-
102-7
-
102-4
Segment Wydobycie
Wyszczególnienie (tys. zł) | 2019 | 2018 | 2017 | Dynamika (2019/2018) |
Zmiana (2019-2018) |
---|---|---|---|---|---|
Wydobycie | |||||
Przychody ze sprzedaży | 944 433 | 1 266 024 | 1 541 425 | 75% | (321 591) |
węgiel – sortymenty grube i średnie | 236 506 | 367 449 | 509 348 | 64% | (130 943) |
węgiel energetyczny | 658 630 | 831 875 | 973 549 | 79% | (173 245) |
pozostałe przychody | 49 296 | 66 700 | 58 528 | 74% | (17 404) |
Zysk operacyjny | (1 391 949) | (1 053 469) | (211 070) | – | (338 480) |
Amortyzacja i odpisy | 892 084 | 963 207 | 128 034 | 38% | (71 123) |
EBITDA | (499 865) | (90 262) | 43 913 | – | (409 603) |
W 2019 r. przychody ze sprzedaży w Segmencie Wydobycie były niższe o 25% w porównaniu do 2018 r. za sprawą niższego wolumenu sprzedanego węgla, co wynikało z niższej produkcji węgla handlowego realizowanej przez zakłady górnicze spółki TAURON Wydobycie. Największy spadek zanotowano w ZG Sobieski, co wynikało m.in. z wykonania dodatkowych prac górniczych w celu wyzbrojenia kompleksu ścianowego oraz pożaru w rabunku ściany 547. Mniejsze wydobycie na pozostałych zakładach jest efektem pogorszonych warunków geologiczno-górniczych.
Wynik EBITDA Segmentu Wydobycie ukształtował się w 2019 r. na poziomie znacząco niższym w stosunku do 2018 r., na co wpłynęły następujące czynniki:
- sprzedaż niższego wolumenu każdego z sortymentów węgla przeciętnie o 22% – głównie w wyniku niższej produkcji węgla handlowego,
- niższa przeciętna cena sprzedawanych produktów przeciętnie o 4%, jako wypadkowa niższej ceny sortymentów grubych i średnich co jest pochodną sytuacji na rynku węgla, w efekcie spadku zapotrzebowania na ten surowiec oraz niewielkiego wzrostu cen sprzedawanych miałów o 1%,
- wyższy jednostkowy koszt bezpośredni zmienny wyprodukowanego węgla, co jest wypadkową 24% spadku wolumenu oraz wyższych kosztów bezpośrednich zmiennych. Wzrost kosztów wynika z wyższych rozliczanych kosztów robót przygotowawczych, co jest związane z większą ilością węgla z chodników,
- realizacja w 2019 r. części sprzedaży z produkcji poprzedniego okresu, natomiast w 2018 r. ujęto w aktywach bilansu część wyprodukowanego, a nie sprzedanego węgla.
Wynik EBIT Segmentu Wydobycie ukształtował się w 2019 r. na poziomie znacząco niższym niż w 2018 r. głównie z powodu odpisów aktualizujących oraz powyższych czynników.
Grupa TAURON rozpoznała w wynikach 2019 r. utworzenie odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości bilansowej jednostek generujących przepływy pieniężne (CGU) wchodzących w skład Segmentu Wydobycie, których łączny wpływ na obciążenie wyniku operacyjnego Segmentu Wydobycie wyniósł 694 mln zł, co jest wartością niższą aniżeli ujęto w analogicznym okresie ubiegłego roku.
Główne inwestycje
W Segmencie Wydobycie w 2019 r. poniesiono łącznie 480 mln zł nakładów inwestycyjnych, w tym na następujące projekty inwestycyjne:
- 94 mln zł na budowę szybu „Grzegorz” wraz z budową infrastruktury i wyrobiskami towarzyszącymi,
- 81 mln zł na budowę poziomu 800 m w ZG Janina,
- 70 mln zł na program inwestycyjny w ZG Brzeszcze,
- 185 mln zł nakłady na przygotowanie przyszłej produkcji.
Pozostałe nakłady w Segmencie Wydobycie ponoszone są na przygotowanie i obsługę wydobycia (głównie zakup maszyn i urządzeń, drążenie wyrobisk, przygotowanie ścian).
