Raport Zintegrowany 2018 | GK PGE

Energetyka Konwencjonalna

Przedmiotem działalności segmentu jest wydobycie węgla brunatnego, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w źródłach konwencjonalnych oraz przesyłanie i dystrybucja ciepła.

PGE-grafiki_energet-konwencjonalna PGE-grafiki_energet-konwencjonalna

Równolegle, najistotniejszymi pozycjami kosztowymi segmentu, z racji wielkości i zmienności, a tym samym wpływu na wynik operacyjny, są koszty zużytych paliw produkcyjnych, przede wszystkim węgla kamiennego i gazu ziemnego oraz koszty opłat za emisję CO2. Kluczowa dla Grupy produkcja z węgla brunatnego oparta o wydobycie z kopalni należących do PGE, stąd też jego koszt, relatywnie stabilny, odzwierciedlony jest głównie w pozycjach kosztów o charakterze stałym, tj. kosztach osobowych, usług obcych oraz amortyzacji.

Drugim źródłem przychodów segmentu są przychody ze sprzedaży i dystrybucji ciepła. Mają one charakter regulowany. Przedsiębiorstwa energetyczne samodzielnie ustalają taryfy i przedstawiają je Prezesowi URE do zatwierdzenia. Produkcja ciepła w Grupie PGE odbywa się w jednostkach kogeneracyjnych, które mają możliwość kształtowania taryfy na ciepło z wykorzystaniem metody uproszczonej (w odróżnieniu od taryfowania na bazie pełnej struktury kosztów) w oparciu o tzw. ceny referencyjne, przede wszystkim oparte o średnie ceny sprzedaży wytwarzania ciepła z jednostek o określonym paliwie, nie będących jednostkami kogeneracji. Publikowane są one co roku przez Prezesa URE. Taryfa na wytwarzanie ciepła dla jednostek kogeneracyjnych na dany rok taryfowy odzwierciedla tym samym zmianę poziomu kosztów ponoszonych przez jednostki ciepłownicze (niekogeneracyjne) w poprzednim roku kalendarzowym. W przypadku taryf na dystrybucję ciepła wykorzystywana jest metoda kosztowa, która pozwala pokryć koszty uzasadnione (głównie koszty strat ciepła oraz podatek od nieruchomości) oraz zwrot z zainwestowanego kapitału, zgodnie z wytycznymi Prezesa URE. Taryfy dystrybucyjne dla ciepła są wykorzystywane przez oddziały w Gorzowie i Zgierzu, a także spółki Kogeneracja S.A., PGE Toruń S.A. oraz Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.

Podstawowym źródłem przychodów segmentu Energetyka Konwencjonalna są przychody ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku hurtowym oparte na cenie energii elektrycznej ustalanej przez mechanizmy rynkowego równoważenia podaży i popytu, przy uwzględnieniu kosztów zmiennych wytwarzania.

Wytwarzanie energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji jest dodatkowo wynagradzane. Do roku 2018 elektrociepłownie uzyskiwały przychody z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia energii w postaci certyfikatów kogeneracyjnych (żółtych i czerwonych). Od 2019 roku, wraz ze zmianą modelu wsparcia, uzyskiwać będą wsparcie na poziomie pokrywającym zwiększone koszty operacyjne produkcji. Dla dużych jednostek wyznaczane będą w trybie indywidualnym. Podobny mechanizm wsparcia funkcjonuje dla źródeł wytwórczych zasilanych biomasą. Ten rodzaj produkcji jest dodatkowo wynagradzany poprzez przyznawanie świadectw pochodzenia w postaci tzw. zielonych certyfikatów, których sprzedaż stanowi dodatkowy przychód jednostek w segmencie Energetyka Konwencjonalna.

Istotną pozycję w przychodach segmentu stanowią także przychody z tytułu świadczenia regulacyjnych usług systemowych na podstawie umów zawartych z polskim operatorem systemu przesyłowego, czyli spółką PSE S.A. Są one związane z koniecznością stabilnego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego i stanowią dla Grupy równoległe przychody do tych uzyskiwanych z rynku energii elektrycznej. Regulacyjne usługi systemowe świadczą elektrownie PGE GiEK oraz Elektrownia Rybnik wchodząca w skład spółki PGE Energia Ciepła.

