p

Transkrypt

1 Energia 14 lutego 2006 Kogeneracja Stabilny cash flow poprzednia rekomendacja:- akumuluj Cena (13/02/2006) 40.8 Cena docelowa 47.1 Z uwagi na stabilny poziom zysku, który jest gwarantowany przez monopolistyczną pozycję Kogeneracji na lokalnym rynku ciepła oraz podpisany przez EC Zielona Góra kontrakt długoterminowy na sprzedaz energii, a także wysoką amortyzację spółka będzie generowała w kolejnych latach znaczne przepływy pieniężne. Umożliwi to nie tylko regulację zobowiązań finansowych, ale powinno także zaowocować wypłatą wysokiej dywidendy. Zauważamy słabsze wyniki finansowe osiągnięte w 2005r. (częściowo na skutek utworzenia wysokiej rezerwy na zobowiązania wobec pracowników), spodziewamy się jednak poprawy sytuacji w kolejnych latach, dlatego zalecamy akumulowanie walorów Kogeneracji. Przychody EBIT EBITDA Zysk brutto Zysk netto EPS CEPS BVPS P/E P/BV EV /EBIT EV /EBITDA ROE (%) p p p p prognozy skonsolidowane Millennium DM, mln PLN Polityka dywidendowa Spółka jest w stanie corocznie wypłacać w formie dywidendy znaczną część zysku netto. Wysokość wypłat dla akcjonariuszy zależeć będzie od sytuacji finansowej EC Zielona Góra (wysokie zadłużenie spółki, wymogi odnośnie utrzymywania wskaźników finansowych na określonym poziomie), ale widzimy możliwość wypłaty w formie dywidendy % zysku netto w kolejnych latach (po 2006r.). Pozytywne zdarzenia jednorazowe Spółka posiada aktywa znacznej wartości, które przeznaczone są do sprzedaży. Szczególnie działka położona w okolicach centrum Wrocławia, na której zlokalizowana jest stara część elektrociepłowni, stanowić może istotne źródło jednorazowego zwiększenia zysków spółki. Spółka zleciła wycenę posiadanej nieruchomości, według naszych szacunków jest ona warta ok. 30 mln zł. Relacje inwestorskie Zwracamy uwagę na słabo zorganizowany dział relacji inwestorskich w spółce, co może być uważane za element ryzyka. Spółka nie publikuje założeń strategicznych, ciężko jest również uzyskać wyjaśnienia bieżących działań podejmowanych przez Grupę. Ryzyko polityczne Spółka działa w sektorze, który uznawany jest za strategiczny i szczególnie silnie związany z polityką. Upolitycznienie branży może być ryzykowane dla spółki, przewidujemy jednak, iż zachodzące w polskiej energetyce zmiany nie powinny przebiegać w niekorzystnym dla spółki kierunku. Sytuacji w sektorze poświęcona jest znaczna część raportu. Wycena i rekomendacja Pomimo, iż oczekujemy słabych wyników skonsolidowanych spółki w całym 2005r. (zysk netto na poziomie 32,6 mln zł) uważamy, iż w dłuższym terminie Kogeneracja ma potencjał wzrostowy i dlatego zalecamy akumulowanie walorów spółki wyceniając jedną akcję na 47.1 zł. Informacje dotyczące powiązań Millennium DM ze spółką, będącą przedmiotem niniejszego raportu oraz pozostałe informacje, wymagane przez Rozporządzenie RM z dnia 19 października 2005 roku umieszczone zostały na ostatniej stronie raportu rel, WIG 50 Kogeneracja lut mar kwi maj lip sie wrz paÿ lis gru sty Max/min 52 tygodnie (PLN) 48 / 25,9 Liczba akcji (mln) Kapitalizacja (mln PLN) 608 EV (mln PLN) 930 Free float (mln PLN) 305 Œredni obrót 3 mies. (mln PLN) 1.3 G³ówny akcjonariusz EdF % akcji, % g³osów 49.8 / m 3 m 12 m Zmiana ceny (%) Zmiana rel. WIG (%) Łukasz Hejak (022) lukasz.hejak@millenniumdm.pl Marcin Materna, CFA (022) marcin.materna@millenniumdm.pl

2 Spis treści Analiza SWOT... 3 Wycena... 4 Struktura Grupy... 6 Wyniki IV kwartału... 7 Aktywa na sprzedaż... 8 Specyfika branży... 9 Rynek ciepła Rynek energii elektrycznej Koszty Zadłużenie Inwestycje Polityka dywidendy Prognozy wyników finansowych Grupy Inne czynniki mające wpływ na wycenę spółki Kogeneracja

3 Analiza SWOT Silne strony monopolistyczna pozycja spółki na rynku lokalnym trwające w spółce procesy restrukturyzacyjne, które znajdują odzwierciedlenie w wynikach finansowych korzystne normy UE regulujące minimalne limity zakupu energii wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem stosowanie przez spółkę unijnych limitów emisji związków siarki i azotu sprzedaż wytwarzanej w Zielonej Górze energii w ramach podpisanego kontraktu długoterminowego, gwarantującego ceny przewyższające stawki rynkowe ukończona budowa bloku parowo - gazowego w Zielonej Górze, gdzie zainstalowano maszyny nowej technologii, charakteryzujące się mniejszą awaryjnością Słabe strony ograniczony potencjał wzrostu rynku ciepła wysoki poziom zadłużenia spółki duża sezonowość oraz uzależnienie od warunków pogodowych Szanse oczekiwany wzrost cen energii elektrycznej dalsze obniżanie kosztów poprawa sprawności urządzeń zainstalowanych w zakładzie we Wrocławiu postępująca promocja energii wytwarzanej w skojarzeniu w ramach działań podejmowanych w strukturach UE realizacja wspólnie z Fortum i Miastem Wrocław projektu mającego na celu likwidacje kotłowni węglowych starego typu na rzecz ciepła sieciowego sprzedaż zbędnego majątku Zagrożenia ryzyko prawne, związane ze zmianami zachodzącymi na polskim rynku ciepła silne powiązanie branży energetycznej z polityką spadek zapotrzebowania na energię cieplną globalne ocieplenie klimatu wzrost stóp procentowych, który implikowałby wzrost kosztów finansowych 3 Kogeneracja

4 Wycena Podsumowanie wyceny W oparciu o model zdyskontowanych przepływów pieniężnych wyceniamy wartość Kogeneneracji na 682 mln zł, co daje 45.8 zł na jedną akcję spółki. Bazując na metodzie porównawczej do europejskich producentów energii elektrycznej i ciepła wyceniamy spółkę na 720 mln zł, czyli 48.3 zł za jeden walor. Wyceniając spółkę metoda porównawczą bazowaliśmy na danych finansowych spółek dostępnych w arkuszach Bloomberga. Podsumowanie wyceny Metoda wyceny Wycena Kogeneracji (mlnpln) Wycena na 1 akcjê (PLN) Wycena DCF Wycena porównawcza do wybranych spó³ek Wycena Kogeneracji ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. Wycena metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych Wycena spó³ki metod¹ DCF (mln PLN) >2015 sprzeda EBIT (1-T) amortyzacja inwestycje zmiana kap.obrotowego FCF zmiana FCF -6.23% -9.06% -7.17% -9.41% % 3.50% -9.81% 0.96% 1.20% 1.2% d³ug/kapita³ 42.1% 41.4% 40.7% 39.9% 39.2% 38.5% 37.7% 37.0% 36.2% 35.4% 35.4% stopa wolna od ryzyka 4.2% 4.2% 4.4% 4.6% 4.7% 4.8% 4.8% 4.8% 4.8% 4.9% 4.9% premia kredytowa 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.4% 1.0% premia rynkowa 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% beta koszt d³ugu 5.6% 5.6% 5.8% 6.0% 6.1% 6.2% 6.2% 6.2% 6.2% 6.3% 5.9% koszt kapita³u 8.6% 8.6% 8.8% 9.0% 9.1% 9.2% 9.2% 9.2% 9.2% 9.3% 9.3% WACC 6.8% 7.0% 7.1% 7.3% 7.5% 7.5% 7.6% 7.6% 7.7% 7.8% 7.7% PV (FCF) wartoœæ DCF (mln PLN) w tym wartoœæ rezydualna 461 gotówka/d³ug netto wycena DCF (mln PLN) Liczba akcji (mln)* 14.9 wycena 1 akcji (PLN 45.8 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. 4 Kogeneracja

5 Wycena porównawcza Wyceniając spółkę z wykorzystaniem metody porównawczej oparliśmy się na trzech wskaźnikach które, naszym zdaniem, mają największe znaczenia dla inwestorów: EV/EBITDA, EV/EBIT oraz P/E. Pomimo tego, iż sektor produkcji energii charakteryzuje silną rolą jaką pełni regulator, a ceny energii w poszczególnych krajach nie do końca są porównywalne, wybraliśmy europejskich producentów i na podstawie wskaźników finansowych wyceniliśmy Kogenerację. Wycenę porównawczą do międzynarodowych spółek uzasadnia rola strategicznego inwestora w spółce (grupy EdF), jednocześnie na WGPW nie jest notowana odpowiednia ilość spółek działających w sektorze energii i ciepła aby wycenić spółkę na tej podstawie. Wycena porównawcza do wybranych spó³ek Spó³ka EV/EBITDA EV/EBIT P/E 2005p 2006p 2007p 2005p 2006p 2007p 2005p 2006p 2007p ENDESA SA ENEL SPA E.ON AG CEZ AS SCOTTISH POWER PLC RWE AG SUEZ SA IBERDROLA SA ELECTRABEL SA FORTUM OYJ EVN AG Mediana Kogeneracja Premia/Dyskonto % % % 32.00% 11.63% 16.76% 23.00% -4.15% -9.44% Wycena Kogeneracji przy danym wskaÿniku w porównaniu do wybranych spó³ek Wycena (mln PLN) Wagi wskaÿników 10% 15% 15% 9% 13% 13% 5% 10% 10% Wycena wa ona (mln PLN) 720 Wycena 1 akcji Kogeneracji (PLN) 48.3 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. 5 Kogeneracja

6 Struktura Grupy Zespół Elektrociepłowni znajduje się we Wrocławiu i składa się z dwóch zakładów produkcyjnych: EC Wrocław i EC Czechnica o łącznej mocy elektrycznej 368 MW i cieplnej 1106 MW. Spółka jest producentem ciepła i energii elektrycznej głównie w układzie skojarzonym. Działalność produkcyjna realizowana jest w Elektrociepłowni Wrocław (258 MW mocy elektrycznej MW mocy cieplnej), która zlokalizowana jest w centrum Wrocławia, na którą składają się: blok ciepłowniczy (50 MW mocy elektrycznej MW mocy cieplnej) 2 bloki ciepłownicze (104 MW mocy elektrycznej MW mocy cieplnej każdy) 2 kotły wodne (140 MW mocy cieplnej każdy) Drugi zakład zlokalizowany jest w znajdującej się w okolicach Wrocławia miejscowości Siechnice. EC Czechnica (110 MW mocy elektrycznej MW mocy cieplnej) składa się w części produkcyjnej z: 4 kotłów ( 98.5 MW mocy cieplnej każdy) 2 turbozespołów (50 MW mocy elektrycznej MW mocy cieplnej każdy) turbozespołu kondensacyjnego (32 MW mocy elektrycznej) przystosowanego do pracy ciepłowniczej W skład Grupy Kapitałowej wchodzą także: EC Zielona Góra W spółce zainstalowano nowoczesny blok parowo - gazowy o mocy cieplnej 95 MW oraz elektrycznej 190 MW. Inwestycja finansowana była długiem, a energia produkowana w bloku odbierana jest przez PSE w ramach podpisanego kontraktu długoterminowego. Oprócz bloku parowo - gazowego w skład zakładu wchodzą także bloki węglowe. EC Zielona Góra dostarcza ciepło dla miasta, zajmuje się również produkcją energii wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem. W 4Q 2005r. Konenaeracja zwiększyła zaangażowanie kapitałowe w EC Zielona Góra odkupując od Skarbu Państwa 25% + 1 akcję spółki i posiada obecnie 99.85% zielonogórskiej spółki. EC Zielona Góra jest ważnym elementem grupy generującym około 50% jej przychodów ze sprzedaży. PPO Siechnice Jedno z największych przedsiębiorstw ogrodniczych w Polsce, jednocześnie jeden z głównych odbiorców ciepła z EC Czechnica (odbiera ok. 25% produkowanej energii). Kogeneracja przejęła przedsiębiorstwo od Skarbu Państwa w zamian za należności za dostarczane ciepło. Spółka dopiero w I półroczu 2005r. osiągnęła dodatni wynik netto (2 mln zł), do tego czasu przynosiła straty. W najbliższym czasie nie przewidujemy zwiększania zaangażowania kapitałowego Kogeneracji w zakładzie (spółka ma 51% udziałów), ograniczone będą także inwestycje w przedsiębiorstwo (budowa nowych szklarni), chociaż one mogłyby zwiększyć zapotrzebowanie przedsiębiorstwa na ciepło. 6 Kogeneracja