Segment Wytwarzanie
Segment Wytwarzanie obejmuje spółki TAURON Wytwarzanie, TAURON Ciepło i TAURON Ekoenergia.
Wyszczególnienie (tys. zł) |
2019 | 2018 | 2017 | Dynamika (2019/2018) |
Zmiana (2019-2018) |
---|---|---|---|---|---|
Wytwarzanie | |||||
Przychody ze sprzedaży | 4 923 281 | 4 638 494 | 4 537 002 | 106% | 284 787 |
energia elektryczna | 3 793 331 | 3 598 195 | 3 484 071 | 105% | 195 131 |
ciepło | 826 638 | 833 410 | 873 777 | 99% | (6 772) |
prawa majątkowe ze świadectw pochodzenia energii elektrycznej |
253 936 | 153 637 | 114 840 | 165% | 100 299 |
pozostałe przychody | 49 377 | 49 377 | 64 314 | 93% | (3 786) |
Zysk operacyjny | (129 097) | 196 658 | 89 645 | – | (325 755) |
Amortyzacja i odpisy | 1 113 336 | 534 714 | 447 379 | 208% | 578 622 |
EBITDA | 984 239 | 731 372 | 537 024 | 135% | 252 867 |
W 2019 r. przychody ze sprzedaży w Segmencie Wytwarzanie były wyższe o 6% w porównaniu do 2018 r. za sprawą wyższych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (ze względu na wyższe ceny sprzedaży) i praw majątkowych (ze względu na wyższe ceny sprzedaży oraz wolumen PM OZE). Niższe przychody ze sprzedaży ciepła to konsekwencja mniejszego wolumenu sprzedaży, na co wpłynęły wyższe temperatury zewnętrzne r/r.
Wynik EBITDA Segmentu Wytwarzanie za 2019 r. ukształtował się na poziomie o 35% wyższym w stosunku do roku ubiegłego.
Na poziom uzyskanych wyników wpłynęły następujące czynniki:
- wyższa marża na energii elektrycznej (energetyka konwencjonalna) – głównie ze względu na wyższy CDS r/r. Istotny wpływ na CDS w 2019 r. miało ujęcie w koszcie rezerwy tworzonej w związku z obowiązkiem przedstawienia do umorzenia uprawnień do emisji CO2 883 tys. jednostek poświadczonej redukcji emisji CER,
- wyższa marża na energii elektrycznej (OZE) – ze względu na wyższe ceny sprzedaży energii elektrycznej i PMOZE oraz wyższy wolumen produkcji w elektrowniach wiatrowych i wodnych,
- niższa marża na cieple – głównie ze względu na wzrost kosztów uprawnień do emisji CO2 i kosztów paliw, nie w pełni przeniesiony w taryfach na ciepło,
- wynik na okazyjnym nabyciu od grupy in.ventus 5 farm wiatrowych – zdarzenie, które wpłynęło pozytywnie na wynik w 2019 r.,
- rozwiązanie rezerwy na świadczenia pracownicze (ekwiwalent pieniężny za ulgowe korzystanie z energii elektrycznej (taryfa pracownicza), nagrody jubileuszowe i Zakładowy Fundusz Świadczeń Socjalnych) w TAURON Wytwarzanie – zdarzenie, które wpłynęło pozytywnie na wynik w 2018 r.,
- pozostałe (głównie: rozwiązanie rezerw na zwrot dotacji dot. bloków biomasowych, rozwiązanie rezerw na rekultywację składowiska odpadów paleniskowych, rozwiązanie rezerwy na Program Dobrowolnych Odejść, wyższe przychody z odszkodowań, wzrost kosztów pracy wynikający z porozumienia płacowego oraz niższe koszty najmu, dzierżawy i wieczystego użytkowania gruntów w związku z wdrożeniem MSSF 16 Leasing).
Grupa TAURON rozpoznała w wynikach 2019 r. utworzenie i odwrócenie odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości bilansowej jednostek generujących przepływy pieniężne (CGU) wchodzących w skład Segmentu Wytwarzanie, których łączny wpływ na obciążenie wyniku operacyjnego Segmentu wyniósł 610 mln zł.
