł energii i utrzymać znaczący poziom wydatków w obszarze dystrybucji na poziomie zbliżonym do roku 2021.
W kwestii OZE zwrócono także uwagę na spadek produkcji, jaki nastąpił w 2021 roku (12%). W związku z tym przedstawiciel spółki wyjaśniał: W 2021 roku na poziom produkcji negatywnie wpłynęły warunki meteorologiczne, przede wszystkim wietrzne. Spodziewamy się lepszych warunków wietrznych r/r oraz pozytywnego wpływu nowo oddawanych inwestycji w farmach wiatrowych (Piotrków - 30MW, Majewo-6MW) i fotowoltaicznych (Choszczno II - 8MW).
W 2021 udział segmentu OZE w EBITDA Grupy Tauron wyniósł 9%.
Pytano również o program „Bloki 200+” realizowany wspólnie z Rafako, mający na celu podniesienie poziomu innowacyjności energetyki węglowej, a także o plany budowy bloków gazowych.
- Inicjatywa ta polega na uelastycznieniu pracy bloków klasy 200MW, w tym w szczególności na obniżeniu poziomu minimum technicznego – mówił Surma.
- Grupa rozważa budowę bloków kogeneracyjnych. W chwili obecnej spółka podjęła decyzję o pozyskaniu ofert cenowych od potencjalnych wykonawców bloku gazowo-parowego z wysokosprawną kogeneracją o przewidywanej mocy w przedziale od 400 MWe do 500 MWe oraz 250 MWt w Elektrowni Łagisza. Pozyskanie ofert jest pierwszym etapem, który – po uwzględnieniu pozostałych przesłanek procesu inwestycyjnego – umożliwi wykonanie kompleksowych analiz projektu pod kątem jego długoterminowej opłacalności. Tauron wskazuje, że projekt będzie realizowany jedynie w przypadku korzystnego dla projektu rozstrzygnięcia aukcji rynku mocy zaplanowanej na grudzień 2022 r., przy uwzględnieniu uwarunkowań rynkowych (m. in. w zakresie warunków długoterminowego kontraktu na dostawy paliwa gazowego oraz jego dostępności), które powinny zagwarantować mu oczekiwany poziom rentowności oraz obiektywną możliwość realizacji projektu – dodano podczas czatu.