7 ZEC Service Spółka zajmuje się działalnością ramontowo-modernizacyjną w zakładach należących do Grupy. VKN Podmiot zajmuje się zagospodarowaniem ubocznych produktów spalania elektrociepłowni. Wyniki IV kwartału W ostatnim kwartale 2005r. temperatury były wyższe niż przeciętne, w skutek czego spółka zanotowała niższe przychody. Dodatkowo spółka utworzyła w 4Q 2005r. rezerwę w związku z planowanymi wypłatami ekwiwalentów pieniężnych wynikających z Ponadzakładowego Układu Zbiorowego Pracy dla Pracowników Przemysłu Energetycznego. Zgodnie z postanowieniami układu pracownikom zakładów energetycznych przysługuje prawo 80% zniżki na energię elektryczną w ilości do 250 kwh miesięcznie (3000 kwh rocznie). Prawo to nabywane jest dożywotnio, dlatego spółka wypłacać będzie ekwiwalent pieniężny wszystkim byłym pracownikom zakładów we Wrocławiu i Zielonej Górze. Wysokość rezerwy ustalana była na postawie tablic trwania życia publikowanych przez GUS i zaliczona została w poczet pozostałych kosztów operacyjnych. W 4Q 05r. we wrocławskiej spółce rezerwa oszacowana została na 5.3 mln zł, dodatkowo spółka utworzyła rezerwę z tytułu świadczeń pracowniczych w związku z realizowanym Programem Indywidualnych Odejść (993 tys. zł). W Zielonej Górze rezerwa z tytułu wypłat ekwiwalentów dla byłych pracowników wynieść powinna według naszych szacunków 1.2 mln zł. Zdarzeniem jednorazowym mającym pozytywny skutek na wyniki spółki była sprzedaż posiadanego pakietu akcji spółki MPEC (obecnie Fortum), na czym spółka zanotowała zysk w wysokości 1.1 mln zł. Wolumen sprzedaży w ostatnim kwartale roku pozostała na stabilnym poziomie, spadły natomiast przychody na co wpływ miały: wzrost ceny paliwa produkcyjnego spadek cen energii czerwonej energia czerwona energia produkowana w skojarzeniu z ciep³em. energia zielona wytwarzana przy wykorzystaniu Ÿróde³ odnawialnych, g³ównie w elektrowniach wiatrowych oraz wodnych energia czarna energia produkowana w elektrowniach systemowych, gdzie g³ównym paliwem jest wêgiel. Średnioroczna cena węgla wyniosła w 2005r zł/t w porównaniu z zł/t w 2004r. Wzrost ceny spowodowany był sytuacją na rynku surowców, ale także tym, iż spółka zaczęła używać droższego węgla niskosiarkowego. Wzrost cen surowców paliwowych skutkował wzrostem kosztów wytworzenia sprzedanych produktów (o 3.75% w 2005r). Obniżenie ceny energii czerwonej związane było ze zwolnieniem z obowiązku zatwierdzania cen na energię produkowaną w procesie kogeneracji przez URE i wprowadzeniem zasady maksymalnej średniej ceny zakupu przez spółki dystrybucyjne. Spadek ceny implikował spadek marży na sprzedaży osiągniętej przez spółkę. Oczekujemy, iż w pierwszych okresach funkcjonowania "mniej regulowanego" rynku energii ceny energii czerwonej mogą podlegać okresowym korektom. W dłuższym terminie (do 2010r.) spodziewamy się jednak wzrostu cen energii czerwonej, na co wpływ miały będą: coraz większe limity zakupu energii w skojarzeniu oraz promowanie przez organy UE bardziej ekologicznych form energii (energii zielonej oraz czerwonej). Warto także podkreślić, iż ceny energii czerwonej skorelowane są z cenami energii czarnej, w związku z czym wzrost cen energii czarnej znajdzie odzwierciedlenie w cenach energii produkowanej w skojarzeniu. 7 Kogeneracja

8 W przypadku zakładu w Zielonej Górze ceny energii produkowanej przez blok gazowo-parowy pozostają na stałym poziomie (ok. 200 zł/mwh), co zagwarantowane jest podpisanym kontraktem długoterminowym. Wg. sprawozdań jednostkowych przychody Kogeneracji w 2005r. wyniosły mln zł wobec mln z 2004r. W samym 4Q 2005r. sprzedaż spółki wyniosła mln zł, wobec mln z 2004r. Zysk netto w 2005r. wyniósł 15.9 mln zł, a w 4Q 9.8 mln zł. Wyniki jednostkowe Kogeneracji w IVQ 2005r. mln PLN IVQ 2005r. IVQ 2004r. Zmiana Sprzeda % EBIT % Zysk netto % Mar a operacyjna 8.55% 19.49% % Mar a netto 7.69% 16.01% % ród³o: Kogeneracja, raport jednostkowy Szacujemy, iż sprzedaż Elektrociepłowni w Zielonej Górze wyniosła w 2005r. 314 mln zł, a spółka zarobiła 24 mln zł. Wyniki jednostkowe uzupełnione o nasze prognozy w stosunku do Zielonej Góry pozwalają oczekiwać zysku netto Grupy kapitałowej za 2005r. na poziomie 32.6 mln zł. Zakup udziałów w EC Zielona Góra W 4Q 2005r. spółka wykorzystała posiadane opcję call i zwiększyła zaangażowanie w EC Zielona Góra do 99.85%. Koszty związane z nabyciem udziałów w EC Zielona Góra opiewały na 42.6 mln zł, a zakup finansowany był długiem i kapitałami własnymi. Zwiększenie udziału w zielonogórskiej spółce oceniamy pozytywnie, wpłynie ono na wzrost skorygowanego wskaźnika EPS, a same zyski osiągane przez EC Zielona Góra charakteryzują się bardzo dużą przewidywalnością (kontrakty długoterminowe z PGNiG na dostawy gazu i z PSE na odbiór energii elektrycznej wytwarzanej w bloku parowo-gazowym). Aktywa na sprzedaż Spółka posiada w swoich aktywach nieruchomości, które przeznaczone są na sprzedaż. W ramach realizowanych procesów restrukturyzacyjnych spółka skupia swoją działalność na produkcji energii oraz ciepła, a optymalizacja majątku ma być jednym ze sposobów poprawienia sytuacji finansowej. W naszych modelach nie uwzględnialiśmy potencjalnych zysków wynikających ze sprzedaży zbędnych aktywów. Stara Elektrownia Zakłady Kogeneracji znajdują się o okolicach centrum Wrocławia, na działce o powierzchni kilkudziesięciu hektarów. Oprócz atrakcyjnej lokalizacji budynki starej elektrownii posiadają wysokie walory estetyczne. Ponieważ część terenów należących do spółki jest niezagospodarowana, spółka szuka inwestora, który byłby zainteresowany kupnem nieruchomości oraz renowacją budynków. W posiadanej przez spółkę nieruchomości mogłoby powstać na przykład centrum handlowo-usługowe. Strategia spółki nie przewiduje sprzedaży obiektu inwestorowi, który jest zainteresowany wyburzeniem zabudowań, lecz zakłada raczej osobę zainteresowaną renowacją zabytkowej elektrownii oraz zagospodarowaniem przylegających działek. Spółka sporządza obecnie wyceny przeznaczonych do sprzedaży nieruchomości, którą stanowi 3-hektarowa działka oraz budynek starej elektrowni (na powierzchni ok. 1,5 ha.). Z uwagi na specyfikę nieruchomości trudno jest oszacować jej wartość, uważamy jednak, iż kwoty te oscylować będą w okolicach 30 mln zł. Warto podkreślić jednak, iż z uwagi na niepowtarzalność architektoniczną budynku ceny mogą być dużo wyższe. 8 Kogeneracja

9 Nieruchomość w Młotach Działkę w Młotach spółka nabyła celem budowy elektrownii szczytowo-pompowej. Działka została wstępnie zaadaptowana pod budowę elektrowni, spółka otrzymała stosowne pozwolenia budowlane. Decyzją zarządu, z uwagi na znaczne nakłady inwestycyjne, które musiałyby wiązać się inwestycją projekt został zawieszony, a utworzona w tym celu spółka znajduje się w likwidacji. Majątek znajdujący się w Młotach przeznaczony jest obecnie do sprzedaży. Zdaniem spółki, działka nadaje się idealnie pod budowę elektrowni szczytowo-pompowej i jest atrakcyjna dla potencjalnych inwestorów. Za budową elektrowni w Młotach przemawiać może bliskość granic państwowych - z Czechami i Niemcami - oraz dwóch dużych elektrowni systemowych - Turowa i Opola, które są potencjalnymi odbiorcami usług regulacyjnych. Także rozwój elektrowni wiatrowych może spowodować zainteresowanie elektrownią szczytowo-pompową, która umożliwiałaby stabilizację systemu. Zgodnie z informacjami ze spółki prowadzone są rozmowy z inwestorami zainteresowanymi budową elektrowni, należy jednak wziąć pod uwagę specyfikę obiektu, co implikuje niską płynność rynku takich nieruchomości. W związku z taką charakterystyką ciężko jest także wycenić posiadaną przez Grupę nieruchomość, szacujemy jednak, iż jej wartość wynosi kilka milionów zł. Same koszty utrzymania działki są niewielkie. Specyfika branży Sezonowość Specyfiką branży ciepłowniczej jest duża sezonowość sprzedaży. Generalnie spółki osiągają dodatnie wyniki finansowe w okresach grzewczych, czyli w pierwszym i czwartym kwartale. Zakończenie budowy bloku parowo-gazowego w Zielonej Górze zmniejszyło zakres wahań sezonowych, ponieważ energia elektryczna produkowana w uruchomionym bloku odbierana jest przez PSE w ramach podpisanego Kontraktu Długoterminowego, przy cenie przewyższającej rynkowe ceny energii (około 200 zł/mwh). W 2005r. Grupa osiągnęła dodatki wynik finansowy na poziomie skonsolidowanym w 2Q 2005r., co spowodowane było zdarzeniami jednorazowymi: naliczeniem odsetek za nieterminową regulację należności w kwocie 5.26 mln zł. Warto podkreślić, iż nawet po wyłączeniu zdarzeń jednorazowych zakład w Zielonej Górze osiągnął w 2Q 2005r. dodatni wynik finansowy, co pokazuje rolę jaką w Grupie będzie spełniał nowy blok parowo-gazowy. Urząd Regulacji Energetyki Inną specyficzną cechą branży jest działalność Urzędu Regulacji Energetyki. Koszty poniesione w danym okresie przedstawiane są Urzędowi, który zatwierdza koszty kwalifikowane i na ich podstawie ustala odpowiednią taryfikację (wyliczając rentowność kapitałów). Generalnie decyzje URE są decyzjami ogólnie obowiązującymi i nie podlegającymi dokładnym wyjaśnieniom. Z uwagi na obszerną ilość współczynników związanych m. in. z oczekiwanym poziomem efektywności producentów, które ustala URE, ceny mogą być praktycznie dowolne i co do zasady równe na określonych obszarach (w szczególności na terenie jednej aglomeracji miejskiej). Mamy więc sytuację, że ciepło dostarczane na jedno osiedle przez różne zakłady energetyczne może mieć równą cenę niezależnie od kosztów produkcji każdego z zakładów. Urząd pośrednio reguluje także ceny energii elektrycznej. Zdaniem przedstawicieli spółki najlepszym rozwiązaniem jest dla producentów ciepła minimalizowanie kosztów własnych oraz zachowanie cen energii cieplnej na niskim poziomie. Od momentu kapitałowego zaangażowania się w Kogenerację inwestora strategicznego (EdF) przeprowadzane są procesy restrukturyzacji. Koszty stałe zostały znacznie ograniczone i potencjał dalszych redukcji powoli się wyczerpuje, spółka poprawia natomiast efektywność produkcji poprzez zmniejszanie kosztów zmiennych (poprawianie sprawności sprzętu), której celem jest maksymalizacja ilości wytwarzanej energii przy użyciu jednostki surowca oraz obniżenie awaryjności pracujących w zakładach urządzeń. Inwestycje w tym zakresie będą kontynuowane. 9 Kogeneracja

10 Rynek ciepła Dominującą pozycję w dystrybucji ciepła na rynku wrocławskim ma Fortum (dawny MPEC), które posiada 55% udział w rynku. Z kolei głównym i praktycznie jedynym dostarczycielem ciepła dla Fortum jest Kogeneracja, która pokrywa 95% zapotrzebowania spółki. Oceny wielkości rynku ciepła we Wrocławiu oraz Zielonej Górze przygotowaliśmy na podstawie planów zapotrzebowania na energię przygotowanych odpowiednio przez Gminę Wrocław oraz Urząd w Zielonej Górze. Na wolumen produkcji ciepła będzie miał wpływ szereg czynników: rozwój rynku budowlanego, ze szczególnym uwzględnieniem budownictwa wielorodzinnego coraz wyższe współczynniki termoizolacyjności budynków proces likwidacji lokalnych kotłowni węglowych starego typu globalne ocieplenie klimatu Spółce sprzyjać będzie dobra koniunktura w budownictwie na obszarach objętych siecią miejską we Wrocławiu oraz Zielonej Górze. Pomimo coraz większego dostępu do ciepła wytwarzanego lokalnie (lokalne kotłownie gazowe, ogrzewanie olejowe, elektryczne, etc.) ciepło sieciowe pozostaje nieodłącznym elementem zabudowań miejskich. Szczególną uwagę zwracamy na dynamiczny rozwój budownictwa wielomieszkaniowego we Wrocławiu, które w większości przypadków zaopatrywane jest w ciepło sieciowe. Zapotrzebowanie zabudowań wielorodzinnych na energię cieplną we Wrocławiu szacujemy w 2006r. na 2.4 TWh, z czego około 70% budynków zaopatrywane będzie w ciepło za pośrednictwem sieci miejskiej. Zapotrzebowanie na ciepło w kolejnych latach będzie wypadkową powstawania nowych budynków wielorodzinnych oraz zwiększania się współczynników termoizolacyjności budynków, oceniamy, iż w 2010 użytkownicy budynków wielorodzinnych zużyją 2.4 TWh energii cieplnej, a ciepło sieciowe stanowiło będzie 72% dostarczanej energii. Kogeneracja podjęła także starania mające na celu zwiększenie udziału produkowanego ciepła sieciowego na osiedlach budynków jednorodzinnych, co oceniamy pozytywnie. Zgodnie z raportem Miasta Wrocław udział ogrzewania sieciowego w ogólnej licznie budynków jednorodzinnych wynosi 7.1%, zakładamy, iż dzięki podjętym działaniom handlowo-marketingowym będzie on się zwiększał. Problemem pozostaje sieć dystrybucji, która nie dociera do niektórych osiedli, dlatego nie należy zakładać, iż wzrost udziału będzie dynamiczny. Szansą jest na pewno powstawanie całych kompleksów budynków jednorodzinnych, które z powodzeniem mogą być zaopatrywane w ciepło poprzez sieć miejską. Zakładamy zapotrzebowanie na energię cieplną w tym sektorze na poziomie GWh w 2010r. (obecnie GWh). W ciepło sieciowe zaopatrywane jest ok. 66% budynków usługowych oraz użyteczności publicznej, w tym obszarze przewidujemy jednak niższą dynamikę wzrostu rynku (szczególnie w przypadku budynków użyteczności publicznej, gdzie udział ciepła sieciowego jest na wyższym poziomie). W przypadku Zielonej Góry ocena sytuacji jest trudniejsza, ponieważ miasto nie prowadzi dokładnej ewidencji w tym zakresie i nie publikuje raportów. W naszych prognozach zakładamy wzrost rynku mieszkaniowego, który, z perspektywy zapotrzebowania na ciepło, będzie jednak niwelowany przez prace izolacyjne budynków prowadzone na terenie miasta. Zapotrzebowanie Zielonej Góry na energię cieplną zakładamy na stałym poziomie, a ewentualny wzrost przychodów generowanych w tym obszarze wynikał będzie ze wzrostu cen energii cieplnej. Szacujemy, iż EC Zielona Góra dostarcza na potrzeby miasta GWh ciepła, a część produkcji wykorzystywana jest także na własne potrzeby. 10 Kogeneracja

11 Na ograniczenie zapotrzebowania na ciepło wpływał będzie postęp techniczny umożliwiający używanie w budownictwie materiałów charakteryzujących się wyższymi współczynnikami termoizolacyjności. Oprócz nowych budynków prowadzone są także prace ociepleniowe, w wyniku których zużycie ciepła również w budynkach wykonanych w starszej technologii maleje. Wiele lokali z gminach, gdzie operuje Grupa Kogeneracji ogrzewanych jest przy wykorzystaniu kotłowni węglowych starego typu. Na rynku wrocławskim spółka, wraz z władzami Miasta oraz spółką MPEC (obecnie Fortum), podjęła inicjatywę na rzecz likwidacji urządzeń starego typu. Przesłanką do podjęcia tego typu działań były względy ekologii oraz bezpieczeństwa, jednak przy realizacji projektu zespoły kierują się również rachunkiem ekonomicznym. Przed podjęciem decyzji o likwidacji starych kotłowni przeprowadzone są wyliczenia określające potencjalne oszczędności przy podłączeniu budynków do sieci miejskiej. Realizacja tego projektu będzie oddziaływała in plus na ilość sprzedawanego przez Kogenerację ciepła. Wyda się, iż projekt będzie realizowany i rozszerzany, gdyż większość kotłowni jest w złym stanie technicznym, jednocześnie coraz większe znaczenie dla mieszkańców mają względy ekologiczne. Zgodnie z raportami Gminy Wrocław udział kotłowni węglowo - koksowych we wrocławskim rynku ciepła wynosi 27%, nie wszystkie z tych kotłowni będą zlikwidowane, niektóre z nich są kotłowniami nowszego typu, uważamy jednak, iż potencjał tego rynku jest znaczny, realizacja projektu będzie miała pozytywny wpływ na przychody spółki. Obecnie obserwujemy tendencję globalnego ocieplania się klimatu, związane jest to z coraz większym wykorzystaniem energii, której produkcja związana jest bezpośrednio z emisją gazów cieplarnianych, oraz rozwojem przemysłu. Negatywne dla spółki tendencja obserwowane są również w samej Grupie. Sytuacji globalnego ocieplenia nie zmienia kilka dni w roku, gdzie temperatury spadają do ponadprzeciętnie niskich poziomów. Dla spółki większe znaczenie mają dłuższe niż kilkudniowe trendy. Wprawdzie nawet krótkoterminowe obniżenie temperatur skutkuje powiększeniem sprzedaży, ale wiąże się ono z uruchamianiem dodatkowych mocy produkcyjnych i kosztami z tym związanymi, korzystniejszą tendencją są temperatury utrzymujące się na ujemnym poziomie przez dłuższy okres. Centralizacja rynku Charakterystyczną cechą elektrociepłowni jest brak możliwości przesyłu ciepła na dalsze odległości. Z uwagi na znaczne straty związane z przesyłem rynek ciepła jest praktycznie rynkiem lokalnym i nie należy zakładać rozwoju terytorialnego sprzedaży zakładów wytwarzających energię cieplną. Jednocześnie projekt budowy nowego zakładu wiąże się ze znacznymi nakładani i jest procesem długotrwałym, co praktycznie gwarantuje spółkom takim jak Kogeneracja pozycję lokalnego lidera w długim okresie czasu. Rynek energii elektrycznej Liberalizacja rynku, normy UE Zgodnie z założeniami programów opracowywanych przez rządowe komisje eksperckie rynek energii w Polsce ma być stopniowo liberalizowany. Wdrażanie programów w sektorze energetyki jest utrudnione ze względu na upolitycznienie tego procesu. Energetyka, jako strategiczny sektor rynkowy powinna pozostać, według niektórych polityków w rękach Państwa. Inną, bardziej rynkową koncepcją jest prywatyzacja, która implikowałaby większą konkurencję i, teoretycznie, spadek cen. Przykłady krajów europejskich pokazują, że spadek cen wcale nie jest procesem nieodłącznym w stosunku do rynku energetycznego, wprawdzie w niektórych krajach, takich jak Niemcy, procesy uwolnienia rynku spowodowały obniżenie cen o ponad 15%, warto jednak zaznaczyć, iż w wielu przypadkach były to ceny dumpingowe, a niektórzy producenci sprzedawali wyprodukowaną energię nie pokrywając nawet kosztów zmiennych przedsiębiorstwa. Spadek cen był krótkotrwały, po początkowym okresie zaczęły one gwałtownie rosnąć, co przerodziło się w większości krajów w długoterminowe trendy. Wzrost cen wymusza wzrost popytu spowodowany coraz większą energochłonnością gospodarki. 11 Kogeneracja

12 Brak systemów przesyłowych Z uwagi na brak rozbudowanego, transgranicznego systemu przesyłowego rynki energii w poszczególnych krajach są praktycznie zamknięte. Wprawdzie istnieją projekty budowy sieci połączeń między poszczególnymi krajami i z pewnością będą one realizowane, warto jednak podkreślić, iż budowa takich systemów jest procesem długotrwałym. Charakterystyka rynku w Polsce Polski rynek energii elektrycznej charakteryzuje się w chwili obecnej nadwyżką podaży nad popytem, sytuacja taka może jednak w najbliższej przyszłości ulec zmianie, na co wpływ będą miały następujące czynniki: normy Unii Europejskiej obowiązujące od 2008r. rozwój gospodarczy, który implikuje większą energochłonność gospodarki przestarzała technologia zainstalowana w wielu elektrowniach Normy 2008r. Członkostwo Polski w Unii Europejskiej wymusza spełnienie przez polskich producentów energii norm dotyczących niekorzystnych dla środowiska naturalnego gazów SO2 i NO. Polska zobowiązana jest do stosowania standardów emisji wynikających z Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady Europy Nr 2001/80/WE. Unijna dyrektywa obejmuje źródła spalania o mocy przewyższającej 50 MWt i zacznie obowiązywać w zakresie SO2 od r. Z uwagi na długi okres wdrażania projektów inwestycyjnych w energetyce prace modernizacyjne powinny już w obecnej chwili być zaawansowane, co niestety nie w przypadku każdego zakładu ma miejsce. O niemożliwości spełnienia unijnych standardów w określonych terminach świadczą już zapisy w traktacie akcesyjnym, gdzie Polska negocjowała odstępstwa od norm i terminów wymaganych przez Unię. Zgodnie z raportami ekspertów polska energetyka nie ma szans na wypełnienie norm do 2008r., co teoretycznie oznacza zamknięcie elektrowni o największej emisji. Takie działania pociągnęłyby za sobą deficyt energii elektrycznej, co z kolei wymusi wzrost cen. Wydaje nam się, iż niezależnie od rozwiązań przyjętych przez komisje sejmowe ceny energii ulegały będą raczej trendom wzrostowym. Kogeneracja jest przygotowana na wejście w życie norm emisji, które będą spełnione dzięki wykorzystaniu węgla niskosiarkowego. Jednocześnie blok gazowo-parowy zbudowany w Zielonej Górze zgodnie z regulacjami UE zaprojektowany był zgodnie z najnowszymi normami, zainstalowane zostały systemy odsiarczania oraz najnowsze technologie. Rozwój gospodarczy, przestarzała technologia zainstalowana w wielu elektrowniach. Potrzeby energetyczne Polski będą wzrastać, co spowodowane będzie dobrą koniunkturą w gospodarce, która staje się coraz bardziej energochłonna. Jednocześnie normy międzynarodowe regulują ekologiczne aspekty produkcji energii. Wydaje się, iż rozwiązaniem tego problemu w przyszłości może być produkcja energii jądrowej, należy jednak podkreślić, iż proces budowy tego typu elektrownii jest długotrwały i ogromnie kapitałochłonny (warto zwrócić choćby uwagę na plany budowy elektrownii jądrowej w Bułgarii - okres inwestycji szacowany jest na 10 lat, a koszty na 3 mld euro). Sama sprawa budowy elektrowni 12 Kogeneracja

13 jądrowej uzależniona jest od decyzji politycznych i zgodnie z obecnie obowiązującymi programami produkcja energii jądrowej nastąpi najwcześniej w 2020r. Technologia zainstalowana w polskich elektrowniach jest na tyle przestarzała, iż procesy modernizacyjne są nieuchronne. Szacuje się, że 60% urządzeń zainstalowanych w polskich elektrowniach została wytworzona ponad 30 lat temu. Nawet przy założeniu przesunięcia wprowadzenia przez polskie spółki norm UE tempo inwestycji w sektorze będzie się zwiększać. Problem pozyskania środków na inwestycje nie do końca rozwiązały kontrakty długoterminowe. Wprawdzie gwarantują one stabilność przepływów pieniężnych w przyszłości, co umożliwiło producentom zaciąganie długoterminowych kredytów inwestycyjnych, potrzeby są jednak dużo większe, a problem KDT musi być rozwiązany formalnie (z uwagi na wymogi UE). Rachunek ekonomiczny sugeruje, iż koszty inwestycji rekompensowane będą poprzez podwyższenie ceny energii dostarczanej klientom. Podsumowanie Na podstawie powyżej przedstawionych faktów stwierdzamy, iż zdecydowanie większe jest prawdopodobieństwo wzrostu cen rynkowych energii elektrycznej niż ich spadku. Z uwagi na uregulowania prawne możliwe jest ograniczenie produkcji energii w kraju, co spowodować może jej niedobór. Oczywiście z uwagi na społeczny charakter procesów ograniczenia produkcji władze Polski mogą zdecydować się na świadome złamanie limitów i, pomimo grożących sankcji, nieograniczenie produkcji energii. Ponadto wysokości limitów emisji będą jeszcze dyskutowane w ramach poszczególnychg komisji UE. Również URE, które pośrednio wpływa na ceny energii elektrycznej może podejmować działania mające na celu ograniczenie wzrostu cen. Cały czas pozostanie jednak problem wysokiej kapitałochłonności inwestycji w sektorze energetyki oraz konieczności modernizacji urządzeń, co wymusi praktycznie podniesienie cen i rozpoczęcie przez producentów procesów modernizacji zakładów. Dodatkowe czynniki będą miały wpływ na ceny energii czerwonej i zielonej. Energia czerwona Energia elektryczna wytwarzana przez Kogenerację produkowana jest w skojarzeniu z procesem wytwarzania energii cieplnej - energia czerwona. Podobnie jak energia zielona (ze źródeł odnawialnych), również w przypadku energii wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem Unia Europejska nakłada na kraje członkowskie wymóg wykorzystywania tego typu energii. Zgodnie z rozporządzeniem Ministerstwa Gospodarki w sprawie szczegółowego zakresu zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła przedsiębiorstwa energetyczne mają obowiązek zakupu energii wytwarzanej w procesie kogeneracji na poziomie określonym następującymi limitami: Udzia³ energii produkowanej w skojarzeniu w ca³oœci dystrybucji Rok Udzia³ minimalny 13.70% 15% 15.25% 15.60% 15.80% 16% ród³o: Ministerstwo Gospodarki 13 Kogeneracja

14 Stopniowe zwiększanie się wymaganych limitów udziału energii czerwonej w ogólnej ilości dystrybuowanej energii oraz promowanie przez UE energii wytwarzanej w procesach ograniczających szkodliwy wpływ producentów na środowisko naturalne implikować powinno, naszym zdaniem, większą dynamikę cen energii czerwonej niż energii czarnej. Również zwiększająca się energochłonność gospodarki będzie pociągała za sobą wzrost sprzedaży energii czerwonej. Wykorzystywane surowce, koszty według rodzaju Spółka zaopatrywana jest w surowiec (węgiel niskosiarkowy) przez należący do Grupy EdF Energokrak. Jednocześnie EC Zielona Góra kupuje wydobywany w Kościanie gaz ziemny. Surowiec dostarczany jest do elektrociepłowni na podstawie długoterminowego kontraktu z PGNiG. Warto zauważyć korzystne dla spółki aspekty cenowe wykorzystania rodzimych złóż gazu. Przy cenach gazu rosyjskiego, a tym bardziej norweskiego marże osiągane przez spółkę byłyby na znacznie niższym poziomie. Jak pokazuje 4Q 2005r. wzrost cen paliwa produkcyjnego odbija się negatywnie na wynikach osiąganych przez spółkę. Wprawdzie cena węgla uznawana jest za koszty kwalifikowany przez regulatora, jednak ustalone taryfy ciepła rzadko są weryfikowane w międzyokresach. Jednocześnie spółka w 2005r. zaczęła stosować paliwo o wyższych parametrach (węgiel niskosiarkowy), które charakteryzuje się jednak wyższą ceną (śroednioroczna cena węgla w 2005r. wyniosła zł/t w stosunku do zł/t w 2004r.). Zgodnie z informacjami z URE spółka nie złożyła w IV kwartale wniosku o zmianę taryfy. Koszty rodzajowe (w tys. z³) I-II Q '05 Udzia³ w ca³oœci kosztów rodzajowych w I-IIQ '05 Amortyzacja % Zu ycie materia³ów i energii % Us³ugi Obce % Podatki i op³aty % Wynagrodzenia % Ubezpieczenia spo³eczne i inne œwiadczenia % Pozosta³e % Suma % ród³o: Kogeneracja S.A. Z uwagi na to, iż rynek energetyczny w skali poszczególnych krajów podlega większym lub mniejszym regulacjom ze strony urzędów nawet w skali europejskiej bezpośrednie porównanie marż osiąganych przez poszczególne spółki jest skomplikowane. Znaczne różnice cen energii między krajami nie powinny dziwić i nie należy oczekiwać szybkiego wyrównania się cen. Regulator bierze pod uwagę głównie koszty przedsiębiorstwa, gdzie duży udział stanowią koszty pracy, których różnice są znaczne w skali europejskiej. Inaczej niż w przypadku spółek spoza sektora utilities praktycznie nie jest możliwe przeniesienie produkcji do kraju charakteryzującego się niższymi kosztami, ponieważ nie funkcjonuje (i w najbliższej perspektywie nie będzie funkcjonował) przesył transgraniczny. Z podobną sytuacją mamy do czynienia w przypadku ciepła, gdzie straty przesyłowe uniemożliwiają przesył energii nawet na niewielkie odległości. Wskaźnikiem, który optymalizowany i analizowany jest w ramach Grupy EdF jest wskaźnik zużycia materiałów na jednostkę wytwarzanej energii. Polska część EdF poprawia cały czas produktywność poprzez redukcję kosztów zmiennych polegającą właśnie na bardziej efektywnym wykorzystaniu surowców (dzięki modernizacji zainstalowanych urządzeń). 14 Kogeneracja

15 Struktura odbiorców Struktura odbiorców energii uległa w ostatnim czasie znacznej dywersyfikacji. Z uwagi na popisany kontrakt długoterminowy niezaprzeczalnie największy udział w sprzedaży mają PSE, ale w przypadku energii czerwonej portfel odbiorców jest zdywersyfikowany. Spadł znacząco udział Energii Pro (spółka powstała w wyniku konsolidacji dystrybutorów z Dolnego Śląska, ma 11% udział w dystrybucji energii w Polsce), obecnie spółka odbiera ok. 16% produkowanej przez Kogenerację energii, znaczący udział ma także Enea (powstała w wyniku konsolidacji spółek dystrybucyjnych z Bydgoszczy, Poznania, Szczecina i Zielonej Góry). Spółka nie ma problemów ze znalezieniem nabywców energii produkowanej w skojarzeniu i można oczekiwać, iż korzystna sytuacja nie ulegnie zmianie (choćby ze względu na limity wykorzystania energii ekologicznej w UE). Nie oczekujemy także, żeby producenci zielonej energii stali się silną konkurencją dla spółki. Energia zielona jest droga, charakteryzuje się także wyższymi kosztami produkcji. Sama inwestycja w technologia wykorzystywana do produkcji ekologicznej energii jest wysoko kapitałochłonna, a same elektrownie muszą posiadać zakłady stabilizacyjne, które w niesprzyjających warunkach gwarantować będą ciągłość dostaw. Paradoksalnie tworząc elektrownie ekologiczne zakłady powinny jednocześnie rozwijać elektrownie standardowe (systemowe, elektrociepłownie, etc.). Sama Kogeneracja uruchomi produkcję z wykorzystaniem biomasy, ale w najbliższym czasie sprzedaż tak produkowanej energii nie będzie miała znacznego wpływu na wynik finansowy spółki. Nie zakładamy także, iż na wyniki spółki znaczący wpływ wywierać będą umowy swapowe, polegające na kupnie energii czarnej w zamian za czerwoną i rozliczenie gotówkowe wynikające z różnicy cen obu rodzajów energii (umowy wynikają z regulacji dotyczących konieczności nabywania przez dystrybutorów określonych ilość energii produkowanej w procesie kogeneracji). Obecnie spółka posiada podpisane umowy na dostawę energii z Fortum, EnergiąPro, Eneą, Enionem oraz zakładami energetycznymi z Rzeszowa, Lunlina oraz mniejszymi zakładami. Zadłużenie Zadłużenie spółki jest znaczne, ale jest ono na akceptowalnym dla spółki poziomie. Uważamy, iż przy przewidywalnym poziomie przyszłych przepływów pieniężnych (stabilne przychody i zyski) spółka nie będzie miała problemów z regulacją zobowiązań. Jednocześnie oczekujemy utrzymywania się wskaźników zadłużenia na wysokim poziomie. Zwracamy jednocześnie uwagę na wzrost zadłużenia krótkoterminowego, które wynika z silnej sezonowości produkcji (oraz sprzedaży). W okresie grzewczym spółka kupuje znaczne ilości surowców - głównie węgla, które finansowane są kapitałem dłużnym. Istnieje możliwość emisji krótkoterminowych obligacji, ale zazwyczaj kupno węgla finansowane jest z kredytu bankowego. Zadłużenie tego typu regulowane jest po zakończeniu okresu grzewczego. Przypuszczamy, iż prace inwestycyjno-modernizacyjne mogą być w przyszłości finansowane z kredytów, w związku z czym nie wykluczamy zwiększenia zadłużenia. Dotychczas spółka nie otrzymywała dotacji z UE, ale w przypadku inwestycji proekologicznych takie dotacje są możliwe i spodziewamy się, iż spółka wykorzysta szansę na ich pozyskanie. Sporządzając prognozy przyszłych zysków nie uwzględnialiśmy potencjalnych subwencji. Inwestycje Dzięki inwestycji w Zielonej Górze ogólny stan urządzeń zainstalowanych w zakładach oceniamy jako dobry, w związku z czym nakłady inwestycyjne w najbliższych latach nie będą duże (zbliżone do zera w samej Zielonej Górze) i będą miały na celu poprawę sprawności oraz standardowo wykonywane prace modernizacyjne. Nie przewidujemy akwizycji firm z sektora, spółka nie wyraża także chęci zwiększania zaangażowania w PPO Siechnice. 15 Kogeneracja