Główne inwestycje
W Segmencie Wytwarzanie w 2019 r. poniesiono łącznie 1 683 mln zł nakładów inwestycyjnych, w tym na następujące przedsięwzięcia inwestycyjne:
- 1 020 mln zł na budowę nowego bloku energetycznego o mocy 910 MWe w Jaworznie,
- 104 mln zł Uciepłownienie Elektrowni Łagisza,
- 42 mln zł dostosowanie jednostek wytwórczych TAURON Wytwarzanie do Konkluzji BAT,
- 32 mln zł odtworzenie SDW w Elektrowni Łagisza,
- 25 mln zł inwestycje związane z rozwojem i utrzymaniem sieci ciepłowniczych,
- 27 mln zł przyłączenia nowych obiektów,
- 6 mln zł na przyłączenie obiektów ogrzewanych ze źródeł niskiej emisji do sieci ciepłowniczych,
- 215 mln zł na nakłady odtworzeniowe i komponenty remontowe w TAURON Wytwarzanie.
- 601 mln zł zakup 5 farm wiatrowych (w sprawozdaniu nakłady przypisane do Pozostałej działalności)
Ponadto w kwocie nakładów segmentu ok. 166 mln zł stanowią koszty finansowe.
Oprócz powyższych inwestycji realizowana jest inwestycja w Stalowej Woli z udziałem partnera strategicznego PGNiG. TAURON i PGNiG posiadają po 50% udziałów w spółce celowej realizującej projekt obejmujący budowę bloku gazowo-parowego o mocy 449 MWe wraz z członem ciepłowniczym o mocy 240 MWt. W styczniu 2016 r. odstąpiono od kontraktu z głównym wykonawcą firmą Abener Energia. W marcu 2017 r., dzięki spłacie dotychczasowych instytucji finansujących projekt, weszły w życie podpisane aneksy do umowy gazowej, elektrycznej, porozumienie restrukturyzujące projekt. Uzgodniono i podjęto decyzję o budowie rezerwowego źródła ciepła. W marcu 2018 r. pozyskano finansowanie od BGK i PGNiG. W wyniku przeprowadzenia szeregu analiz, m.in. z uwagi na poziom zaawansowania inwestycji zdecydowano się na formułę EPCM. Do realizacji EPCM wybrano konsorcjum firm Energopomiar Gliwice – Energoprojekt Katowice. Zakończenie realizacji tej inwestycji planowane jest na I połowę 2020 r. Przewidywane nakłady inwestycyjne na projekt (bez kosztów finansowych) wynoszą 1,4 mld zł.
Segment Dystrybucja
Wyszczególnienie (tys. zł) | 2019 | 2018 | 2017* | Dynamik (2019/2018) |
Zmiana (2019- 2018) |
---|---|---|---|---|---|
Dystrybucja | |||||
Przychody ze sprzedaży | 6 594 864 | 6 060 201 | 5 847 303 | 109% | 534 663 |
usługi dystrybucyjne i handlowe | 6 299 847 | 5 789 487 | 5 438 954 | 109% | 510 360 |
opłaty przyłączeniowe | 80 885 | 81 129 | 114 112 | 100% | (244) |
przychody z tytułu kolizji energetycznych | 45 058 | 51 399 | 37 220 | 88% | (6 341) |
pozostałe przychody (najem, towary i materiały, usługi budowlano-montażowe) | 169 074 | 138 186 | 257 017 | 122% | 30 888 |
Zysk operacyjny | 1 443 741 | 1 391 155 | 1 210 925 | 104% | 52 586 |
Amortyzacja i odpisy | 1 162 067 | 1 074 382 | 1 071 760 | 108% | 87 685 |
EBITDA | 2 605 808 | 2 465 537 | 2 282 685 | 106% | 140 271 |
W 2019 r. Segment Dystrybucja, w porównaniu do 2018 r., zanotował wzrost przychodów ze sprzedaży o 9%, natomiast wzrost wyników na poziomie EBIT i EBITDA wyniósł odpowiednio 4% i 6%. Na dynamikę wyników wpłynęły poniższe przyczyny:
- wzrost średniej stawki sprzedaży usługi dystrybucyjnej do odbiorców końcowych,
- spadek wolumenu dostaw ogółem w tym:
- spadek w grupie A wynikający zarówno z podjęcia przez odbiorców działań zmierzających do ograniczenia poboru energii z sieci dystrybucyjnej (szersze wykorzystanie własnych jednostek wytwórczych oraz optymalizacja zużycia energii elektrycznej) jak też ograniczenia produkcji (spółki węglowe oraz hutnictwo),
- wzrost dostaw do odbiorców końcowych, w szczególności wśród odbiorców w grupie B w efekcie utrzymującej się korzystnej koniunktury gospodarczej głównie w I półroczu 2019 r. oraz w grupie G przede wszystkim w związku ze wzrostem o 53 tys. liczby odbiorców gospodarstw domowych,
- wyższe koszty zakupu usług przesyłowych,
- wyższe koszty zakupu energii elektrycznej na pokrycie strat różnicy bilansowej będące wypadkową wyższej ceny zakupu, mniejszego wolumenu, oraz odchylenia z tytułu doszacowania,
- spadek przychodów z tytułu kolizji energetycznych w związku z faktem, iż w 2018 r zrealizowane zostały dwie istotne kolizje na sieci WN-110kV oraz nieznaczny spadek przychodów z opłat przyłączeniowych dotyczących przyłączeń podmiotów głównie do sieci WN,
- wzrost opłat za przekroczenie mocy oraz ponadnormatywny pobór energii biernej.
