Energetyka. Wytwarzanie pod dużą presją. Energetyka P/E 13 10,4 4, ,3. EV/EBITDA 13 WIG Energia. Aktualizacja raportu.

Transkrypt

1 3 listopada 212 Aktualizacja raportu Nazwa BRE Bank Securities EV/EBITDA 13 WIG Energia Energetyka Polska, Czechy P/E 13 1,4 4,7 3 67,3 9MTP Rekomendacja CEZ 673,1 Trzymaj ENEA 17,55 Akumuluj PGE 18,1 Trzymaj TAURON 6,16 Kupuj Kurs* 9MTP Potencjał zmiany CEZ 662, 673,1 1,7% ENEA 15,66 17,55 12,1% PGE 18,9 18,1,1% zdyskontowaniu TAURON 4,45 6,16 38,5% * ceny zamknięcia z Kurs akcji WIG Energia na tle WIG WIG ENERGIA WIG Kamil Kliszcz (48 22) kamil.kliszcz@dibre.com.pl Energetyka Wytwarzanie pod dużą presją Sektor energetyczny kolejny rok może zaliczyć do nieudanych, gdyż zachowywał się gorzej od szerokiego rynku a odchylenie od indeksu sięgnęło ponad 2%. Negatywny sentyment znajduje uzasadnienie w pogorszeniu perspektyw na rok 213 w związku ze znacznym spadkiem cen energii oraz CO 2, aczkolwiek uważamy, że nie wszystkie spółki w jednakowym stopniu są na te ryzyka eksponowane i dostrzegamy ciekawe okazje inwestycyjne w związku z możliwymi istotnymi odchyleniami wyników od konsensusu w 213 roku. Pozytywnego zaskoczenia oczekujemy w Tauronie gdzie rynek nie dostrzega znacznych zapasów CO 2 i skali oszczędności kosztowych (utrzymana rekomendacja kupuj), natomiast sceptycznie podchodzimy do spółek typowo wytwórczych z wysokim stopniem integracji pionowej. Z tego powodu obniżamy zalecenie dla PGE z kupuj do trzymaj i sygnalizujemy, że w tym przypadku odchylenie naszych prognoz od konsensusu sięga 1%. W przypadku CEZ po ostatnich spadkach zamykamy już rekomendację redukuj, ale w krótkim terminie nie widzimy pozytywnych katalizatorów dla kursu. Wzrostowy potencjał dostrzegamy jeszcze w przypadku Enei, ale obniżamy rekomendację z kupuj do akumuluj. W perspektywie półrocznej, już po słabych wyników w generacji, wsparciem dla notowań spółek z sektora mogą być relatywnie wysokie stopy dywidendy, które w przypadku CEZ, PGE i Tauronu przy dzisiejszych cenach mogą sięgnąć 6,8%. Spadek popytu=obniżenie cen Pogorszenie koniunktury wpłynęło na rynek energii dwutorowo, z jednej strony poprzez niższe zapotrzebowanie na prąd i pogorszenie bilansu popytowo-podażowego, a z drugiej przez spadek emisji gazów cieplarnianych i przecenę uprawnień do emisji CO 2. W efekcie ceny energii zanotowały średnioterminowe minima, co w ciągu ostatnich miesięcy pogorszyło perspektywy wyników w sektorze. W przypadku spółek z regionu pośrednio dodatkowym negatywnym czynnikiem były specyficzne problemy koncernów niemieckich (przeinwestowanie w moce wypierane z systemu przez OZE, obniżanie dywidend, wysoki poziom hedgingu CO 2 ), które pogarszały sentyment do sektora. Jeśli chodzi o polski rynek, to obserwowany spadek cen energii w kontraktach na 213 nie ma podłoża strukturalnego gdyż tak naprawdę nie nastąpiły jakieś szczególne zmiany w bilansie mocy w ujęciu r/r, a udział rosnącej energii wiatrowej jest ciągle niewielki (poza tym merit order nie do końca wyjaśnia mechanizm kształtowania cen ze względu na wysoką koncentrację wytwarzania i brak autonomii poszczególnych elektrowni w ramach koncernów). Negatywne momentum dla segmentu wytwarzania W perspektywie roku nie dostrzegamy szans na odwrócenie tendencji na cenach energii, na czym ucierpią przede wszystkim koncerny z wysokim stopniem integracji pionowej wytwarzania o niskich kosztach zmiennych (PGE, CEZ). Problemem będzie również konieczność dokupienia znacznych ilości uprawnień (dodatkowe koszty w przypadku PGE sięgną 15% EBIT z roku 212, a dla CEZ ze względu na drogo kupione uprawnienia w ramach zabezpieczeń ten wskaźnik wyniesie 1%). W takich warunkach zalecamy pozycjonowanie się w spółkach z wysoką ekspozycją na dystrybucję i sprzedaż, gdzie korzystne tendencje z tego roku mogą być utrzymane (w ENA i TPE te segmenty generują ponad 7% EBITDA). P/E P/CE EV/EBITDA* P/BV CEZ 8,9 9,5 5,3 5,4 6,5 6,7 1,46 ENEA 12,2 12,7 5, 4,9 3,2 3,,63 PGE 12,4 11,5 6,1 5,9 5, 4,8,81 TAURON 8,1 1,1 2,9 2,9 4, 4,,47 * wskaźniki liczone dla skorygowanego długu netto na koniec 211 roku z wyłączeniem KDT Dom 3 listopada Inwestycyjny 212 BRE Banku nie wyklucza złożenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się na ostatniej stronie niniejszego raportu.