Aktywa

W segmencie Energetyka Konwencjonalna Grupy Kapitałowej PGE działa spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. z siedzibą w Bełchatowie. W raportowanym okresie, czyli do 31 grudnia 2018 roku, w skład spółki wchodziło 12 oddziałów, znajdujących się na terenie dziewięciu województw. Były to 2 kopalnie węgla brunatnego, 4 elektrownie konwencjonalne i 8 elektrociepłowni. Od 14 listopada 2017 roku w skład segmentu Energetyka Konwencjonalna weszła także część aktywów przejętych od EDF, tj. 5 spółek, w ramach których działały 1 elektrownia konwencjonalna oraz 8 elektrociepłowni. 2 stycznia 2019 roku 6 elektrociepłowni zostało wydzielonych z PGE GiEK i przeniesionych do PGE Energia Ciepła.

Grupa jest liderem w branży wydobywczej węgla brunatnego (jej udział w rynkowy stanowi 87%* krajowego wydobycia), a także największym wytwórcą energii elektrycznej, z ok. 43%** udziałem w krajowej produkcji energii elektrycznej brutto (z czego aktywa z segmentu Energetyki Konwencjonalnej stanowią ok. 42%** krajowej produkcji energii elektrycznej brutto) oraz największym wytwórcą ciepła. Produkcja w tym segmencie oparta jest na węglu brunatnym, wydobywanym z własnych kopalni, oraz węglu kamiennym, gazie i biomasie.

* Wyliczenia własne w oparciu o dane GUS za 2018 rok.
** Wyliczenia własne w oparciu o dane ARE za 2018 rok.

Główne aktywa segmentu Energetyka Konwencjonalna.

PGE-grafiki_mapa-elektr PGE-grafiki_mapa-elektr
pin1 pin1

Moc zainstalowana i produkcja w oddziałach segmentu Energetyka Konwencjonalna

Główne typy paliwa Roczna produkcja energii (TWh) Roczna produkcja ciepła (PJ) Moc zainstalowana (MWe) Moc zainstalowana (MWt)
2018 2017 2018 2017 2018 2018
Węgiel kamienny 11,99 11,02 8,05 8,31 3 176 1 418
Węgiel brunatny 38,98 39,05 3,18 3,20 6 836 726
Gaz 2,41 2,62 6,24 6,32 611 1 460
Biomasa 0,30 0,33 0,83 0,81 83 179
Odpady komunalne 0,01 0,00 0,05 0,00 9 28
RAZEM PGE GiEK S.A. 53,69 53,02 18,35 18,64 10 715 3 811
Węgiel kamienny* 8,67 10,10 28,78 29,26 3 014 4 267
Gaz* 1,71 1,61 4,05 3,58 307 687
Biomasa* 0,02 0,04 0,00 0,00 0 0
RAZEM Nabyte aktywa* (pełny rok) 10,40 11,75 32,83 32,84 3 321 4 954
w tym Nabyte aktywa od 14 listopada 2017 roku 1,58 7,00
RAZEM segment Energetyka Konwencjonalna 64,09 54,60 51,18 25,64 14 036 8 765

* Wolumeny jednostek dla 2017 roku mają charakter pro-forma i zostały zaprezentowane w celu ilustracyjnym, aby adekwatnie pokazać skalę działalności Nabytych aktywów na tle jednostek wytwórczych PGE GiEK S.A. (tj. bez zniekształcenia związanego z proporcjonalnym uwzględnieniem w wynikach rocznych). Nabyte aktywa: Elektrownia Rybnik, EC Gdańsk, EC Gdynia, EC Kraków, EC Wrocław, EC Czechnica, EC Zawidawie, EC Zielona Góra, EC Toruń.

Wydobycie węgla brunatnego

Zasoby złoża węgla brunatnego ustalane są w ramach prowadzonej ewidencji zasobów kopaliny w operacie ewidencyjnym za dany rok do 28 lutego, według stanu na 31 grudnia poprzedniego roku (art. 101 pkt 3 Prawa geologicznego i górniczego). W poniższej tabeli przedstawiono zasoby węgla brunatnego na koniec 2018 roku i wielkość wydobycia w 2018 roku.

