Zysk w górę. Miliardy złotych dla Tauronu
Tauron w 2025 roku zwiększył wynik EBITDA o 16 proc., do 7,5 mld zł, a zysk netto poprawił się o 7,9 proc. i wyniósł 3,3 mld zł - poinformowała spółka w komunikacie. Wyniki są zgodne z wcześniej publikowanymi szacunkami.
- Za nami rok rekordowych wyników i konsekwentnego przyspieszenia. Skalujemy inwestycje, budując Świat Nowej Energii, który służy zarówno naszym klientom, jak i akcjonariuszom, czego dowodem jest powrót do wypłaty dywidendy" – powiedział Grzegorz Lot, prezes Tauronu, cytowany w komunikacie prasowym.
Zarząd Tauronu rekomenduje, by z zysku osiągniętego w 2025 r. wypłacono 20 groszy dywidendy na akcję.
Sytuacja finansowa Grupy jest bardzo dobra, czego dowodem jest spadek wskaźnika dług netto/EBITDA oraz poprawa perspektywy ratingów spółki przez agencję Fitch ze stabilnej na pozytywną - powiedział Krzysztof Surma, wiceprezes spółki ds. finansów.
"Gdzie oni byli dwa tygodnie temu?". Kierowcy oceniają decyzję rządu
Dodał, że Tauron pozyskał już finansowanie na preferencyjnych warunkach na 18 proc. planowanych nakładów inwestycyjnych w całej perspektywie strategicznej, przy docelowym poziomie założonym do 2035 roku w wysokości 20-30 proc. Same pożyczki z Krajowego Planu Odbudowy osiągnęły poziom 16,6 mld zł.
Miliony odbiorców
W 2025 r. segment dystrybucja w Tauronie świadczył usługi na rzecz 6,05 mln odbiorców i dostarczył łącznie 52,05 TWh energii elektrycznej, w tym 50,63 TWh odbiorcom końcowym (1 proc. wzrost rok do roku). Grupa Tauron wytworzyła łącznie 11,25 TWh energii elektrycznej, tj. o 7 proc. więcej niż w 2024 r. W ubiegłym roku OZE wyprodukowały netto 1,72 TWh energii elektrycznej, co oznacza 6-proc. wzrost produkcji w stosunku do poprzedniego roku (1,63 TWh).
Łączna moc zainstalowana w źródłach odnawialnych na koniec 2025 r. wyniosła 1018 MW i była wyższa od raportowanej rok wcześniej o 144 MW na skutek oddania do eksploatacji farmy fotowoltaicznej Postomino (o mocy 90 MW) i farmy fotowoltaicznej Bałków (o mocy 54 MW).
Na początku 2026 r. do eksploatacji przekazano dwie kolejne farmy wiatrowe: Sieradz (23,8 MW) i Nowa Brzeźnica (19,6 MW) oraz dwa pierwsze bateryjne magazyny energii Przewóz i Dąbie o łącznej mocy 8 MW (po 4 MW każdy).
Obecnie w budowie są: farma wiatrowa Miejska Górka (190,8 MW) oraz farmy fotowoltaiczne Ogrodzieniec (85 MW) i Mysłowice (55 MW). Łączna moc bateryjnych magazynów energii znajdujących się w trakcie realizacji to blisko 560 MW.
Produkcja ciepła w analizowanym okresie wyniosła 11,42 PJ i była o 11 proc. wyższa r/r. Wolumen sprzedaży detalicznej energii elektrycznej grupy kapitałowej Tauron w 2025 roku wyniósł 25,17 TWh, co oznacza 6 proc. spadek r/r.
W 2025 r. przychody Grupy Tauron wraz z rekompensatami spadły o 3 proc. r/r, głównie na skutek istotnego ograniczenia rekompensat (o 62 proc.), będącego efektem zmian w systemie wsparcia oraz niższej taryfy G.
Na przychody ze sprzedaży negatywnie wpływały niższe ceny energii i niższy wolumen sprzedaży gazu, częściowo kompensowane przez wzrost przychodów z dystrybucji, handlu oraz sprzedaży ciepła.
W 2025 roku Grupa TAURON osiągnęła 7,5 mld zł EBITDA, co jest wynikiem wyższym o 16 proc. w porównaniu z 2024 rokiem. Największy udział w EBITDA Grupy miał regulowany segment dystrybucja odpowiadający za 64 proc. łącznej EBITDA.
Udział segmentu Wytwarzanie wyniósł 13 proc., segmentu Sprzedaż i Handel Hurtowy 9 proc., segmentu OZE 8 proc., a segmentu Ciepło 4 proc. łącznej EBITDA Grupy.
Segment Dystrybucja, w porównaniu z 2024 r., zanotował wzrost EBITDA o 21 proc. Wpłynęły na to m.in. wyższa osiągnięta marża na usłudze dystrybucyjnej, głównie na skutek wyższego średnioważonego kosztu kapitału (WACC) i wyższej wartości regulacyjnej aktywów przyjętej w taryfie dystrybucyjnej na rok 2025, a także pozytywny wpływ rozliczeń w ramach konta regulacyjnego.