2 Sektor energetyczny Rynek energii Europa Centralna- Niemcy i Czechy Po stabilizacji popytu na energię w roku 211, w kolejnych miesiącach bieżącego roku obserwujemy w regionie coraz silniejszą negatywną presję na konsumpcję prądu związaną ze słabnącą aktywnością gospodarczą. Na rynku niemieckim, gdzie przemysł odpowiada za 47% zapotrzebowania, wraz z malejącą dynamiką produkcji (w pierwszych trzech kwartałach wynosiła ona odpowiednio +,8%, -,3% i -1,5%) konsumpcja liczona za 9 miesięcy spadła r/r o około 1,5%. Warto jednak zwrócić uwagę, że 1Q jest zawyżony z uwagi na niższe temperatury w lutym, tak więc ostatecznie dane za cały rok mogą implikować spadek o około 1,5-2,%. Podobne tendencje obserwujemy na rynku czeskim, aczkolwiek tam poza lutowym 8% wzrostem zapotrzebowania na prąd w ujęciu r/r, dodatnią dynamikę zanotowano jeszcze w kwietniu (+3,6%) i lipcu (+,2%), dzięki czemu mimo spadków w pozostałych miesiącach dane za pierwsze 3 kwartały wskazują na zwiększenie popytu o,6%. Trudno jednak oczekiwać, aby przy istotnych spadkach produkcji przemysłowej notowanych obecnie udało się obronić ubiegłoroczne poziomy konsumpcji w 4Q. Dynamika zużycia energii elektrycznej w Niemczech (L) i Czechach (Ś) na tle indeksu produkcji przemysłowej oraz eksport netto energii na rynku niemieckim (P) 15% 1% 5% % -5% -1% -15% -2% -25% 1Q 3 4Q 3 3Q 4 2Q 5 1Q 6 4Q 6 Niemcy 3Q 7 2Q 8 1Q 9 4Q 9 3Q 1 2Q 11 1Q 12 8% 4% % -4% -8% -12% -16% 2% 1% % -1% -2% -3% 1Q 3 4Q 3 3Q 4 2Q 5 1Q 6 4Q 6 Czechy 3Q 7 2Q 8 1Q 9 4Q 9 3Q 1 2Q 11 1Q 12 1% 5% % -5% -1% -15% 3,5 2,5 1,5,5 -,5-1,5-2,5 Eksport netto w TWh Produkcja przemysłowa Zużycie energii (prawa skala) Produkcja przemysłowa Zużycie energii (prawa skala) Źródło: Eurostat, ERU Na rynku niemieckim praktycznie już nie pozostał ślad po podażowym szoku związanym z ubiegłorocznym wyłączeniem bloków jądrowych (ubytek produkcji rzędu 33 TWh). Doraźnie zostało to zbilansowane importem, który sięgnął w 2Q 11 i 3Q 11 łącznie aż 8 TWh netto, ale dość szybko Niemcy wróciły do pozycji eksportera netto dzięki dynamicznemu wzrostowi mocy w energii odnawialnej (+2 TWh). W pierwszych trzech kwartałach tego roku produkcja fotowoltaiczna zwiększyła się o dalsze 5% (+8,4 TWh r/r), a wiatrowa o 7,6% (+2,5 TWh), co przy wyższej utylizacji mocy węglowych mimo dalszego ubytku wolumenów z elektrowni atomowych (-1 TWh) pozwoliło w tym okresie na zanotowanie rekordowego eksportu netto w wysokości 14 TWh. Dynamicznie rosnąca podaż energii odnawialnej mającej pierwszeństwo w systemie energetycznym, pojawiająca się w większym niż dotychczas stopniu w okresach szczytowego zapotrzebowania (inny profil produkcyjny solarów w porównaniu np. do turbin wiatrowych) wprowadziła istotne zmiany strukturalne na rynku. Presja na spread pomiędzy energią peak a base spowodowała drastyczny spadek marż szczytowych elektrowni gazowych i wyparcie ich z rynku, czego przykładem są zamknięcia tego typu instalacji w Holandii (największy importer netto energii z Niemiec w tym roku) czy ogłoszony ostatnio przez EON plan wyłączenia dwóch elektrowni o mocy 1 GW. Obecnie w Niemczech prowadzona jest szeroka dyskusja na temat wprowadzenia mechanizmów zabezpieczających rynek przed niedoborami mocy związanymi z niestabilnością źródeł odnawialnych, które mają coraz większy udział w produkcji. Rozważane są zarówno koncepcje utworzenia ogólnokrajowej rezerwy mocy jak i wprowadzenia wynagrodzenia dla producentów za utrzymywanie w gotowości elektrowni będących poza rynkiem. Produkcja energii elektrycznej w Niemczech wg źródeł (L) oraz moc zainstalowana (P) Produkcja energii w TWh Węgiel brunatny Elektrownie jądrowe Węgiel kamienny Gaz Wiatr Fotowoltaika Inne odnawialne Pozostałe Źródło: BDEW Produkcja energii solarnej w GWh listopada 212 2

3 Sektor energetyczny Odzwierciedleniem powyższej sytuacji rynkowej jest obserwowany od ubiegłego roku spadkowy trend w notowaniach energii na giełdzie EEX. Po chwilowym wzroście po decyzji o wyłączeniu elektrowni atomowych szybko okazało się, że koszt energii dostępnej na rynku nie tylko wcale nie rośnie (w pierwszej fazie pojawił się import z Francji i Polski, a w drugiej niedobór został uzupełniony przez OZE), ale dzięki przecenie na rynku węgla i uprawnień emisyjnych (odkładanie się nadwyżek w przemyśle i nadpodaż certyfikatów CER) wykazuje tendencje spadkowe. Korektę cen przyspieszało wysokie wykorzystanie brudnych mocy wytwórczych, które mimo tego były w stanie realizować relatywnie satysfakcjonujące marże. Obecnie praktycznie to właśnie energetyka węglowa jako krańcowy wytwórca stała się cenotwórczym ogniwem niemieckiego systemu merit order. W tym roku praktycznie tylko w okresie letnim obserwowaliśmy istotniejsze odbicie notowań kontraktów na energię na giełdzie EEX, co było prawdopodobnie związane z koniecznością bilansowania mocami gazowymi wysokiej amplitudy podaży energii w ramach doby (w ciągu dnia udział produkcji solarnej w zużyciu ogółem sięgał nawet 4-5%). Jedynym czynnikiem, który mógłby w najbliższych tygodniach zmienić tendencje na rynku jest strukturalna zmiana w zakresie handlu uprawnieniami powodująca znaczny wzrost tych certyfikatów. Na razie jednak działania KE nie przyniosły żadnych konkretnych rezultatów w tym zakresie. Prognoza cen energii vs. poprzednie założenia i aktualne notowania na EEX* (w EUR/MWh) P 215P 217P 219P 25, 2, 15, 1, 5,, P 213P 214P 215P 216P sty 9 kwi 9 lip 9 paź 9 sty 1 kwi 1 lip 1 paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź 12 ceny energii 1Y w EUR/MWh CO2 w EUR/t prognoza cen energii poprzednia prognoza aktualne notowania cena energii EEX 1Y *prognozy i notowania cen energii dotyczą kontraktu terminowego 1Y (przykładowo prognoza 212P dotyczy kontraktu na sprzedaż energii w roku 213) Źródło: Bloomberg, szacunki DI BRE Uwzględniając powyższą analizę i bieżące trendy na rynku dokonaliśmy rewizji naszych dotychczasowych prognoz cen energii w oparciu o model korelacji z notowaniami gazu i węgla na giełdach w Europie, tradycyjnie wydzielając komponent CO 2 z benchmarku cenowego jako osobną zmienną. Założony scenariusz dla wspomnianych surowców implikuje stabilizację cen energii czarnej (bez obciążenia CO 2) i głównym elementem wyznaczającym prognozowany wzrost cen terminowych jest rosnący koszt uprawnień emisyjnych (szerszy komentarz do CO 2 w dalszej części raportu). Ostatecznie w wyniku tych operacji obniżamy nasze szacunki cen energii na rynku niemieckim w latach średnio o 6%. Zwracamy jednocześnie uwagę, że wpływ tej obniżki na poszczególne spółki będzie determinowany przez ich wskaźnik emisji, gdyż obniżamy również szacunki cen CO 2. W relacji do bieżącej krzywej terminowej nasze szacunki w kolejnych latach po 213 roku są wyższe o około 5-8%, co ma związek z uwzględnioną ścieżką cen uprawnień. Rynek energii w Polsce W 211 roku popyt na energię w Polsce wzrósł o 1,9%, co odzwierciedlało wysoką dynamikę PKB i utrzymującą się dynamikę produkcji przemysłowej (7,7%). Największy udział w tym wzroście miał przemysł ciężki, który zwiększył konsumpcję o 2,8 TWh, co było pochodną wyższego wykorzystania mocy przerobowych. W obszarze klientów domowych i najmniejszych odbiorców biznesowych zanotowaliśmy spadek rzędu,9%, co prawdopodobnie miało związek z mocnym odchyleniem in plus jeśli chodzi o średnie temperatury w styczniu i grudniu (w tych zimowych miesiącach było cieplej niż przed rokiem średnio o 6,5 stopnia). W tym roku także zanotowaliśmy już mocny wpływ niestandardowych temperatur w lutym, kiedy to ponadprzeciętne mrozy zaowocowały 7,3% wzrostem zapotrzebowania na prąd. Pozostałe miesiące bezpośrednio odzwierciedlają już jednak aktualną sytuację w przemyśle, gdzie notujemy wyraźne osłabienie dynamiki produkcji. Historyczne korelacje wskazują, że jeśli nie nastąpi jakieś wyraźne odbicie w aktywności wytwórczej, to w całym roku dynamika wyniesie około -1%. Biorąc pod uwagę aktualne prognozy PKB przygotowane przez BRE Bank (wzrost tylko o,5% w przyszłym roku i +2,8% w roku 214) to przyszły rok może przynieść dalsze spadki zapotrzebowania na energię, które mogą sięgnąć 2,5%. Dynamiczne odbicie nastąpiłoby w takim scenariuszu w 214 roku, ale poziom z roku 211 uda się prawdopodobnie osiągnąć dopiero w 215. W tym kontekście ważnym elementem wpływającym na cenę będą oczekiwane zmiany w zakresie podaży prądu związane zarówno z planowanymi wyłączeniami starych bloków jak i uruchamianiem nowych źródeł mocy. 3 listopada 212 3

4 Sektor energetyczny Zużycie energii elektrycznej w Polsce (L) na tle indeksu produkcji przemysłowej (P) Konsumpcja energii w GWh -,3% 7,3% -1,9% -1,3% -,9%,2% -2,3% -1,3% +,5% -3,% styczeń luty marzec Źródło: PSE, GUS kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień 2% 15% 1% 5% % -5% -1% -15% sty-7 kwi-7 lip-7 paź-7 sty-8 kwi-8 lip-8 paź-8 sty-9 kwi-9 lip-9 paź-9 sty-1 kwi-1 lip-1 paź-1 sty-11 kwi-11 lip-11 paź-11 sty-12 kwi-12 lip-12 Produkcja przemysłowa Ubytek mocy w 213 szacujemy na około 6 MW, na co złożą się zamykany blok w Turowie (PGE) oraz odstawienia kilku instalacji w Grupie Tauron (Jaworzno, Łagisza, Bielsko-Biała, Tychy, Stalowa Wola). Jednocześnie jednak oczekiwane jest uruchomienie około 2 MW mniejszych jednostek konwencjonalnych (biomasa, gaz) oraz dalszego wzrostu mocy wiatrowej. PSE zgodnie z umowami o przyłączenie zakłada 1 GW w dodatkowych turbinach, ale analiza wyników tego roku (około 7 MW wobec oczekiwanych 13 MW) nakazuje ostrożność w tym zakresie, szczególnie w kontekście niepewności związanej z przygotowywaną ustawą o OZE. Z tego względu w naszych analizach uwzględniamy tylko 5 MW w tej kategorii, ale mając na uwadze niższą utylizację tych mocy (25%) można oczekiwać, że moc dyspozycyjna w systemie obniży się w przyszłym roku. Niemniej jednak w zestawieniu ze spadkiem popytu zakładamy wzrost rezerwy mocy liczonej jako różnica między średnim zapotrzebowaniem, a mocą dyspozycyjną dostępną w systemie. Dodatkowym argumentem za takim scenariuszem będzie nieco większa dostępność bloków na węgiel brunatny z uwagi na mniej intensywne w ujęciu r/r prace remontowe w Bełchatowie i zaniżoną bazę produkcji w Turowie z uwagi na lipcowy pożar. Przyłączenia (L) i wyłączenia (Ś) nowych mocy oraz prognozowana rezerwa mocy dyspozycyjnej w systemie (P) Nowe moce Węgiel kamienny Biomasa Gaz Wiatr Wyłączenia Węgiel kamienny Wegiel brunatny Rezerwa mocy Moc dyspozycyjna Zapotrzebowanie na moc Źródło: PSE, opracowanie DI BRE W kontekście takich perspektyw rynkowych na przyszły rok zrozumiała jest obserwowana w ostatnich miesiącach presja na ceny energii w kontraktach giełdowych. Od stycznia notowania prądu w paśmie z dostawą na rok 213 spadły o prawie 19% i wynoszą obecnie około 176 PLN/MWh, czyli około 12% poniżej średniej realizowanej w tym roku. Nie oznacza to oczywiście, że wytwórcy zanotują spadek przychodów o 24 PLN/MWh, gdyż zabezpieczanie pozycji odbywa się systematycznie od kilku miesięcy. Średnia ważona na TGE wynosi do tej pory około 193 PLN/MWh przy wolumenie na poziomie 45 TWh. Biorąc tylko pod uwagę rynki giełdowe (obrót poza TGE jest również zbliżony do 45 TWh), portfel wytwórczy byłby pokryty maksymalnie w 6-65% (łącznie z kontraktami kwartalnymi), ale nie należy zapominać że w przyszłym roku Tauron nie będzie już podlegać obowiązkowi giełdowemu, tak więc niekoniecznie wolumeny z elektrowni tego koncernu muszą pojawić się na TGE. W tym kontekście racjonalne wydaje się założenie, że stopień hedgingu jest jednak istotnie większy, a ostateczna średnia cena baseload realizowana w przyszłym roku w ramach kontraktów nie obniży się już znacząco vs. odczyt YTD. Szacujemy, że wyniesie ona około 185 PLN/MWh. Czynnikiem, który przy innych warunkach niezmienionych powinien powstrzymywać polski rynek przed dalszymi spadkami jest cena na giełdzie niemieckiej, która w przeliczeniu na PLN jest obecnie wyższa o około 15 PLN/MWh. Oczywiście ze względu na specyfikę połączeń transgranicznych arbitraż odbywa się tylko na rynku spot, ale zwracamy uwagę, że ta korespondencyjna różnica w kontraktach między obydwoma krajami nigdy nie była jeszcze tak znacząca. Może to zachęcać polskich wytwórców do zostawiania większej niż zwykle otwartej pozycji na koniec roku, co z kolei może stymulować ceny. Jeśli chodzi o bieżące notowania kontraktów na lata (odpowiednio 182 PLN/MWh i 19 PLN/MWh) to mają one bardzo małą wartość prognostyczną ze względu na śladowy wolumen. Podsumowując, stoimy na 3 listopada 212 4

5 Sektor energetyczny stanowisku, że poza pogorszeniem koniunktury gospodarczej nie nastąpiła jakaś strukturalna zmiana na polskim rynku energii jeśli chodzi o mechanizm wyznaczania cen. Uważamy, że przykładanie zbyt dużej wagi do tzw. merit order nie jest wskazane ze względu na zbyt dużą koncentrację mocy wytwórczych (trudno wyjść bowiem z założenia, że np. Elektrownia Bełchatów kontraktując sprzedaż kieruje się wyłącznie swoim rachunkiem kosztowym bez uwzględnienia marży na całym portfolio wytwórczym Grupy PGE). Ceny energii w Polsce na rynku spot (L) i rynku terminowym (na tle kontraktu z rynku niemieckiego) (Ś) oraz notowania węgla energetycznego (P) sty 1 kwi 1 lip 1 paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź sty 12 lut 12 mar 12 kwi 12 maj 12 cze 12 lip 12 sie 12 wrz 12 paź 12 lis sty 9 kwi 9 lip 9 paź 9 sty 1 kwi 1 lip 1 paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź 12 cena energii spot w PLN/MWh wolumen w GWh Polska w PLN/MWh Niemcy w PLN/MWh Ceny węgla ARA w USD/t Źródło: TGE, Bloomberg Przestawionych tendencji na cenach energii nie można oczywiście rozpatrywać w oderwaniu od notowań uprawnień do emisji CO 2 oraz kosztów węgla kamiennego. W pierwszym przypadku na przestrzeni tego roku cena mimo lokalnych wahań utrzymała się co prawda na niezmienionym poziomie 6-7 EUR/t, ale wydaje się że dopiero w ostatnich miesiącach rynek polski zaczął realnie dyskontować brak perspektyw na istotną zwyżkę kosztów uprawnień. Tymczasem kontraktacja energii na rok 212 odbywała się w otoczeniu o 3-4 EUR/t wyższych cen certyfikatów, tak więc tym czynnikiem można by tłumaczyć spadek cen prądu r/r o PLN/MWh. Jeśli chodzi o ceny węgla to sytuacja na globalnych rynkach (-2% na przestrzeni ostatnich 12 miesięcy) nie ma jeszcze bezpośredniego przełożenia na polskich odbiorców (parytet cen węgla ARA czy rosyjskiego nie zachęca jeszcze do wzmożonego importu), tym bardziej że duża część kontraktów opiera się na formułach indeksowanych inflacją (kilkuletnie umowy z Kompanią Węglową kończą się w 213 roku). Kluczową przesłanką, która może wywierać presję na renegocjację cen dostaw na przyszły rok powinien być rekordowy stan zapasów na zwałach, zarówno w kopalniach (7,5 mln ton) jak i elektrowniach (8 mln ton), tym bardziej, że w przyszłym roku nie można oczekiwać wzrostu popytu. Spółki wydobywcze, szczególnie te ze słabszym bilansem i wyższymi kosztami produkcji poszukując płynności mogą być bardziej skłonne do kompromisu i aneksowania swoich umów. Oczywiście część wolumenów kupowana na rynku spotowym automatycznie będzie tańsza r/r. W naszych prognozach na rok 213 zakładamy, że średnie koszty węgla będą w zależności od koncernu (struktury dostaw) zbliżone do tych z roku 212 bądź niższe o kilka procent, co w kontekście spadków po stronie przychodowej będzie wsparciem dla marży. Jeśli chodzi o nasze prognozy cen energii na kolejne lata, to wzorem poprzednich raportów opieramy je na cenach EEX uwzględniających koszt uprawnień emisyjnych i korelacje z rynkiem paliw. Nowe prognozy cen hurtowych energii w Polsce na tle poprzednich (w PLN/MWh) P 213P 214P 215P 216P 217P Źródło: szacunki DI BRE prognoza cen energii poprzednia prognoza notowania TGE Długoterminowy bilans mocy W dłuższym terminie ze względu na bardzo ambitne plany inwestycyjne sektora w zakresie budowy nowych bloków energetycznych, to właśnie bilans podażowy może determinować ceny energii. W przypadku realizacji większości planowanych projektów nieunikniona będzie 3 listopada 212 5

6 Sektor energetyczny bowiem wysoka nadwyżka mocy konwencjonalnych, która przy optymistycznych założeniach dotyczących popytu mogłaby być rozładowana dopiero w następnej dekadzie i to tylko w przypadku braku powstania bloku jądrowego. Rozwój energetyki wiatrowej raczej nie będzie miał w naszej opinii istotnego przełożenia na merit order z uwagi na ciągle mały udział w krajowej konsumpcji energii, który przy założeniu uruchomienia około 6-7 GW turbin wiatrowych w perspektywie 22 roku może sięgnąć 7-8% (w Niemczech mocny wpływ pojawił się dopiero w ostatnim roku kiedy łączny udział wiatru i ogniw fotowoltaicznych sięgnął 15%). Trzeba dodatkowo pamiętać, że największy destrukcyjny wpływ ze względu na szczytowy charakter ma energia solarna, a nie wiatrowa. Planowane uruchomienia nowych mocy wytwórczych w MW (na szarym tle inwestycje o podwyższonym ryzyku realizacji) lokalizacja paliwo inwestor Jaworzno biomasa Tauron 5 Tychy biomasa Tauron 4 Stalowa Wola biomasa Tauron 2 Połaniec biomasa GdF 25 Gorzów gaz PGE 135 Bydgoszcz gaz PGE 43 Pomorzany gaz PGE 24 Puławy gaz PGE/ZAP 9 Stalowa Wola gaz Tauron/PGNiG 45 Blachownia gaz Tauron/KGHM 8 Gdańsk gaz Energa 45 Włocławek gaz Orlen 45 Katowice gaz Tauron 135 Adamów gaz ZE PAK 4 Konin gaz ZE PAK 12 Grudziądz gaz Energa 9 Dąbrowa Górnicza gaz Koksownia Przyjaźń 71 Polkowice gaz KGHM 45 Głogów gaz KGHM 45 Turów węgiel brunatny PGE 46 Jaworzno węgiel kamienny Tauron 9 Kozienice węgiel kamienny Enea 175 Opole węgiel kamienny PGE 9 9 Bielsko-Biała węgiel kamienny Tauron 5 Tychy węgiel kamienny Tauron 5 Rybnik węgiel kamienny EdF 9 Pelplin węgiel kamienny Kulczyk Investments 1 1 wiatr* Razem Razem skorygowane *plany dotyczące energii wiatrowej oparte o skorygowane prognozy PSE Źródło: PSE, publikacje prasowe, opracowanie DI BRE Kluczowe dla bilansu polskiego rynku będą więc projekty w ramach energetyki konwencjonalnej i dlatego warto jest przyjrzeć się nieco bliżej poszczególnym pomysłom inwestycyjnym. Łączna skala zgłaszanych publicznie elektrowni cieplnych, których budowa miałaby się zakończyć w tej dekadzie wynosi prawie 13 GW, co przy planowanych wyłączeniach starych mocy na około 5,3 GW implikowałoby dość znaczny przyrost potencjału wytwórczego. Realizacja takiego scenariusza wydaje się jednak mało prawdopodobna nie tylko ze względu na ograniczony potencjał finansowania dla każdego kolejnego dużego projektu, ale również stan zaawansowania poszczególnych procesów. Obecnie wybranego generalnego wykonawcę i możliwość rozpoczęcia budowy mają inwestycje w Kozienicach (175 MW), Rybniku (9 MW) oraz Opolu (18 MW). W tym ostatnim przypadku PGE zwleka z oddaniem placu budowy do czasu uzyskania pisemnego uzasadnienia sądu w sprawie decyzji środowiskowej, choć wydaje się, że inwestor poczeka także na rozstrzygnięcie 3 listopada 212 6

7 Sektor energetyczny Planowane wyłączenia mocy w MW procesów restrukturyzacyjnych i sporów wewnętrznych u członków konsorcjum (Polimex, Rafako, Mostostal). W tym kontekście nie jest wykluczone, że termin oddania pierwszego bloku w Opolu przesunie się na rok 218. Z pozostałych większych przedsięwzięć w najbliższych miesiącach powinniśmy jeszcze poznać decyzję Tauronu w sprawie Jaworzna (najkorzystniejsza oferta chińskiego Covec), Orlenu w sprawie Włocławka oraz Kulczyk Investments w kwestii Elektrowni Północ (Pelplin). Jeśli chodzi o duże bloki węglowe to ostatni komunikat Energi w sprawie Ostrołęki wskazuje, że mogą wystąpić problemy z zorganizowaniem rynkowego finansowania. Przy obecnych cenach gazu mamy także wątpliwości, co do realności biznesplanów w gazowych elektrowniach szczytowych (Blachownia, Grudziądz) oraz niektórych układów kogeneracyjnych w związku z możliwymi problemami z technicznym zabezpieczeniem dostaw gazu. Po wyłączeniu wszystkich projektów o podwyższonym w naszej opinii profilu ryzyka realizacji, sumaryczna moc bloków cieplnych, jakie powstaną do 22 roku może sięgnąć 7,9 GW. Lokalizacja paliwo inwestor Turów węgiel brunatny PGE Bełchatów węgiel brunatny PGE -37 Konin węgiel brunatny ZE PAK -143 Pątnów węgiel brunatny ZE PAK -2 Adamów węgiel brunatny ZE PAK -6 Łagisza węgiel kamienny Tauron Jaworzno węgiel kamienny Tauron -5 ZEDO węgiel kamienny PGE Bielsko-Biała węgiel kamienny Tauron -8 Rybnik węgiel kamienny EdF -9 Gorzów węgiel kamienny PGE -32 Ostrołęka węgiel kamienny Energa -75 Łaziska węgiel kamienny Tauron -25 Siersza węgiel kamienny Tauron -371 Blachownia węgiel kamienny Tauron -158 Stalowa Wola węgiel kamienny Tauron Tychy węgiel kamienny Tauron -4 Razem Źródło: PGE, Tauron, PAK, opracowanie DI BRE W wariancie realistycznym (na poniższym wykresie wariant II) nowe projekty będą w dużym stopniu odtwarzać wycofywane stare moce niespełniające nowych bardziej restrykcyjnych norm środowiskowych, którym będzie kończył się okres derogacji. Według deklaracji poszczególnych spółek w perspektywie 219 roku pracę zakończą bloki o łącznej mocy 5,3 GW. Jest to mniejsza skala niż szacunki PSE, które bazując na deklaracjach wytwórców wskazują na wyłączenie 5,5 GW do roku 215 oraz kolejnych 4 GW pomiędzy latami Różnica częściowo wynika z braku uwzględnienia w naszym zestawieniu licznych mniejszych elektrociepłowni, które w 216 roku nie spełnią dyrektywy IED oraz faktu znacznie bardziej ostrożnościowego (z punktu widzenia stabilności systemu) podejścia operatora. Ważne z punktu widzenia merit order jest to, że około 1,7 GW z tej puli stanowią instalacje opalane węglem brunatnym. Oznacza to, że mimo iż prognozowana rezerwa mocy dyspozycyjnej liczona przy średnim zapotrzebowaniu będzie w 22 roku zbliżona do przyszłorocznej (założenie wzrostu popytu o 2% rocznie [PSE prognozuje przyrost 2,3%] począwszy od roku 215, w którym rynek powinien już wrócić do poziomu z 211 roku po oczekiwanym spadku wolumenów w latach ) to rynek będzie w większym stopniu oparty o bloki na węgiel kamienny kosztem tańszego brunatnego, co nie pozostanie bez pozytywnego wpływu na kształtowanie się cen. Ostatecznie więc nie jest jeszcze przesądzony katastroficzny scenariusz dla marż na wytwarzaniu energii po roku 217, ale aby do niego nie doszło po pierwsze istotna część planowanych wstępnie inwestycji nie może być zrealizowana, a po drugie budowa bloku jądrowego wyraźnie się opóźni. 3 listopada 212 7

8 Sektor energetyczny Dwa warianty bilansu polskiego rynku energetycznego w zależności od realizacji planów inwestycyjnych 4 Wariant I Wariant II Moc dyspozycyjna Zapotrzebowanie na moc Moc dyspozycyjna Zapotrzebowanie na moc Rezerwa mocy (prawa skala) Rezerwa mocy (prawa skala) Źródło: szacunki DI BRE Połączenia międzysystemowe - plany inwestycyjne PSE Przedstawiona wcześniej prognoza bilansu mocy energetycznych w Polsce musi być oczywiście rozszerzona o aspekt wymiany transgranicznej. Aktualne nominalne zdolności przesyłowe na polskich interkonektorach wynoszą 11 MW w zakresie eksportu (połączenie synchroniczne Niemcy/Słowacja/Czechy) i 82 MW w zakresie importu (6 MW połączenie ze Szwecją i 22 MW połączenie z Ukrainą). Realnie potencjał tych linii udostępniany przez PSE jest jednak znacznie mniejszy. W eksporcie na połączeniu synchronicznym (DE/CZ/SK i UA) w aukcjach rocznych w 211 roku oferowane było tylko 2 MW, w aukcjach miesięcznych średnio 213 MW, a w trybie dobowym średnio 113 MW. Z kolei w imporcie komercyjnie przepustowości można było rezerwować tylko w aukcjach dobowych (średnio 363 MW). Dla połączenia stałoprądowego ze Szwecją dla importu dostępne były moce średnio 372 MW, a dla eksportu tylko 13 MW (ograniczenie w tym obszarze wynika z konieczności zapewnienia przez operatora bezpieczeństwa dostaw szczególnie na obszarze północnowschodniej Polski, a także istotnie niższych cen energii na rynku skandynawskim). Dodatkowym kanałem importowym jest uruchomiona we wrześniu 211 linia 22 MW łącząca Polskę z Ukrainą, która umożliwia przesył mocy z Elektrowni Dobrotwór. W 211 roku saldo wymiany międzysystemowej było ujemne i wyniosło 5,2 TWh. Eksport netto był stymulowany przez wyższe ceny i zapotrzebowanie ze strony Niemiec, szczególnie po wyłączeniu części tamtejszych elektrowni atomowych. W tym roku skala sprzedaży zagranicznej netto jest o połowę mniejsza, co jest pochodną spadku zapotrzebowania na energię na rynku niemieckim, spadku cen oraz większych przepływów karuzelowych utrudniających wymianę na połączeniu synchronicznym. Eksport energii netto (L) oraz wielkość przepustowości interkonektowych w MW (P) 12 11,2 11, ,4,7 2,2 1,4 5,2 4,3 2, I-X 211 I-X eksport netto w TWh przepustowość eksportowa przepustowość importowa Źródło: PSE, ENTSO Program inwestycyjny PSE przewiduje w najbliższych latach znaczący wzrost nakładów na rozbudowę połączeń międzysystemowych (8-9 mld PLN do 22 roku). W pierwszej kolejności instalacja przesuwników fazowych na połączeniu synchronicznym DE/CZ/SK pozwoli na zwiększenie od 215 roku przepustowości w imporcie o 5 MW i w eksporcie o 14 MW. Ta inwestycja wraz z rozbudową sieci przesyłowych i farm wiatrowych na północy Polski pozwoli na udostępnienie przepustowości eksportowej 6 MW na połączeniu stałoprądowym ze Szwecją. Dodatkowe 5 MW możliwości importowych pojawi się w lipcu 215 roku w projektowanym połączeniu polsko-litewskim, które ma być w perspektywie 22 roku rozbudowane o 5 MW w imporcie i 1 MW w eksporcie. W tym samym roku ma zostać również oddany do użytku trzeci interkonektor 4 kv na granicy z Niemcami o mocy importowej 15 MW oraz drugi interkonektor na granicy ze Słowacją zwiekszający z kolei potencjał eksportowy o 5 MW. Dyskutowane są również wspólne projekty z operatorami z Ukrainy (potencjalnie dwie wstawki prądu stałego o mocy 2x6 MW i wykorzystanie istniejącej linii 75 kv łączącej Rzeszów z atomową Elektrownią Chmielnicka) i Białorusi (5 MW), ale na razie nie ma jeszcze wiążących decyzji w tej sprawie. Teoretycznie większe szanse na realizację ma połączenie ukraińskie z uwagi na fakt, że ukraińskie władze 3 listopada 212 8

9 Sektor energetyczny zatwierdziły ostatnio projekt dokończenia budowy dwóch bloków jądrowych we wspomnianej elektrowni, które według aktualnego harmonogramu mają być włączone do eksploatacji w latach Podsumowując powyższe plany inwestycyjne, można oczekiwać, że potencjał eksportowy zwiększy się z obecnych 5% średniego krajowego zapotrzebowania na moc do 14% w 215 roku i 2% w 22 roku. W przypadku importu w tym okresie można oczekiwać zwiększenia tego wskaźnika z aktualnych 4% odpowiednio do 8% i 16% (połączenie z Ukrainą mogłoby dołożyć około 4%). Zwracamy uwagę, że są to wartości liczone w ujęciu nominalnym i nie uwzględniają one realnego wykorzystania wspomnianych połączeń. Wydaje się jednak, że dość wolny przyrost możliwości importowych z rynków tańszej energii przy szybszym uruchamianiu połączeń eksportowych nie spowoduje zagrożenia dla polskich wytwórców i istotnego ich wypychania z systemu przez konkurencyjną energię zagraniczną. Wpływ płatnych uprawnień CO 2 na wyniki sektora Kwestia przydziału darmowych uprawnień CO 2 dla sektora energetycznego od dłuższego czasu była przedmiotem dyskusji i wiązało się z nią wiele wątpliwości. Po ostatnich komunikatach Komisji Europejskiej niewiadomych jest już coraz mniej i przyjmowane założenia są obarczone znacznie mniejszym błędem. Przypominamy, że zaakceptowane zostały wnioski derogacyjne nowych krajów członkowskich i co do wolumenów darmowych uprawnień unijni urzędnicy nie zgłosili istotnych zmian. W przypadku Polski zakwestionowano przydziały tylko dla kilku mniejszych elektrowni, m.in. Elektrociepłowni Bielsko-Biała z Tauronu (nowy blok uruchamiany w 213 roku, który miał otrzymać w 214 roku około 78 tys. ton uprawnień, a łącznie w latach około 348 tys. ton, czyli,5% przydziału Grupy w tym okresie) oraz Elektrociepłowni Rzeszów i Gorzów z Grupy PGE (łącznie 1,3% darmowych uprawnień Grupy w perspektywie 219 roku). Wiele emocji wzbudził Załącznik III do decyzji KE, w którym znalazła się lista inwestycji wykluczonych z tzw. Krajowego Planu Inwestycji (KPI). Wszystkie podmioty otrzymujące darmowe certyfikaty CO 2 muszą ich ekwiwalent przeznaczyć na dostosowanie i podniesienie standardu infrastruktury, czyste technologie oraz zróżnicowanie koszyka energetycznego i źródeł dostaw. Tymczasem Komisja nie zaakceptowała w polskim KPI wszystkich dużych inwestycji w bloki węglowe i gazowe, co wzmogło obawy o to czy polskie spółki będą w stanie faktycznie wykorzystać przyznane im darmowe uprawnienia. Według naszych szacunków i deklaracji PGE czy Tauronu nie powinno być jednak z tym problemu, gdyż podmioty zgłosiły do KPI projekty istotnie przewyższające wymagane limity. W poniższej tabeli prezentujemy szacunkowe wartości wymaganych inwestycji warunkujących uzyskanie w kolejnych latach derogacyjnych przydziałów zgodnie z wytycznymi KE (referencyjną cenę uprawnień dla lat ustalono na 14,5 EUR/t, a na lata na 2 EUR/t). Zwracamy uwagę, że minimalny capex będzie weryfikowany po zakończeniu każdego roku i na tej podstawie będą przydzielane darmowe uprawienia (umorzenie następuje standardowo w kwietniu roku następnego). Na pokrycie uprawnień z roku 213 można wykorzystać poniesione nakłady z okresu czerwiec 29 - grudzień 212. Nawet przy braku uwzględniania dużych bloków konwencjonalnych, polskie koncerny powinny zrealizować te wymagania dzięki inwestycjom w bloki biomasowe, farmy wiatrowe oraz modernizację sieci dystrybucyjnej. Przydziały darmowych uprawnień na lata na tle wskaźnika pokrycia emisji całkowitych oraz wymaganych nakładów inwestycyjnych tony CO CEZ* wskaźnik pokrycia emisji z roku % 51% 44% 36% wymagany capex w mln EUR ENEA wskaźnik pokrycia emisji z roku % 51% 47% 4% wymagany capex w mln EUR PGE wskaźnik pokrycia emisji z roku % 53% 49% 43% wymagany capex w mln EUR TAURON wskaźnik pokrycia emisji z roku % 72% 68% 7% wymagany capex w mln EUR *dla CEZ przydziały i emisja obejmują zarówno produkcję prądu jak i ciepła, w pozostałych spółkach zaprezentowana alokacja dotyczy tylko produkcji energii Źródło: Spółki, szacunki DI BRE 3 listopada 212 9

10 Sektor energetyczny Oczywiście ostateczny wpływ wejścia w życie pakietu klimatycznego na wyniki polskich spółek w 213 roku, oprócz samych derogacyjnych alokacji, będzie pochodną cen uprawnień. Obecnie notowania certyfikatów znajdują się pod presją z uwagi na spowolnienie gospodarcze (znacznie niższa emisja powoduje nadpodaż) oraz wykorzystywanie przez przedsiębiorstwa tzw. CER-ów do rozliczania emisji za okres CER-y to jednostki redukcji emisji otrzymywane w zamian za inwestycje w technologie obniżające produkcję gazów cieplarnianych w krajach rozwijających się. Ich podaż w 211 roku sięgnęła 255 mln jednostek, a w tym roku przekroczy 1 mld jednostek. Dodatkową presję w ostatnich tygodniach na notowania CER wywarła propozycja Komisji Europejskiej, aby zakazać rozliczania certyfikatów pochodzących z państw, które nie ratyfikują II okresu Protokołu z Kioto. Informacja ta wpłynęła na deklaracje szybszej sprzedaży tych jednostek przez Rosję (38 mln) i Ukrainę (17,5 mln), co obniżyło ich ceny do rekordowo niskich poziomów poniżej 1 EUR/t. Urzędnicy Wspólnoty obok tej propozycji chcą podjąć próbę sztucznego podniesienia cen uprawnień EUA (cena jest zbyt niska, aby zachęcać do inwestycji w technologie niskoemisyjne) poprzez mechanizm ograniczenia podaży certyfikatów z nowego okresu rozliczeniowego. Pomysł polega na tzw. backloading, czyli na przesunięciu części certyfikatów (od 4 mln do 1,2 mld) z aukcji w okresie na okres Ograniczenie to ma rzeczywiście szansę realizacji, gdyż decyzja będzie podejmowana większością głosów na komitecie zmian klimatu poprzez zmianę rozporządzenia aukcyjnego. Nadal nie osiągnięto jednak w tej sprawie konsensusu, a ogłoszona przez KE propozycja tylko chwilowo wpłynęła na skok notowań uprawnień do ponad 9 EUR/t, po czym szybko zanurkowały one w okolice 6,5 EUR. Zorientowano się bowiem że w obecnej sytuacji samo opóźnienie części aukcji nie jest w stanie wiele zmienić, tym bardziej że rynek jest zalewany podażą certyfikatów z kończącego się okresu rozliczeniowego (2 mln ton tygodniowo) oraz pojawiają się wczesne aukcje z ETS III (około 12 mln ton) przy dość niskim zainteresowaniu popytu (sektor energetyczny jest już zabezpieczony nie tylko na rok 213, ale również w dużej części na 214). Głosowanie nad propozycją backloading odbędzie się prawdopodobnie 13 grudnia, a do jej zablokowania potrzeba 91 głosów z 345 ogółem, tak więc nadal nie wiadomo czy zostanie ona zatwierdzona. Na razie oficjalny sprzeciw zgłasza tylko Polska (27 głosów), ale wahają się również Niemcy (29 głosów), a swojego stanowiska nie zaprezentowały jeszcze Czechy, Węgry, Słowacja, Grecja i Rumunia. Analiza notowań uprawnień do emisji wskazuje, że rynek albo wątpi w przyjęcie propozycji Komisji, albo nie wierzy aby