Złoże Zasoby – stan na koniec 2018 roku (mln Mg) Wielkość wydobycia w 2018 roku (mln Mg)
Bełchatów – Pole Bełchatów przemysłowe 24,84 11,23
Bełchatów – Pole Szczerców przemysłowe 663,81 33,08
Turów przemysłowe 294,70 6,53
pin2 pin2

Kluczowe wielkości finansowe

[mln PLN] 2018 2017
Przychody ze sprzedaży, w tym: 16 644 13 075
EBIT 564 1 754
EBITDA 2 938 4 099
Nakłady inwestycyjne 4 895 4 899

Kluczowe czynniki wpływające na wyniki segmentu

  • Wzrost cen sprzedaży energii elektrycznej, który spowodował wzrost przychodów ze sprzedaży
  • Wyższy wolumen produkcji energii elektrycznej w PGE GiEK o 0,66 TWh ze względu na większe wykorzystanie jednostek wytwórczych przez PSE S.A. za sprawą większego zapotrzebowania w KSE oraz niższą generację wiatrową, przy dłuższym czasie remontów JWCD o 8 189 h
  • Niższy wynik na optymalizacji portfela energii elektrycznej z powodu zrealizowania niższej marży na obrocie energią elektryczną o 41 PLN/MWh na skutek wyższych cen zakupu energii elektrycznej głównie jako efekt wyższych cen uprawnień do emisji CO2 (wpływ na wynik -383 mln PLN) przy wyższym wolumenie obrotu energią elektryczną o 3 TWh (wpływ na wynik +115 mln PLN).
  • Niższe przychody z RUS, głównie niższe przychody z tytułu Operacyjnej Rezerwy Mocy („ORM”) na skutek niższych wolumenów ORM w Elektrowni Opole i Elektrowni Dolna Odra na skutek wyższego obłożenia sprzedażowego tych elektrowni.
  • Wyższe koszty zużycia paliw, przede wszystkim węgla kamiennego, na skutek wyższych cen tego surowca na krajowym i międzynarodowym rynku, co przekładało się bezpośrednio na wyższe ceny umowne, oraz wyższej produkcji energii elektrycznej na tym paliwie. Główne odchylenia na poszczególnych rodzajach paliw zostały przedstawione na wykresie poniżej.
  • Wyższe koszty CO2 na skutek wyższej ceny uprawnień do emisji CO2. Powyższy efekt został powiększony przez niekorzystny wpływ niższego przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2 oraz większej emisji CO2 w wyniku wyższej produkcji.
  • Wyższe koszty remontów głównie z powodu większej liczby realizowanych zadań.
  • Wyższy poziom kosztów aktywowanych głównie na skutek większego zaangażowania służb własnych w wykonawstwo inwestycji. Powyższy korzystny efekt został pomniejszony na skutek niższego aktywowania kosztów usuwania nadkładu w kopalniach z powodu mniejszego wskaźnika N:W (głównie na skutek znacznie większego wzrostu ilości wydobytego węgla w porównaniu do wzrostu wydobycia nadkładu w Polu Szczerców).
  • Różnica na wyniku EBITDA wygenerowanym przez nabyte aktywa w 2018 roku w porównaniu do wyniku wypracowanego w okresie objętym konsolidacją w 2017 roku, tj. od 14 listopada 2017 roku do 31 grudnia 2017 roku.

Wpływ na wynik raportowany EBITDA miały również zdarzenia jednorazowe: rekompensaty KDT, zmiana rezerwy rekultywacyjnej oraz zmiana rezerwy aktuarialnej.

Nakłady inwestycyjne

mln PLN 2018 2017 zmiana
%
Inwestycje w moce produkcyjne, w tym: 3 961 4 238 -7%
Rozwojowe 2 353 2 963 -21%
Modernizacyjno-odtworzeniowe 1 608 1 275 26%
Pozostałe 132 127 4%
Nabyte aktywa* 533 168 217%
RAZEM 4 626 4 533 2%
Aktywowane koszty usuwania nadkładu w kopalniach 269 366 -27%
RAZEM z aktywowanymi kosztami usuwania nadkładu 4 895 4 899 0%

*PGE Energia Ciepła S.A., PGE Toruń S.A., PGE Gaz Toruń sp. z o.o., EC Zielona Góra S.A., Kogeneracja S.A. Dane za 2017 rok obejmują okres od 14 listopada 2017 roku.

Wyniki wyszukiwania: