Takie rzeczy tylko w energetyce. Elektrownie Tauronu ścięły produkcję, ale zarobiły więcej niż przed rokiem, podczas gdy elektrownie Enei wyprodukowały aż o jedną trzecią więcej, ale zarobiły mniej. Dlaczego? Tłumaczymy.
Rzęchy miały się dobrze
Wzięliśmy pod lupę dane za drugi kwartał, które w ostatnich dniach opublikowały PGE i Energa (obie pokazały pełne raporty finansowe), oraz Enea i Tauron (na razie wstępne szacunki). Wszystkie cztery kontrolowane są przez państwo.
Uwagę zwraca rozdźwięk pomiędzy wynikami wytwarzania w Enei i Tauronie. Enea pochwaliła się 37-procentowym wzrostem produkcji energii elektrycznej, do 7,65 TWh. Zysk EBITDA (czyli zysk operacyjny powiększony o amortyzację) miała jednak z tego tytułu mniejszy, spadł o 7 proc., do 210 mln zł.
W tym samym czasie Tauron zmniejszył produkcję o 20 proc., do 7,55 TWh. Poprawił przy tym jednak EBITDA o 9 proc., do 126 mln zł.
Skąd różnica? Obie firmy produkują energię przede wszystkim w oparciu o węgiel kamienny, ale różni je wiek elektrowni. Flota Tauronu należy do najstarszych w Polsce, flota Enei jest zaś młodsza, a współtworzy ją m.in. świeżo oddany do użytku blok w Kozienicach. Okazuje się, że w minionych miesiącach korzystniej było mieć „rzęchy”.
Pensja się należy
„Produkcja energii elektrycznej była pochodną kilku elementów, w tym m.in. możliwości jednostek produkcyjnych grupy Tauron oraz potrzeb operatora przesyłowego [Polskie Sieci Energetyczne, czyli PSE — red.]” — tłumaczy Tauron.
Prościej ujmuje to Robert Maj, analityk Ipopema Securities. Przypomina, że Tauron otrzymuje od PSE wynagrodzenie za utrzymywanie najstarszych i najdroższych bloków w gotowości do produkcji. To mechanizm Interwencyjnej Rezerwy Zimnej i Operacyjnej Rezerwy Mocy. Tauron dostaje więc stałą pensję, a tylko okazjonalnie jego bloki przywoływane są do produkcji.
— Szacuję, że Tauron otrzymał z tego tytułu w minionym kwartale 50-60 mln zł. Dostrzegł więc, że maksymalizacja wolumenu produkcji nie przełoży się na marżę — mówi Robert Maj.
Enea stałych przychodów od PSE praktycznie nie ma. Maksymalizowała więc produkcję i ponosiła koszty: drożejącego węgla, rosnących cen uprawnień do emisji CO 2 i przestojów remontowo-optymalizacyjnych.
— Znaczenie, i to od kilku kwartałów, mają też koszty transportu węgla koleją. Z powodu remontu torów trasy się wydłużyły i koszty wzrosły — tłumaczy nam rozmówca z Enei.
Stabilną produkcję miały w minionym kwartale węglowe aktywa PGE, ale spadek widać w Enerdze. Ta grupa, zarządzająca węglową elektrownią w Ostrołęce, wyprodukowała o 18 proc. energii mniej, czyli tylko 0,8 TWh. Powody spadku są te same, co w przypadku Tauronu.
— Największe znaczenie dla naszej elektrowni ma praca w tzw. wymuszeniu[przez PSE — red.] — mówi Wojciech Gajda, wiceprezes Energa Wytwarzanie.
Import wypycha drogich
Wojciech Gajda tłumaczy też, że wymuszeń w minionym kwartale było mniej, ponieważ rósł import energii. Potwierdzają to liczby. Wzrost krajowego importu już od początku roku jest spektakularny — narastająco od stycznia do czerwca saldo wymiany zagranicznej zwiększyło się ponad sześciokrotnie, do 3,8 TWh.
Import uzupełniał słabiej kręcące się wiatraki (w gorącym czerwcu produkowały o jedną trzecią mniej niż przed rokiem), ale też produkujące mniej elektrownie wodne (spadek o 13 proc. w czerwcu). To dlatego, że przy upale zwykle mniej wieje, a ciepła woda nie sprzyja hydroenergetyce.
PSE musiały więc uzupełniać lukę po wiatrakach i źródłach wodnych, zwłaszcza że krajowy popyt na energię rósł. W samym drugim kwartale zwiększył się do 40 TWh, z 39,7 TWh przed rokiem.
Zwraca uwagę fakt, że mając możliwość przywołania do pracy drogich elektrowni Tauronu lub Energi, PSE zdecydowały się na tańszy import. © Ⓟ