miała ona wymierne skutki w postaci wzrostu cen. Prawdopodobnie dopiero wdrożenie bardziej radykalnych zmian do systemu ETS, takich jak trwałe wycofanie części uprawnień, mogłoby wpłynąć na krzywą terminową CO 2. Na razie takie rozwiązanie jest jednak mało prawdopodobne, szczególnie że jego przeforsowanie wymagałoby prawdopodobnie pełnego konsensusu członków UE. W naszych długoterminowych prognozach nie uwzględniamy więc szokowych wzrostów cen uprawnień, a widoczna na poniższym wykresie tendencja wzrostowa to odzwierciedlenie oczekiwanego zacieśniania się rynku CO 2 pod wpływem ożywienia gospodarczego i wzrostu emisji w przemyśle i energetyce. Średnie odchylenie naszych szacunków od aktualnych notowań kontraktów futures na EEX wynosi w okresie około 19%. Notowania uprawnień do emisji CO 2 i długoterminowe prognozy DI BRE P 215P 217P 219P sty 9 kwi 9 lip 9 paź 9 sty 1 kwi 1 lip 1 paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź 12 CO2 w EUR/t krzywa terminowa EEX certyfikat CO2 Źródło: Bloomberg, szacunki DI BRE Przy uwzględnieniu powyższych założeń i wcześniejszych kalkulacji dotyczących otwartej pozycji polskich koncernów można oszacować wpływ kosztów CO 2 na wyniki w przyszłym roku. Naszym zdaniem w najlepszej sytuacji znajduje się Tauron, który po pierwsze ma szansę zaoszczędzić w 212 roku nawet do 5 mln ton uprawnień (znacznie niższa produkcja kompensowana wyższymi rekompensatami KDT), a po drugie ma najwyższy wskaźnik pokrycia darmowymi przydziałami produkcji w roku przyszłym (przy bardzo prawdopodobnym założeniu utrzymania poziomu wytwarzania r/r). W tym kontekście negatywny wpływ pakietu klimatycznego w przypadku tej spółki może być niezauważalny w wynikach 213. Zwracamy uwagę, że przedstawiona na ostatniej prezentacji kwartalnej przez Zarząd tego koncernu symulacja pozycji na emisjach dwutlenku węgla (oczekiwane pokrycie emisji 213 roku na 75%) nie stoi w sprzeczności z naszymi wyliczeniami, gdyż miała tylko charakter poglądowy i 3 listopada 212 1

11 Sektor energetyczny opierała się na teoretycznej wartości produkcji energii w roku 212 zbliżonej do roku 211, podczas gdy po 3Q 212 jest już pewne że będzie ona niższa o około 15%. Analogiczne kalkulacje w przypadku CEZ, PGE i ENEI wskazują na wzrost kosztów CO 2 w ujęciu r/r sięgnie odpowiednio ponad 6 mln PLN, 8 mln PLN i 15 mln PLN, oczywiście przy założeniu braku istotnych zmian na kursie EUR i w notowaniach uprawnień. Zmiany systemu wsparcia OZE Według pierwotnych zamierzeń rządu w 213 roku w Polsce miał zacząć obowiązywać nowy system wsparcia energii odnawialnej. Finalny projekt ustawy przygotowany przez resort gospodarki został już przesłany do dodatkowych konsultacji rządowych i ministerstwo sygnalizowało, że może trafić pod obrady sejmu jeszcze w tym roku. Dymisja ministra Waldemara Pawlaka może jednak opóźnić cały proces legislacyjny, a dodatkowo ustawa będzie wymagała jeszcze notyfikacji Komisji Europejskiej, tak więc jej wejście w życie w 213 roku stoi pod dużym znakiem zapytania. W naszych dotychczasowych prognozach uwzględnialiśmy efekty nowego prawa począwszy od stycznia przyszłego roku, ale w związku z powyższym przesuwamy ten termin na koniec czerwca, choć może się okazać, że ubytek przychodów z zielonych certyfikatów w spółkach energetycznych pojawi się dopiero w 214 roku. Przypominamy, że główne założenie ustawy to zróżnicowanie wsparcia w zależności od źródeł i jego dopasowanie do ekonomiki poszczególnych projektów zapewniające odpowiedni poziom zwrotu z kapitału zachęcający do inwestycji. W tym celu wprowadzone zostały odpowiednie współczynniki korygujące (dotychczas każda 1MWh z OZE była wynagradzana 1 zielonym certyfikatem), a także ograniczono okres wsparcia do 15 lat od momentu uruchomienia instalacji. Jeśli chodzi o wszystkie instalacje uruchomione przed wejściem w życie nowej ustawy to zachowują one dotychczasowe prawa (1MWh=1 zielony certyfikat), ale tylko przez 15 lat licząc od ich oddania do użytku. Wyjątkiem jest technologia współspalania biomasy w blokach węglowych, dla której wsparcie ograniczono do 5 lat. Obok zmiany wysokości współczynników korygujących, jest to najistotniejsza niekorzystna zmiana w stosunku do pierwotnego projektu ustawy z grudnia 211 roku. Notowania zielonych certyfikatów (L) i współczynniki korygujące dla OZE wg nowej ustawy (P) , 2,5 2, 1,5 1,,5,,9,8 1,3 1,8,7,3 1,15 1, 2, 2,85 1,1 2,3 sty 8 kwi 8 lip 8 paź 8 sty 9 kwi 9 lip 9 paź 9 sty 1 kwi 1 lip 1 paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź 12 cena zielonego certyfikatu w PLN/MWh Źródło: Ministerstwo Gospodarki, TGE stara nowa ustawa W toku prowadzonych prac legislacyjnych zdecydowano również, że wartość opłaty zastępczej będzie niezmienna w czasie (286,74 PLN/MWh). Z kolei gwarantowana przez sprzedawcę z urzędu cena energii odkupowanej z OZE będzie ustalana na bazie podawanej przez URE średniej ceny z rynku konkurencyjnego z roku poprzedzającego uruchomienie danej instalacji (ta wartość ma być w kolejnych latach indeksowana wskaźnikiem inflacji), co oznacza że późniejsze zmiany na rynku energii nie będą miały wpływu na rachunek ekonomiczny projektu. Nowa ustawa wprowadza więc sztywne parametry przychodowe, ale należy pamiętać że jeśli chodzi o zielony certyfikat, to jego cena nie jest dokładnie równa opłacie zastępczej i wynika z gry rynkowej. Powyższy wykres wskazuje, że w połowie tego roku notowania świadectwa pochodzenia wyraźnie oderwały się od ustawowej opłaty (246 PLN vs. 286 PLN), co wynikało zarówno z przedstawienia założeń nowej ustawy (brak indeksacji opłaty zastępczej) jak i strukturalnej nadpodaży certyfikatów sięgającej nawet 14%. W tym roku mamy bowiem do czynienia z wyraźnym zwiększeniem produkcji OZE w systemie (szacujemy dynamikę na +15%) przy płaskiej bądź lekko spadającej konsumpcji i brakiem zmian wskaźnika obligatoryjnego udziału energii zielonej w koszyku sprzedawców. 3 listopada

12 Sektor energetyczny Struktura produkcji OZE* w Polsce (GWh) oraz cena biomasy w PLN/MWh na tle cen energii % 85% 9% 99% 116% 17% 83% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% P 213P 214P współspalanie wiatr biomasa % P 213P woda pozostałe wskaźnik pokrycia** Średnia cena energii w PLN/MWh Koszt biomasy w PLN/MWh *prognoza na rok 213 uwzględnia wykluczenie wsparcia dla części instalacji, w tym elektrowni wodnych, ale od lipca **wskaźnik pokrycia obowiązkowego udziału energii zielonej produkcją w całym systemie Źródło: URE, TGE, szacunki DI BRE Sytuacja powinna ulec jednak poprawie właśnie po wejściu w życie nowej ustawy, która w skali roku wyeliminuje z rynku certyfikatów około 2,5 TWh zielonej energii produkowanej w starych elektrowniach wodnych, a także około 2,7 TWh z instalacji współspalania uruchomionych jeszcze w 28 roku (w 214 roku ubytek z tego tytułu sięgnie już 4,7 TWh), które po utracie wsparcia staną się nieopłacalne (koszt biomasy na 1MWh jest obecnie istotnie wyższy niż bazowa cena energii). Oczywiście w tym czasie pojawią się nowe projekty OZE, ale wspomnianej luki nie uda się w pełni zneutralizować i bilans popytowo-podażowy prawdopodobnie powróci do stanu równowagi. Tym samym dyskonto w notowaniach zielonych certyfikatów w stosunku do ustalonej administracyjnie opłaty zastępczej może zmniejszyć się do średniej z poprzednich lat, a więc w okolice 4-5%. Ten scenariusz ma jednak szanse się zrealizować dopiero w 214 roku, gdyż opóźnienie we wdrożeniu nowego systemu nie pozwoli na istotne zmniejszenie nadwyżki podaży już w 213 roku, nawet mimo podniesionego ostatnio obowiązkowego udziału OZE z 1,9% do 12%. Produkcja zielonych certyfikatów wg źródeł* 1 8 Enea 2 16 PGE Tauron współspalanie biomasa woda wiatr współspalanie biomasa woda wiatr współspalanie biomasa woda wiatr * od połowy 213 roku zakładamy wejście w życie nowej ustawy znoszącej zielone certyfikaty dla elektrowni wodnych i skracającej wsparcie dla współspalania Źródło: Spółki, szacunki DI BRE Skala wpływu nowej ustawy na poszczególne spółki z sektora jest ściśle powiązana ze strukturą ich dotychczasowej produkcji z OZE. Jeśli chodzi o elektrownie wodne to szacujemy, że utrata przychodów w tym obszarze w skali roku może sięgnąć około 13 mln PLN w przypadku PGE, 1 mln PLN w Tauronie i 4 mln PLN w Enei. W przypadku tych źródeł Ministerstwo Gospodarki przygotowuje jednak autopoprawkę łagodzącą warunki utrzymania wsparcia w zamian za modernizację, więc skala rocznego ubytku wyników może okazać się mniejsza. Po uwzględnieniu harmonogramu uruchamiania posiadanych przez poszczególne koncerny instalacji współspalania, można oczekiwać, że negatywny wpływ na przyszłoroczny EBIT wyniesie odpowiednio 1 mln PLN, 65 mln PLN i 42 mln PLN. Oczywiście te szacunki przedstawiają teoretyczny wpływ ustawy przy założeniu jej wejścia w życie od stycznia przyszłego roku, co jak sygnalizowaliśmy już wcześniej nie jest już realne (roboczo zakładamy jej implementację w połowie 213 roku). Kalkulacje te nie uwzględniają ponadto wpływu nowych inwestycji w OZE, jakie będą oddawane w kolejnych latach, jak chociażby 3 bloki opalane biomasą w Grupie Tauron czy dodatkowy blok w Elektrociepłowni Białystok (Enea). Segment dystrybucji - perspektywy na rok 213 Segment dystrybucji zgodnie z założeniami miał w tym roku kontynuować poprawę wyników, aczkolwiek dane za pierwsze trzy kwartały wskazują, że tempo tego wzrostu jest znacznie 3 listopada

13 Sektor energetyczny większe niż oczekiwaliśmy, co skłania nas do podwyższenia prognoz w przypadku wszystkich polskich koncernów. Oczywiście te pozytywne tendencje były szczególnie widoczne na skonsolidowanych sprawozdaniach Enei i Tauronu, gdzie udział tego obszaru w całkowitym strumieniu EBITDA sięga 5%. Poprawa rezultatów jest funkcją kilku strukturalnych czynników, a mianowicie: (a) realizacji ścieżki zwiększania wynagrodzenia starych aktywów regulowanych (przypominamy, że obecnie operatorzy nie otrzymują jeszcze pełnego zwrotu z wyznaczonej w 29 wartości WRA, ale co roku ich przychód regulowany rośnie o 1,5% w ramach procesu dostosowawczego), (b) rosnącego systematycznie udziału nowych aktywów w WRA (inwestycje w majątek począwszy od 29 roku odkładają się w nową kategorię WRA wynagradzaną wg modelu WACCxWRA), (c) realizowanych oszczędności kosztowych w stosunku do modelu kosztowego wyznaczonego przez URE na lata , (d) korzystniejszej ceny energii na pokrycie strat sieciowych w taryfie na rok 212 oraz (e) rosnących przychodów z przyłączania do sieci (średnio +1%). Udział dystrybucji w EBITDA (L), wartość aktywów regulowanych (Ś) oraz realizowana w 212 roku marża operacyjna na tle regulacyjnego WACC (P) 6% 5% 4% 3% 2% 1% % udział dystrybucji w EBITDA 63% 62% 6% 64% 51% 49% 33% 33% 24% Enea PGE Tauron 1,% 9,% 8,% 7,% 6,% 5,% 4,% 8,8% 6,6% Enea 9,62% 8,95% 8,4% 8,3% 7,% 7,1% PGE Tauron ENEA PGE TAURON Wartość Regulacyjna Aktywów marża EBIT marża EBIT skor. WACC 212 WACC 213 Źródło: Spółki, szacunki DI BRE W 213 roku powyższe tendencje powinny być kontynuowane, aczkolwiek negatywnie na skalę przyrostu zysków wpłynie obniżony koszt kapitału wyznaczony przez URE (8,95% vs. 9,62% w 212), co jest pochodną spadających rentowności obligacji 1-letnich uwzględnianych w formule (w przypadku utrzymania się obecnych poziomów w 214 dojdzie do dalszego spadku WACC w związku ze spadkiem kroczącej średniej rocznej rentowności). Ze względu na wspomnianą strukturę WRA i nadal niski udział nowych aktywów (około 3%) bezpośredni wpływ spadku kosztu kapitału nie będzie jednak wysoki (nie można wykorzystać wzoru WACCxWRA) i sięgnie w zależności od spółki 2-3 mln PLN. Starsze aktywa nadal będą kontynuować ścieżkę zwiększania stopy zwrotu, co pozwoli na zwiększenie zysków segmentu pod warunkiem ustalenia przez URE konserwatywnego celu wolumenowego (bieżące odczyty spadającej konsumpcji energii powinny temu sprzyjać). Jeśli chodzi o straty sieciowe, to sytuacja nie powinna się zmienić w ujęciu r/r, gdyż choć akceptowana przez regulatora cena energii na okrycie różnicy bilansowej będzie niższa niż w 212 roku (188 PLN/MWh vs. 22 PLN/MWh) to nadal jest bliska notowaniom rynkowym. Dodatkowym źródłem poprawy rezultatów w spółkach operatorskich może być prowadzony program oszczędnościowy. Przypominamy, że zgodnie z wytycznymi URE obowiązuje średnioterminowy model wyznaczania kosztów uzasadnionych przygotowany na lata Baza wydatkowa jest w ramach odpowiedniej formuły indeksowana inflacją i korygowana o stałe wskaźniki efektywnościowe. Jest to system motywujący do większej dyscypliny kosztowej i jak pokazują wyniki tego roku spełnia on swoją rolę (URE nie uwzględnia co prawda w taryfie jednorazowych kosztów rezerw restrukturyzacyjnych, ale bierze na przykład pod uwagę dodatkowe koszty, jakie poniósłby operator gdyby nie realizowany przez niego program dobrowolnych odejść). W tym kontekście nadal upatrujemy potencjału wzrostu zysków w tym segmencie, choć skala w poszczególnych koncernach będzie zależała od wysiłku restrukturyzacyjnego (wydaje się, że w Tauronie ze względu na efekty synergii z przejętymi aktywami GZE nadal może być ona największa). 3 listopada