"W przypadku energetyki konwencjonalnej liczymy się ze spadkiem EBITDA, a sytuacja dzisiaj, w tym wpływ koronawirusa, niestety negatywnie odbija się na całej gospodarce, w tym na sektorze elektroenergetycznym. Kluczowy będzie czas trwania ograniczeń, mamy nadzieję, że polska gospodarka rozwija się na tyle szybko, że szybko podniesie się po tej sytuacji" - powiedział Strączyński podczas telekonferencji.
W prezentacji wynikowej wskazano, że na segment wpływ będą mieć:
- średnioroczna cena hurtowa energii na poziomie 275 280 zł/MWh
- wytwarzanie pod presją spadających marży jednostkowych wobec potencjalnie wyższego poziomu importu oraz uruchamiania mocy wytwórczych o niższym koszcie zmiennym
- redukcje produkcji w efekcie niższego zapotrzebowania na energię elektryczną
- wyższa dyspozycyjność elektrowni Bełchatów i Turów wobec niższego obciążenia remontowego
- wyższy wolumen produkcji z węgla kamiennego w wyniku pracy bloków 5 i 6 Elektrowni Opole
- stabilny poziom średniej ceny węgla kamiennego
- brak darmowych uprawnień CO 2 dla energii elektrycznej od roku 2020 (ubytek 8 5 mln ton)
- wynik roku bazowego uwzględniający 1 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO 2.
"W ciepłownictwie również spodziewamy się nieco niższej EBITDA niż w 2019 r., szczególnie że zima była wyjątkowo ciepła" - powiedział wiceprezes.
Na segment wpływ będą mieć:
- wzrost ogólnego kosztu uprawnień CO 2 z tytułu niższej darmowej alokacji na rok 2020 (ubytek 1 mln ton)
- wynik roku bazowego uwzględniający 0 3 mld zł z tytułu dodatkowych uprawnień do emisji CO.
Grupa zakłada także spadek EBITDA w energetyce odnawialnej. Główne czynniki to:
- wolumen produkcji zależny od warunków pogodowych - 2019 był rokiem o relatywnie wysokiej wietrzności
- kontrybucja nowych farm wiatrowych 200 GWh
- wzrost kosztów operacyjnych m in w związku z rozwojem morskiej energetyki wiatrowej w ramach segmentu
- niższe ceny na rynku spot oraz PM w efekcie niższego zapotrzebowania (w związku z pandemią).
Również w segmencie obrotu spodziewany trend jest negatywny. Główne czynniki to:
- wynik roku bazowego uwzględniający efekt rozwiązania rezerw dot ustawy o cenach prądu (neutralne dla wyniku grupy)
- warunki rynkowe wpływają na poziom uzyskiwanych marż
- niższe zużycie energii elektrycznej wśród przedsiębiorstw (w związku z pandemią)
- potencjalny wzrost odpisów należności w związku z pandemią.
"W segmencie dystrybucji EBITDA powinna utrzymać się na podobnym poziomie, nie spodziewamy się negatywnych zdarzeń, z wyjątkiem wpływu koronawirusa" - dodał Strączyński.
Według prezentacji, główne czynniki w tym segmencie to:
- wartość regulacyjna aktywów (wyższa o 0 7 mld zł 17 5 mld zł oraz 113 mln zł z tytułu inteligentnych liczników)
- średnioważony koszt kapitału niższy o 50 pkt, tj. 5,5% (przed opodatkowaniem) w wyniku znacznego spadku stopy wolnej od ryzyka
- niższe wolumeny dystrybucji energii elektrycznej wśród przedsiębiorstw.
Grupa PGE wytwarza 43% produkcji energii elektrycznej (w tym segment Energetyki Konwencjonalnej ok. 42%) w Polsce oraz 25% ciepła z kogeneracji. Dodatkowo, 9% krajowej energii odnawialnej pochodzi z jej instalacji. Linie dystrybucyjne GK PGE obejmują ok. 40% powierzchni Polski i dostarczają energię elektryczną do 5,4 mln odbiorców końcowych, czyli 25% klientów w kraju. Na rynku detalicznym ma 5,3 mln klientów, stanowiących ok. 30% odbiorców końcowych w Polsce. Spółka jest notowana na GPW od 2009 r.
