Elektroenergetyka na GPW (wyniki 2014 roku)

Transkrypt

1 Elektroenergetyka na GPW (wyniki 2014 roku) Autor: Dorota Zaborska - Główny Specjalista ds. Ekonomicznych ARE S.A. 21 marca 2015 EC Będzin SA jako ostatnia ze spółek energetycznych notowanych na GPW opublikowała raport za 2014 rok. Ta najmniejsza spółka, (wśród siedmiu firm sektora notowanych na GPW), odnotowała wyraźną poprawę sytuacji, szczególnie gdy weźmiemy pod uwagę stratę z jaką firma borykała się rok wcześniej. Obserwujemy wzrost przychodów operacyjnych (o 7 mln PLN tj. o 4,9%), a przede wszystkim dodatni, wysoki wynik zarówno EBIT jak i zysk netto. Korzystna zmiana wyniku była w dużej mierze efektem ograniczenia kosztów w spółce. Tabela Łączny wynik na całokształcie działalności raporty skonsolidowane 1) (styczeń - grudzień) Wyszczególnienie Przychody EBIT Zysk netto operacyjne Dynamika Dynamika Dynamika mln PLN % mln PLN % mln PLN % GK PGE , , ,0 105, , ,0 92,1 GK TAURON PE , , ,1 94, , ,6 88,0 GK ENEA ,3 905, ,5 131,0 722,5 909,1 125,8 GK ENERGA , , ,2 121,0 743, ,2 135,4 GK ZEPAK ,2 358,5 147,4 41,1 231,5 78,5 33,9 GK KOGENERACJA ,8 123,9 57,7 46,5 79,8 50,0 62,7 Ec Będzin ,9-7,0 21,2 x -5,6 17,3 x Spośród grup kapitałowych, na uwagę zasługują informacje zaprezentowane przez GK ENEA. Przychody operacyjne to środki o 693 mln PLN (tj. o 7,3%) większe niż w roku poprzednim. Jak określa Prezes Zarządu ENEA: dzięki zmianie kodu genetycznego i przyjęciu nowej konstytucji, Grupa stała się efektywnym, nowoczesnym, jednolitym organizmem gospodarczym Więcej energii wytworzono zarówno w źródłach konwencjonalnych jak i OZE - sprzedaż energii z tych kierunków wzrosła o GWh. Rynek detaliczny to wzrost wolumenu energii sprzedanej do odbiorców końcowych o GWh. Firma odbudowała i istotnie zwiększyła portfel sprzedaży do biznesowych odbiorców końcowych, dzięki wdrożeniu nowych produktów i reorganizacji obszaru sprzedaży. Rok 2014 dla GK ENEA to wysoka dynamika zmiany wyników: EBIT wzrósł o 281 mln PLN, a zysk netto o blisko 187 mln PLN. Pozytywnie na wyniki grupy wpłynęły głównie: zakup tańszej energii na potrzeby odsprzedaży oraz obniżka kosztów, która na poziomie Grupy wyniosła 252 mln zł. 133 mln PLN to oszczędności w segmencie wytwarzania i 102 mln PLN w segmencie dystrybucji. W obu tych segmentach wynik EBIT był większy niż w roku poprzednim, w wytwarzaniu z bardzo wysoką dynamiką zmiany (211,3%) i w dystrybucji na poziomie 132,9% Obszarem, który pomimo wzrostu przychodów przyniósł spadek wyniku EBIT (o 49%) był obrót.