Główne inwestycje
W Segmencie Dystrybucja w 2019 r. poniesiono łącznie 1 785 mln zł nakładów inwestycyjnych. Główne kierunki inwestowania to:
- 996 mln zł na inwestycje związane z modernizacją i odtworzeniem sieci,
- 667 mln zł na inwestycje związane z przyłączeniem nowych odbiorców
Ponadto, w 2019 r. poniesiono również nakłady w łącznej wysokości ok. 117 mln zł na: łączność i informatykę, budynki i budowle, środki transportu.
Segment Sprzedaż
Wyszczególnienie (tys. zł) | 2019 | 2018 | 2017* | Dynamika (2019/2018) |
Zmiana (2019-2018) |
---|---|---|---|---|---|
Sprzedaż | |||||
Przychody ze sprzedaży | 14 907 937 | 14 219 677 | 13 567 887 | 105% | 688 260 |
energia elektryczna, w tym: | 9 488 091 | 9 011 153 | 8 740 196 | 105% | 476 938 |
przychody ze sprzedaży detalicznej energii elektrycznej | 7 479 056 | 7 928 888 | 7 554 448 | 94% | (449 832) |
uprawnienia do emisji gazów cieplarnianych | 701 607 | 666 306 | 336 566 | 105% | 35 301 |
paliwa | 1 396 300 | 1 371 117 | 1 024 912 | 102% | 25 183 |
usługa dystrybucyjna (przeniesiona) | 3 117 588 | 2 948 306 | 3 448 567 | 106% | 169 282 |
pozostałe przychody, w tym usługi handlowe | 204 351 | 222 795 | 17 641 | 92% | (18 444) |
Rekompensaty | 952 650 | – | 952 650 | ||
Zysk operacyjny | 382 185 | 332 428 | 832 216 | 115% | 49 757 |
Amortyzacja i odpisy | 46 392 | 40 043 | 9 006 | 116% | 6 349 |
EBITDA | 428 577 | 372 471 | 841 222 | 115% | 56 106 |
W 2019 r. przychody ze sprzedaży w Segmencie Sprzedaż osiągnęły poziom wyższy o 5% w porównaniu z 2018 r., za sprawą wyższych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wyższa cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym), wzrostu przychodów ze sprzedaży usługi dystrybucyjnej oraz uprawnień do emisji gazów cieplarnianych (wzrost rynkowych cen). Wyższe były również przychody ze sprzedaży paliw, w efekcie wzrostu cen sprzedaży paliwa gazowego (wyższa cena sprzedaży paliwa gazowego przy jednocześnie wyższym wolumenie).
