Przez trzy kwartały br. prawie 60 proc. energii wyprodukowanej w Grupie Energa pochodziło z odnawialnych źródeł energii (OZE) – jest to wzrost o 12 punktów procentowych wobec tego samego okresu roku 2023. Największy wzrost odnotowano w źródłach fotowoltaicznych (odpowiednio o 35 proc. i 24 proc.). Niemniej, elektrownie wodne i wiatrowe nadal wytwarzały najwięcej energii elektrycznej wśród aktywów OZE Grupy Energa. Wzrosła wartość nakładów inwestycyjnych, które w ciągu trzech kwartałów br. wyniosły ponad 3 mld zł (+6 proc. r/r).

Wyniki po III kwartałach

Przez trzy kwartały 2024 roku Grupa wypracowała wynik EBITDA w wysokości 2,8 mld zł (-17 proc. r/r), a wynik netto wyniósł 0,9 mld zł (-44 proc. r/r). Przychody za 9 miesięcy br. to 16,8 mld zł (-14 proc. r/r).

– Działamy w dynamicznie zmieniającym się otoczeniu gospodarczym i regulacyjnym, m.in. w zakresie mechanizmów osłonowych dla odbiorców energii elektrycznej, co nie pozostaje bez wpływu na nasze wyniki finansowe. Niemniej mimo wyzwań, z jakimi mierzy się cały sektor energetyczny, i czynników, na które nie mamy wpływu, wypracowaliśmy wyniki, dzięki którym działalność operacyjna i inwestycje Grupy mogą być sukcesywnie kontynuowane. Jednocześnie trwają analizy, których celem jest znalezienie obszarów pozwalających na racjonalizację biznesową, a także poszukiwanie pól do dalszego strategicznego rozwoju, aby trwająca transformacja energetyczna była dla nas nie tylko wyzwaniem, ale także szansą na wzmocnienie pozycji Energi na mapie polskiej gospodarki – podkreśla Sławomir Staszak, prezes zarządu Energi SA.

Przez trzy kwartały br. wolumen dostarczonej energii elektrycznej wyniósł 16,9 TWh – przy czym odnotowano nieznaczne wzrosty wolumenów odebranych przez odbiorców z grup taryfowych A i B, odpowiednio o 5 proc. i 3 proc. r/r. W raportowanym okresie Grupa wyprodukowała też 2,0 TWh energii elektrycznej, w tym 1,2 TWh (59 proc.) ze źródeł odnawialnych. Grupa zamknęła trzy kwartały br. ze wzrostem mocy zainstalowanej w aktywach wytwórczych do 1,44 GWe, z czego 45 proc. stanowią OZE. Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej w okresie dziewięciu miesięcy br. wyniosła 12,3 TWh.

Wpływ czynników zewnętrznych na Energę

W raportowanym okresie wyniki finansowe Grupy kształtowane były przez istotne czynniki pozostające poza jej kontrolą, m.in. przez przedłużone na 2024 rok regulacje w zakresie cen sprzedaży energii elektrycznej oraz obniżenie taryfy G prezesa URE na drugą połowę 2024 r., które przełożyły się na niższą marżowość sprzedaży energii elektrycznej. W porównaniu do pierwszych trzech kwartałów ubiegłego roku o 55% spadła kwota rekompensat z Funduszu Wypłat Różnicy Ceny, pokrywających ubytek przychodów od klientów objętych regulacjami w zakresie cen energii elektrycznej. Wynikało to m.in. z konieczności wprowadzenia od drugiej połowy roku zmian w stawkach taryfowych, od których wspomniane rekompensaty są naliczane

– W trzecim kwartale ważnym czynnikiem wpływającym na wyniki finansowe były też m.in. niższe ceny rynkowe energii elektrycznej, które przełożyły się na niższe ceny sprzedaży – wyjaśnia Roman Szyszko, Wiceprezes Zarządu Energi SA. – Jednocześnie jednak przez 9 miesięcy tego roku niższe ceny zakupu energii na pokrycie strat sieciowych korzystnie wpłynęły na wynik EBITDA Linii Biznesowej Dystrybucja. Czynniki zewnętrzne wpływające na wyniki finansowe Grupy Energa, wpłynęły na poziom zysku nie tylko w ostatnim kwartale, ale od początku bieżącego roku. Mimo to uzyskane wyniki finansowe zapewniają zdolność do skutecznej realizacji kolejnych strategicznych działań. Profil działalności oparty o odnawialne źródła energii i infrastrukturalne usługi w zakresie dystrybucji energii elektrycznej wydaje się uzasadniać pozytywne prognozy w odniesieniu do przyszłego wzrostu wartości rynkowej Grupy Energa.

W Linii Biznesowej Wytwarzania czynnikami w istotny sposób wpływającymi na uzyskane wyniki były m.in. niższe ceny sprzedaży energii elektrycznej, niższa skala wytwarzania energii przez Elektrownię Ostrołęka B w ramach pracy w wymuszeniu na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego oraz warunki pogodowe.

Rozbudowa potencjału OZE

W porównaniu z poprzednim rokiem wzrosły też nakłady inwestycyjne w Linii Biznesowej Wytwarzanie – do końca września o 71% r/r, a w samym tylko trzecim kwartale niemalże dziesięciokrotnie. Kluczową inwestycją w tym obszarze jest obecnie zbliżająca się do finału budowa farmy fotowoltaicznej PV Mitra o planowanej mocy docelowej ok. 65 MW. W trzecim kwartale przeprowadzono montaż inwerterów i prace nad układaniem linii kablowych. Dzięki prawie 100 tys. wysokosprawnych, nowoczesnych paneli farma PV Mitra będzie w stanie, według szacunków, wyprodukować energię wystarczająca do zasilenia ponad 30 tys. gospodarstw domowych.

W III kwartale br. trwały też prace na terenie pięciu nowych inwestycji fotowoltaicznych Grupy, realizowanych przez Energa Green Development: PV Barczewo i PV Działdowo (woj. warmińsko-mazurskie, odpowiednio 9,4 i 5,9 MW mocy zainstalowanej), PV Płońsk 1 i 2 (woj. mazowieckie, odpowiednio 8,3 i 8,7 MW) oraz PV Wąbrzeźno (woj. kujawsko-pomorskie, 10,1 MW). Grupa Energa jest też zaangażowana w procesy akwizycyjne projektów źródeł odnawialnych, z których pierwsze 22 MW (zespół farm fotowoltaicznych Opalenica) rozpoczęły już pracę i zostały przejęte w zarząd Energi Wytwarzania pod koniec sierpnia br.

Inwestycje w ciepłownictwie

Miniony kwartał br. to też okres aktywnych prac związanych z realizacją programu inwestycyjnego w aktywach ciepłowniczych Grupy w Elblągu, Kaliszu i Ostrołęce. Dla projektów modernizacyjnych w Elektrociepłowni Elbląg we wrześniu tego roku uzyskana została premia kogeneracyjna, przyznana na 15 lat od dnia pierwszego wytworzenia, wprowadzenia do sieci i sprzedaży energii elektrycznej z układu trzech silników gazowych o łącznej mocy zainstalowanej ok. 35 MWe, co pozwoliło na uruchomienie realizacji tej inwestycji. Planowany termin oddania układu silników do użytkowania to ostatni kwartał 2026 roku.

W Kaliszu trwały prace związane z projektem budowy kotłowni rezerwowo-szczytowej (KRS) oraz stacji uzdatniania wody. W trzecim kwartale br. pozwolenie na użytkowanie uzyskał już pierwszy kocioł gazowy o mocy 10 MWt, trwały też odbiory dwóch kolejnych o mocy 20 MWt, jak również wspomnianej stacji. W tym samym czasie w Elektrociepłowni Kalisz trwała też realizacja kogeneracyjnego układu silników gazowych o mocy ok. 20,6 MWt. Prowadzono prace związane m.in. z montażem instalacji gazowych, instalacji technologicznych w komorach silników czy instalacji elektrycznej w obrębie rozdzielnic.

W tym samym okresie rozpoczęło się również postępowanie przetargowe na wybór generalnego wykonawcy kotłowni rezerwowo-szczytowej w Ostrołęce 4x10 MWt (2 kotły gazowo-olejowe i 2 kotły elektrodowe po 10MWt każdy), które planowo powstać mają do końca 2026 r. i zasilać będą tamtejszy miejski system ciepłowniczy. Grupa poszukuje również projektanta układu kogeneracyjnego w Ostrołęce (silniki gazowe o mocy elektrycznej 2x10 MWe i mocy cieplnej 2x10 MWt).