2 Pozostałe trzy grupy kapitałowe zarejestrowały spadek przychodów operacyjnych. W największej GK PGE przychód operacyjny był co prawda o mln PLN mniejszy od uzyskanego w roku 2013, ale potężny wynik operacyjny (EBIT = mln PLN) o 249 mln PLN przekroczył wielkość z roku poprzedniego. Zmniejszone przychody ze sprzedaży to głównie efekt niższych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (o mln PLN), i w mniejszym stopniu ze sprzedaży: ciepła (o 24 mln PLN), węgla brunatnego (o 19 mln PLN) i przychodów z tytułu RUS (o 14 mln PLN). Ubytków nie zrekompensowały większe (o mln PLN) przychody z tytułu rekompensat KDT i ze sprzedaży świadectw pochodzenia (o 193 mln PLN). Korzystnie na wynik EBIT wpłynęły natomiast niższe koszty, między innymi tańszy zakup energii do odsprzedaży, niższe koszty opłat za emisję CO 2 (o 748 mln PLN) i niższe koszty zakupu paliwa produkcyjnego (o 176 mln PLN). Rentowność EBIT Grupy PGE wzrosła w zestawieniu z rokiem 2013 i była najwyższa (17,2%) wśród siedmiu prezentowanych firm. Działalność finansowa grupy, przyniosła natomiast spadek zysku netto. Koszty finansowe były wysokie (868 mln PLN) i przekroczyły o 555 mln PLN poziom z roku Podstawowy wpływ na ich zmianę miała utrata wartości obligacji wyemitowanych przez spółkę Autostrada Wielkopolska S.A. (386 mln PLN) i kolejno wyższy poziom różnic kursowych (o 117 mln PLN). Mniejsze przychody w GK TAURON PE, w odniesieniu do roku 2013, to głównie efekt niższej wartości sprzedaży: energii elektrycznej (z uwagi na mniejszy wolumen i niższe ceny) i w słabszym zakresie węgla (również z uwagi na mniejszy wolumen i niższe ceny). Największy spadek przychodów ogółem odnotowano w segmentach: wytwarzanie (o 29,6%), wydobycie (o 14,6%) oraz sprzedaż (o 15,2%). Spadek przychodów w segmencie wytwarzania częściowo rekompensowały przychody z operacyjnej rezerwy mocy oraz wyższa sprzedaż na rynku bilansującym. Obszarami, w których Grupa odnotowała wzrost puli przychodów były między innymi dystrybucja ( z uwagi na wyższe taryfy) i odnawialne źródła energii. Spokojniejsza dynamika zmiany kosztów w grupie, od spadku przychodów, znalazła odzwierciedlenie w niższym (o 5,4% tj. o 104 mln PLN) wyniku EBIT, w zestawieniu z rokiem Grupa ENERGA wykazała również spadek przychodów (o 887 mln PLN). W obszarze sprzedaży, z uwagi na mniejszy wolumen i niższe ceny przychody obniżyły się o 18%. Więcej środków uzyskano natomiast w segmencie wytwarzania (o 16%) i segmencie dystrybucji (o 7%). Wynik Grupy wzrósł imponująco, EBIT o 251 mln PLN (tj. o 21%) i zysk netto o 263 mln PLN (tj. o 35%). Na skalę wzrostu zysku, jak pamiętamy, oprócz poprawy efektywności działania firmy, zadziałał między innymi ubiegłoroczny odpis z tytułu trwałej utraty wartości bloku B w ENERGA Elektrownie Ostrołęka SA oraz rozwiązanie rezerw na uprawnienia do emisji CO 2. Udział poszczególnych segmentów w tworzeniu EBIT dla własnej Grupy nie był równomierny w poszczególnych firmach. W trzech wiodącym segmentem była dystrybucja, z poziomem taryf

3 podlegającym regulacji, który pozwala na pozyskiwanie środków przeznaczonych na rozwój majątku sieciowego: W Grupie TAURON segment dystrybucji dał blisko 67% wyniku EBIT, drugim w kolejności był segment sprzedaży (31,8%). Stratę, która obniżała wynik grupy wykazano natomiast w obszarach: wytwarzania (-189,2 mln PLN) - była to jednak znaczna poprawa w odniesieniu do roku 2013 (-459 mln PLN), oraz wydobycia -6,8 mln PLN, przy zysku na poziomie 65,8 mln PLN w roku W GK ENERGA dystrybucja wygenerowała ponad 58% wyniku EBIT, drugie miejsce zajmował segment wytwarzania (38,4%); W GK ENEA dystrybucja dała ponad 61% wyniku EBIT, a wytwarzanie około 35%. W GK PGE wiodącym segmentem w tworzeniu EBIT był natomiast segment energetyki konwencjonalnej (około 65,5%), dzięki posiadanym w portfelu tańszym jednostkom pracującym na węglu brunatnym. Drugą pozycję ze znacznie mniejszym udziałem zajmowała dystrybucja (25,9%). Stratę EBIT odnotowano natomiast w segmencie obrotu detalicznego (-200 mln PLN), przy 403 mln zysku w roku 2013). Wśród czterech Grup energetycznych notowanych na GPW w 2014 roku najwyższą rentowność EBIT odnotowała Grupa PGE i kolejno GK ENERGA, GK ENEA, GK TAURON. Wskaźnik rentowności EBIT Rysunek 1 Wskaźniki rentowności Wskaźnik rentowności obrotu netto Wszystkie Grupy z powodzeniem realizowały przyjęte programy inwestycyjne zarówno w obszarze wytwórczym jak i w dystrybucji, a rok 2014 rozpoczął nowe wyzwania inwestycyjne. 31 stycznia 2014 roku PGE GiEK wydała generalnemu wykonawcy polecenie rozpoczęcia prac przy budowie dwóch bloków w El Opole (po 900 MW), a pod koniec 2014 roku rozpoczęto budowę jednostek w Turowie (450 MW). Powstaje MW nowych mocy, oprócz Opola i Turowa realizowane są projekty: Jaworzno III (843 MW), Kozienice (1 075 MW), Płock (596 MW), Włocławek (463 MW), Stalowa Wola (449 MW), Gorzów (138 MW), Zofiówka (75 MW) i Tychy (58 MW), Kędzierzyn Koźle (25 MW).

