Chat with us, powered by LiveChat
×Drogi Użytkowniku, przez dalsze aktywne korzystanie z naszego Serwisu (scrollowanie, zamknięcie komunikatu, kliknięcie na elementy na stronie poza komunikatem) bez zmian ustawień w zakresie prywatności, wyrażasz zgodę na przechowywanie na urządzeniu, z którego korzystasz tzw. plików cookies oraz na przetwarzanie Twoich danych osobowych pozostawianych w czasie korzystania przeze Ciebie z serwisów internetowych Stowarzyszenia Inwestorów Indywidualnych oraz innych parametrów zapisywanych w plikach cookies w celach analitycznych, reklamowych oraz funkcjonalnych. Jeżeli nie wyrażasz zgody na używanie przez nas cookies powinieneś zablokować ich zapisywanie na swoim urządzeniu zmieniając ustawienia swojej przeglądarki lub opuścić tę stronę. Aby uzyskać więcej informacji na temat plików cookies i przetwarzania danych osobowych, zapoznaj się z naszą polityką prywatności i zasadami dotyczącymi plików cookies.

Czym jest SII?

Krzysztof Surma (Tauron): „Sytuacja wzrostu cen w Europie powinna mieć charakter przejściowy”

W czwartek, 16 września 2021 roku, na stronie internetowej Stowarzyszenia Inwestorów Indywidualnych odbył się czat inwestorski z  Krzysztofem Surmą, Wiceprezesem Zarządu ds. Finansów Grupy Tauron). Uczestnicy czatu pytali m.in. o sytuację finansową spółki w pierwszym półroczu 2021 r., a także o perspektywy drugiego półrocza br., planowaną sprzedaż Tauron Wydobycie, czy też o ceny energii w Polsce i na świecie.

Sytuacja spółki w 1H 2021 r.

Wśród pytań zadawanych przez uczestników czatu pojawiło się kilka dotyczących opublikowanych niedawno wyników Grupy Tauron za pierwsze półrocze 2021 r. Pytano m.in. o powody sporego spadku CAPEXU w zakończonym półroczu, czy o powody istotnego wzrostu udziału segmentu wytwarzania w EBITDA Grupy.

 

CAPEX w I półroczu br. spadł o prawie 30 proc. do poziomu ok. 1,3 mld zł z 1,8 mld zł rok wcześniej. Zmiana ta wynikała głównie z niższych r/r o 580 mln zł nakładów inwestycyjnych poniesionych w segmencie Wytwarzanie. Było to związane z oddaniem - w listopadzie 2020 r. - do eksploatacji bloku 910 MW w Jaworznie oraz zakończeniem prac związanych z dostosowaniem jednostek do konkluzji BAT – wyjaśniał Krzysztof Surma,

 

Wzrost udziału segmentu Wytwarzanie w wynikach EBITDA Grupy TAURON jest efektem przede wszystkim transakcji jednorazowych na uprawnieniach do emisji CO2, przychodów z rynku mocy oraz kontraktu w formule "koszt+" zawartego pomiędzy TAURON i NJGT – uzupełnił Wiceprezes swoją wypowiedź odnosząc się do drugiego z pytań dotyczących półrocza.

 

Podczas czatu padło także pytanie o koszty związane z prawami do emisji CO2, jakie Tauron poniósł w 2020 r. oraz w pierwszej połowie 2021 r. w związku z posiadanymi aktywami węglowymi.

 

W 2020 r. Grupa TAURON poniosła koszty związane z emisją CO2 na poziomie 864 mln zł, a w I pół. 2021 r.: 698 mln zł – odpowiedział Krzysztof Surma.

Tauron Wydobycie

Wobec z niedawno podpisanego listu intencyjnego ze Skarbem Państwa dotyczącym potencjalnej sprzedaży przez Grupę Tauron 100% akcji Tauron Wydobycie, podczas czatu nie mogło zabraknąć również i tego tematu. Inwestorzy pytali jak sprzedaż tych aktywów wpłynie na dług netto spółki.

 

Wczoraj TAURON podpisał ze Skarbem Państwa list intencyjny dotyczący potencjalnego nabycia przez Skarb Państwa 100 proc. akcji w spółce TAURON Wydobycie. Kolejnym kamieniem milowym w ramach tej transakcji będzie wycena aktywów TAURON Wydobycie, która prawdopodobnie będzie sporządzona z uwzględnieniem formuły oddłużenia oraz niskiej bieżącej wartości tych aktywów. Dlatego też, po ewentualnym przeprowadzeniu transakcji poziom zadłużenia Grupy TAURON nie powinien ulec istotnej zmianie – tłumaczył przedstawiciel Zarządu, a odnosząc się także do pytania o potencjalną metodę wyceny spółki Tauron Wydobycie na potrzeby transakcji, dodał, że:

 

Wczoraj został podpisany list intencyjny w tej sprawie i trwa ustalanie warunków wyboru podmiotu wyceniającego. Metoda wyceny zostanie ustalona po rekomendacji tego podmiotu – wyjaśnił dodatkowo Krzysztof Surma.

Perspektywy na 2H 2021 r.

Internauci pytali, czy spółka widzi szansę na dodatni EBIT w segmencie wytwarzania w drugim półroczu br.

 

Wynik EBIT II półrocza tego roku będzie zależał od kilku czynników m.in.: przychodów z rynku mocy, wyników na umowie pomiędzy TPE a NJGT, marży uzyskiwanej na energii elektrycznej i cieple uzyskiwanej przez TAURON Wytwarzanie i TAURON Ciepło, a także wyników testów na utratę wartości, które będą prowadzone na etapie sporządzania sprawozdania finansowego za 2021 r. Powtarzalnymi czynnikami są przychody z rynku mocy i generowana marża na energii elektrycznej i cieple. Natomiast wynik na umowie TPE z NJGT będzie zależał od okresu jej obowiązywania, a wynik testów na utratę wartości będzie zależał od przyszłej sytuacji rynkowej – odpowiedział Wiceprezes.

 

Z kolei na pytanie, czy należy oczekiwać poziomu produkcji energii ok. 3 TWh kwartalnie w najbliższych okresach padła odpowiedź, że:  W najbliższych dwóch kwartałach zakładamy, przy utrzymaniu bieżących warunków rynkowych, średnią produkcję energii elektrycznej z aktywów wytwórczych Grupy TAURON na ok. 3 TWh.

Segment OZE

W obszarze tematyki OZE uczestnicy czatu pytali o udział OZE w produkcji energii przez Grupę oraz o plany rozwoju w segmencie fotowoltaiki.

 

Grupa TAURON w I półroczu 2021 r. wytworzyła prawie 12 proc. energii elektrycznej z OZE. Zgodnie z założeniami kierunków strategicznych w 2025 r. Grupa TAURON zamierza posiadać ok. 1,6 GW zainstalowanych w OZE. Istotną część z tego, w wysokości co najmniej 300 MW, mają stanowić aktywa fotowoltaiczne. Całkowita moc zainstalowana w OZE w Grupie TAURON wynosi obecnie ok. 670 MW i stanowi ok. 12 proc całkowitej mocy zainstalowanej w Grupie – odpowiedział przedstawiciel Zarządu Tauron.

Ceny energii

Podczas spotkania pytano także o perspektywy zmian cen energii w najbliższych kilkunastu miesiącach. 

 

Obserwujemy w ostatnim czasie istotny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w całej Europie. Dodatkowo mamy do czynienia z niezwykle silnym wzrostem cen surowców wywołanym głównie sytuacją światową (dynamiczna odbudowa gospodarek po pandemii COVID-19, pakiety finansowe, problemy z odpowiednią podażą gazu). Na tę sytuację nałożył się niezwykle dynamiczny wzrost cen uprawnień do emisji CO2 w związku z zaostrzającą się polityką klimatyczną Unii Europejskiej (publikacja pakietu „Fit for 55”, propozycja zaostrzenia celu redukcji emisji do 2030 r. oraz kolejnej reformy systemu EU ETS). Wszystkie te czynniki istotnie przekładają się na ceny hurtowe energii elektrycznej na rynku bieżącym SPOT, ale i w transakcjach terminowych z dostawą na 2022 r. i 2023 r. - wyjaśniał Krzysztof Surma. 

 

Pytano też, czy wzrosty cen energii widoczne na giełdach i na świecie wynikają z fundamentów, czy jednak spekulacji cenowych.

 

Rynek surowców oraz energii elektrycznej w dużym stopniu dyskontuje przyszłe uwarunkowania. Obserwowane wzrosty cen wynikają z gwałtownego wzrostu popytu i braku możliwości dostosowania podaży w połączeniu z wyraźnym spadkiem generacji z OZE w Europie oraz niekorzystnym bilansem mocy. Aktualnie produkty terminowe z dostawą w 2023 r. są wyceniane na wyraźnie niższych poziomach niż na rynkach SPOT i z dostawą w 2022 r., co zgodnie z interpretacją kierunku notowań kontraktów terminowych oznacza, że obecnie obserwowana sytuacja wzrostu cen w Europie powinna mieć charakter przejściowy - podsumował Wiceprezes Zarządu. 

 

Zapraszamy do zapoznania się z pełnym zapisem czatu z Grupą Tauron