Pozytywne dla wyniku segmentu było także nieznaczne zwiększenie wolumenu dystrybuowanej energii wynikające przede wszystkim ze zwiększonego zapotrzebowania ze strony gospodarstw domowych z uwagi na wzrost liczby odbiorców o niemal 60 tysięcy.
Wynik EBITDA segmentu OZE spadł o 16 proc. r/r, co było spowodowane spadkiem marży na energii elektrycznej, wynikającym głównie z niższych cen sprzedaży energii, a także niższym wynikiem na sprzedaży świadectw pochodzenia energii (PM OZE).
EBITDA segmentu Wytwarzanie była wyższa o 27 proc. r/r dzięki uzyskaniu wyższej marży na sprzedaży energii elektrycznej, co wynikało głównie z wyższego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej. Poprawa wolumenu była konsekwencją wyższej kontraktacji na rynku terminowym oraz wyższego zapotrzebowania ze strony operatora systemu przesyłowego (PSE).
Dodatkowo na poprawę marży wpłynęły wyższe przychody z tytułu rynku mocy oraz mocy bilansujących. Negatywnie na poziom marży wpłynął spadek cen sprzedaży energii elektrycznej, częściowo kompensowany przez niższe ceny węgla oraz uprawnień do emisji CO2.
Wynik EBITDA segmentu Ciepło ukształtował się na poziomie o 2 proc. niższym niż w 2024 roku. Pozytywnie na wynik wpływała wyższa uzyskana marża na sprzedaży ciepła, wynikająca głównie z większego wolumenu sprzedaży i przesyłu oraz niższych kosztów wytwarzania ciepła.
Negatywnie na wynik EBITDA wpłynęły natomiast niższa marża na sprzedaży energii będąca rezultatem niższej ceny sprzedaży energii elektrycznej oraz niższy wynik TAMEH, który wynikał ze zdarzenia jednorazowego w postaci księgowego rozliczenia utraty współkontroli nad spółką TAMEH Czech s.r.o., które pozytywnie wpłynęło na wyniki segmentu w 2024 r. Wyniki finansowe segmentu Ciepło, po ich oczyszczeniu o powyższe zdarzenie, byłyby na wyższym poziomie r/r.
W segmencie Sprzedaż i Handel Hurtowy wynik EBITDA był o 21 proc. wyższy wobec wyniku osiągniętego w 2024 r., co było spowodowane wyższą marżą na sprzedaży energii elektrycznej wynikającej częściowo z zatwierdzonej na okres 18 miesięcy taryfy G, której zastosowanie obniżyło wynik finansowy segmentu w II półroczu 2024 r., jednocześnie wspierając go w 2025 roku. Wyższa marża na sprzedaży energii zrekompensowała konieczność zawiązania rezerwy na odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w wysokości 277 mln zł oraz utworzenia rezerwy na umowy rodzące obciążenia w wysokości 146 mln zł w związku z zatwierdzoną taryfą dla gospodarstw domowych na rok 2026.
W 2025 r. marża EBITDA wyniosła 21,9 proc., co oznacza wzrost o 3,6 p.p. w porównaniu z 2024 rokiem.
Jak podała spółka, poprawa rentowności EBITDA była efektem wzrostu wyniku EBITDA o 16 proc. r/r, przy jednoczesnym spadku rekompensat o 62 proc. oraz wzroście przychodów ze sprzedaży o 2 proc.
Istotny wzrost wyniku na poziomie EBIT (5.092 mln zł vs 2.651 mln zł w 2024 r.) wynikał w głównej mierze z braku ujęcia w 2025 roku odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych, które znacząco obciążyły wynik w roku 2024.
Poprawa wyniku finansowego netto (3.315 mln zł vs 590 mln zł w 2024 r.) wynika zarówno ze zmiany wyniku operacyjnego EBIT, jak i niższego obciążenia podatkowego w roku 2025.
Wskaźnik dług netto/EBITDA na koniec grudnia 2025 r. kształtował się na poziomie 1,4x, co było spowodowane wzrostem EBITDA oraz spadkiem zadłużenia finansowego.
W 2025 r. nakłady inwestycyjne Grupy Kapitałowej Tauron wyniosły 5.641 mln zł i były wyższe od poniesionych w 2024 r., kiedy wyniosły 5.127 mln zł (bez inwestycji kapitałowych). Wynika to przede wszystkim ze wzrostu nakładów w segmencie Dystrybucja oraz niższych nakładów w segmencie OZE.
W segmencie Dystrybucja poniesiono łącznie 3,831 mln zł nakładów (68 proc. łącznych nakładów Grupy), głównie na inwestycje związane z przyłączaniem nowych odbiorców (1,620 mln zł) oraz z modernizacją i odtworzeniem sieci dystrybucyjnych (1.429 mln zł), a także z kompleksową wymianą liczników ze zdalnym odczytem (333 mln zł).
W segmencie OZE łączne nakłady wyniosły 881 mln zł (16 proc. nakładów Grupy) i były przeznaczone przede wszystkim na budowę farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Łączne nakłady inwestycyjne w segmentach Dystrybucja i OZE stanowiły 84 proc. portfela inwestycyjnego Grupy Tauron.