4 GK PGE, w odniesieniu do roku 2013, bardzo zwiększyła (o 45,7% tj. o mln PLN) poziom nakładów inwestycyjnych mln PLN (zakup rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych i prawnych). Najwięcej środków zainwestowano w energetykę konwencjonalną (4 362 mln PLN). Dystrybucja to wydatki rzędu mln PLN, a energetyka odnawialna 347 mln PLN. Poziom zwiększonych wydatków wyraźnie odzwierciedla wysoki wskaźnik intensywności inwestowania w Grupie (22,6%). Wydatki poniesione przez GK TAURON PE w roku 2014 to kwota 3 089,6 mln PLN, o 690 mln PLN (tj. o 18,3%) mniejsza niż w roku Zdecydowana większość wydatków dotyczyła segmentu dystrybucji mln PLN, i została przeznaczona na budowę nowych przyłączy oraz modernizację i odtworzenie majątku sieciowego. Wytwarzanie pochłonęło 403,5 mln PLN, ciepło -335,6 mln PLN, i kolejno wydobycie 188,9 mln PLN i OZE 116 mln PLN. GK ENEA wydała mln PLN, czyli o 554 mln PLN (tj. o 25%) więcej niż w roku poprzednim. Zdecydowanie najwięcej środków przeznaczono na wytwarzanie (1 832 mln PLN), w tym mln PLN dotyczyło wydatków na nowy blok 11, a 13 mln PLN to wydatki na OZE. Obszar dystrybucji pochłonął 826 mln PLN i była to kwota o 74 mln PLN mniejsza niż rok wcześniej. Wskaźnik intensywności inwestowania w Grupie ukształtował się na bardzo wysokim poziomie (27,3%). Ostatnia z Grup energetycznych - ENERGA zmniejszyła pulę wydatkowanych środków do poziomu 1 477,5 mln PLN (tj. o 1324 mln PLN). Jednak z różnicy tej należałoby wyłączyć kwotę mln PLN, tj., która w 2013 roku została przeznaczona na nabycie aktywów wiatrowych od DONG ENERGY i spółki Ciepło Kaliskie (w 2 kw. 2013) oraz aktywów wiatrowych od Iberdrola Renovables (w 3 kw. 2013). Najwyższy poziom wskaźnika intensywności inwestowania obserwujemy w GK Kogeneracja (34,2%), odzwierciedla on poziom wydatków w wysokości 301 mln PLN. Z tego 113, 1 mln PLN pochłonęły wydatki na dostosowanie kotłów w EC Wrocław do nowych standardów emisyjnych w zakresie SO2, i 65,9 mln PLN dostosowanie kotłów w EC Wrocław do nowych standardów emisyjnych w zakresie NOx. Nakłady inwestycyjne Wskaźnik intensywności inwestowania (nakłady inwestycyjne / przychody ze sprzedaży, w %) Rysunek 2 Nakłady inwestycyjne i intensywność inwestowania

5 Wszystkie firmy w nowy 2015 rok weszły ze zgromadzoną pulą środków pieniężnych, które w trzech Grupach (PGE, TAURON i ENERGA), były wyższe niż na początek roku Potężne środki wykazała GK PGE mln PLN, a stanowiły one równowartość osiemdziesięciu dni sprzedażowych. W GK ENERGA suma mln PLN stanowiła równowartość 91 dni sprzedażowych 1. Z nieco mniejszym zabezpieczeniem w nowy rok weszła GK TAURON odpowiednik 27 dni sprzedażowych i GK ENEA 25 dni sprzedażowych. Realizowane i planowane inwestycyjne grup kapitałowych niosą konieczność ponoszenia kolejnych wydatków, a środki własne będą pomocą w ich realizacji. Powszechną formą pozyskania finansowania stała się emisja obligacji. I tak spółka TAURON PE w dniu 4 listopada 2014 roku wyemitowała pięcioletnie niezabezpieczone obligacje na kwotę 1,75 mld PLN w ramach Programu Emisji Obligacji o wartości do 5 mld PLN (zawartego w lipcu 2013 r.). Była to największa emisja obligacji korporacyjnych w roku 2014 i druga największa w historii krajowego rynku papierów dłużnych. W dniu 22 maja 2014 przez PGE S.A. oraz PGE Sweden AB (spółkę w 100% zależną od PGE S.A.) został ustanowiony Program Emisji Euroobligacji Średnioterminowych na kwotę 2 mld EUR. W dniu 9 czerwca 2014 roku PGE Sweden AB (publ) wyemitowała euroobligacje w łącznej kwocie 500 mln EUR i pięcioletnim terminie zapadalności, a w dniu 1 sierpnia 2014 roku wyemitowała obligacje o wartości 138 mln EUR i okresie zapadalności 15 lat. Środki pieniężne zgromadzone na koniec grudnia Rysunek 3 Środki pieniężne Środki pieniężne zgromadzone na koniec grudnia (w dniach sprzedaży) Przedstawione informacje, przygotowane w oparciu o raporty spółek giełdowych, są niejako zwiastunem obszernego cyklicznego opracowania Agencji Rynku Energii - Sytuacja Techniczno Ekonomiczna Sektora Elektroenergetycznego. 1 Dla rozwiniętych rynków za sytuację zadawalającą uważa się zwykle stan gotówki stanowiący równowartość przychodów uzyskanych w ciągu 2-3 tygodni sprzedaży.