Wynik operacyjny EBITDA oraz EBIT Segmentu Sprzedaż ukształtował się w 2019 r. na poziomie wyższym niż w roku ubiegłym, na co wpływ miały poniższe czynniki:
- wolumen i ceny energii – ujemny wpływ na wynik spowodowany jest wzrostem rynkowych cen energii elektrycznej oraz wprowadzeniem ustawy o „zamrożeniu cen sprzedaży”. Sytuacja ta przekłada się wprost na spadek marży, głównie w segmencie masowym, przy jednoczesnym spadku łącznego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej o 1,8 TWh r/r (z 39,14 TWh do 37,36 TWh, w tym wolumenu sprzedaży detalicznej – spadek o 0,8 TWh oraz sprzedaży hurtowej – spadek o 1,0 TWh),
- ujęcie w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym sporządzonym na dzień 31 grudnia 2019 r. oszacowanych korekt zmniejszających przychody od klientów, wynikających z konieczności dostosowania cen w tym okresie do zapisów znowelizowanej Ustawy,
- ujęcie w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym sporządzonym na dzień 30 grudnia 2019 r. różnicy ceny i rekompensaty finansowej, w związku z przysługującym spółkom obrotu Grupy TAURON prawem do zwrócenia się do Zarządcy Rozliczeń S.A. z wnioskami o wypłatę,
- koszt rezerwy utworzonej na podstawie wymogów narzuconych w znowelizowanej ustawie, co szerzej opisano w nocie 12 Skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej TAURON Polska Energia S.A. zgodnego z MSSF zatwierdzonymi przez UE za rok zakończony dnia 31 grudnia 2019 r. oraz wykorzystanie rezerwy na umowy rodzące straty zawiązanej w ubiegłym roku w związku z wprowadzeniem ustawy o „zamrożeniu cen sprzedaży energii elektrycznej”,
- ceny praw majątkowych – ujemny wpływ na wynik z uwagi na wzrost cen zielonych certyfikatów,
- obowiązek umorzenia praw majątkowych – dodatni wpływ na wynik jest skutkiem braku obowiązków kogeneracyjnych w 2019 r. (w 2018 r. obowiązujący poziom umorzenia wynosił dla PMEC 23,2%, PMGM 8%, PMMET 2,3%), przy jednoczesnym wzroście obowiązku dla zielonych certyfikatów z 17,5% do 18,5% oraz utrzymania obowiązku dla PMOZE-BIO 0,50%,
- pozostałe – ujęty wynik na sprzedaży pozostałych produktów handlowych obejmuje m.in. wynik na sprzedaży praw do emisji CO2, świadczenie usługi oświetlenia ulicznego, wynik na pozostałej działalności operacyjnej, odpis aktualizujący wartość należności oraz koszty sprzedaży.
Główne inwestycje
W Segmencie Sprzedaż w 2019 r. poniesiono łącznie 47 mln zł nakładów inwestycyjnych, głównie na działalność związaną z utrzymaniem i rozwojem oświetlenia ulicznego.
Pozostała działalność
Wyszczególnienie (tys. zł) | 2019 | 2018 | 2017 | Dynamika (2019/2018) |
Zmiana (2019-2018) |
---|---|---|---|---|---|
Pozostała działalność | |||||
Przychody ze sprzedaży | 979 911 | 857 462 | 804 560 | 114% | 122 449 |
usługi obsługi klienta | 215 785 | 190 765 | 198 113 | 113% | 25 020 |
usługi wsparcia | 481 000 | 424 468 | 392 394 | 113% | 56 532 |
biomasa | 118 546 | 78 699 | 74 248 | 151% | 39 847 |
kruszywa | 106 573 | 101 495 | 101 343 | 105% | 5 078 |
pozostałe przychody | 58 007 | 62 035 | 38 462 | 94% | (4 028) |
Zysk operacyjny | 46 152 | 46 023 | 35 902 | 100% | 129 |
Amortyzacja i odpisy | 90 034 | 89 009 | 82 141 | 101% | 1 025 |
EBITDA | 136 186 | 135 032 | 118 043 | 101% | 1 154 |
Przychody ze sprzedaży Pozostałej działalności w 2019 r. były wyższe o 14% w porównaniu z 2018 r., co wynika głównie ze wzrostu przychodów ze sprzedaży biomasy oraz usług wsparcia. Ponadto zanotowano wzrost przychodów w wyniku centralizacji usług świadczonych przez CUW HR oraz sprzedaży ubocznych produktów spalania i wydobycia węgla.
Główne inwestycje
W spółkach Pozostałej działalności wielkość nakładów inwestycyjnych poniesionych w 2019 r. wyniosła łącznie 133 mln zł. Są to przede wszystkim nakłady związane z inwestycjami IT.
Ponadto poniesiono nakłady kapitałowe na zakup 5 farm wiatrowych należących do grupy in.ventus w wysokości 601 mln zł.