16 Polityka dywidendy Zgodnie z polityką dywidendową przyjętą przez Grupę akcjonariusze powinni otrzymywać dywidendę corocznie. Przy przewidywalnych przychodach oraz niskich nakładach inwestycyjnych przewidujemy, iż w formie dywidendy wypłacane będzie w kolejnych latach ok. 85% zysku netto, przy czym widzimy możliwość zwiększenie tego wskaźnika do 100% zysku netto. Wolne przepływy pieniężne generowane przez spółkę przewyższać będą znacząco wyniki netto, co pozwoli spółce na regulowanie zobowiązań finansowych oraz wypłatę w postaci dywidendy nawet całego zysku netto. Moce produkcyjne Spółka wykorzystuje posiadane moce produkcyjne. Zdolności produkcyjne zwiększane będę poprzez poprawę sprawności urządzeń. Z uwagi na wysoką kapitałochłonność budowy nowych bloków produkcyjnych nie przewidujemy wzrostu mocy związanych z takimi inwestycjami. Nie spodziewamy się także wzrostu mocy poprzez akwizycje podmiotów z sektora. Prognozy wyników finansowych Grupy Przy obecnej strukturze spółki około 50% przychodów generowane jest przez elektrociepłownię w Zielonej Górze, taki sam odsetek przypada na zakłady wrocławskie. Szansą na poprawienie marż osiąganych przez spółkę jest dalsza redukcja kosztów, w tym momencie głównie kosztów zmiennych, gdyż koszty stałe zostały znacznie obniżone w ostatnich latach dzięki wdrażanym programom restrukturyzacyjnym. W naszym modelu konserwatywnie zakładamy utrzymanie się marży brutto na sprzedaży na stałym poziomie, przy czym zauważamy możliwość podwyższenia marż poprzez lepsze wykorzystanie surowców (poprawę efektywności produkcji). Jednocześnie zauważamy znaczną redukcję kosztów stałych w ostatnich latach, uważamy, że potencjał dla dalszego cięcia kosztów stałych powoli się wyczerpuje. Jednocześnie nie widzimy uzasadnienia dla zakupu przez spółkę droższego surowca bez ubiegania się o uznanie podwyższenia ceny jako kosztu kwalifikowanego przez URE (jak to miało miejsce w IVQ 2005r.). Zakładamy, iż spółka wykorzysta efekty synergii (zakup węgla od EnergoKraku należącego do grupy EdF), a sama cena surowca nie będzie miała negatywnego odzwierciedlania w wynikach kolejnych okresów. Prognozowana wysokoœæ mar 25% 20% 15% 10% 5% 0% -5% p 2006p 2007p 2008p 2009p 2010p 2011p 2012p 2013p 2014p 2015p -10% Mar a zysku brutto na sprzeda y Mar a EBITDA Mar a EBIT Mar a zysku netto ród³o:millennium Dom Maklerski S.A. 16 Kogeneracja

17 Zauważamy ograniczenia gwałtownego wzrostu wolumenu sprzedaży energii cieplnej, jednocześnie zakładamy wykorzystanie mocy produkcyjnych do produkcji energii elektrycznej w Zielonej Górze. Z uwagi na produkcję energii czerwonej spółka może produkować energię elektryczną w skojarzeniu wyłącznie w okresach grzewczych, kiedy produkowane jest ciepło. Zakładamy, iż przychody spółki będą oscylowały wokół poziomu 760 mln zł i osiągną w 2015r mln zł. Ponad 50% przychodów spółki generowane będzie w Zielonej Górze. Zwracamy uwagę na stabilność zysków elektrociepłowni wynikającą z podpisanego kontraktu długoterminowego. Jednocześnie uważamy, iż ryzyko jednostronnego rozwiązania kontraktu przez PSE (jako decyzji politycznej) jest niewielkie. Prognozowana wielkoœæ przychodów Grupy (mln z³) p 2006p 2007p 2008p 2009p 2010p 2011p 2012p 2013p 2014p 2015p ród³o:millennium Dom Maklerski S.A. Zarówno wynik operacyjny, jak i wynik netto będą stabilne. Regularność osiąganych wyników powinna zagwarantować stabilne dywidendy w długim okresie. Jednocześnie niewielkie potrzeby inwestycyjne spowodują, iż spółka wypłacać powinna znaczną część osiągniętego zysku w postaci dywidendy dla akcjonariuszy. Prognozowany zysk operacyjny oraz wynik netto dla Grupy (mln z³) p 2006p 2007p 2008p 2009p 2010p 2011p 2012p 2013p 2014p 2015p EBIT Wynik netto ród³o:millennium Dom Maklerski S.A. 17 Kogeneracja

18 Inne czynniki mogące mieć wpływ na wyniki finansowe spółki Handel emisjami W związku z obowiązywaniem limitów emisji, zgodnie z prawem UE certyfikaty stają się swoistą wartością dla firmy, która może być zbyta na rzecz innego podmiotu. Certyfikaty emisyjne ujmowane będą w księgach spółki pozabilansowo, a sama Kogeneracja nie przewiduje, aby handel emisjami znacząco wpłynął na osiągane wyniki finansowe. Sprzedaż emisji mogłaby skłonić regulatora do ograniczenia limitów w kolejnym okresie (limity przyznawane są na okres 3 lat, z zastrzeżeniem, iż mogą być weryfikowane w trakcie 3-letniego okresu), co mogłoby wpłynąć niekorzystnie na działalność spółek. Kontrakty Długoterminowe. Ryzyko związane z ewentualnym rozwiązaniem Kontraktów Długoterminowych oceniamy jako niewielkie. Naszym zdaniem sprawa KDT będzie przeciągana w czasie, co spowoduje, iż wiele z kontraktów wygaśnie. Jednostronne rozwiązanie kontraktów musiałoby się wiązać w wypłatami znacznych odszkodowań dla producentów energii, nie można zapominać także o kosztach społecznych takiego przedsięwzięcia, gdyż zakłady zmuszone byłyby do redukcji kosztów (a co za tym idzie ograniczenie zatrudnienia). Celem wprowadzenia kontraktów było umożliwienie producentom pozyskanie kredytów inwestycyjnych mających na celu modernizację istniejących urządzeń oraz budowę nowych, zaawansowanych technologicznie bloków energetycznych. Kontrakty tylko częściowo spełniły swoją rolę, a potrzeby inwestycyjne w energetyce pozostają cały czas na wysokim poziomie. Paradoksalnie w rozwiązaniu problemu KDT może pomóc wzrost cen energii elektrycznej, gdyż taki scenariusz implikowałby zmniejszenie różnicy cen zakontraktowanych w stosunku do cen rynkowych. Pomimo, iż wzrost cen pomógłby być może w rozwiązaniu problemu kontraktów oczekujemy raczej, iż urząd dążył będzie do zahamowania ewentualnych podwyżek cen, a problem kontraktów (pomimo ryzyka wysokich sankcji ze strony UE) pozostanie nierozwiązany. Podatek akcyzowy Zadaniem komisji rządowych jest także rozwiązanie problemu podatku akcyzowego, który w Polsce, inaczej niż regulują to normy UE, płacą producenci energii. Docelowo akcyza będzie bezpośrednim obciążeniem dystrybutorów, a przesunięcie podatku będzie się prawdopodobnie wiązać z jego jednoczesną podwyżką, ewentualnie wprowadzeniem zamiennego obciążenia, gdyż około 11% przekazywanej ilości w przypadku przekazu energii między producentem, a dystrybutorem stanowią straty przesyłowe. Przejęcie MPEC przez Fortum Zgodnie z naszą analizą przejęcie MPEC przez grupę Fortum nie powinno mieć negatywnego wpływu na działalność oraz rentowność spółki. Budowa elektrownii oraz elektrociepłowni wiąże się z na tyle dużymi kosztami, iż można wykluczyć projekt budowy przez Fortum własnych zakładów produkujących energię, co gwarantuje Kogeneracji odbiór energii na stałym poziomie. Jednocześnie nie przewidujemy, aby sama Kogeneracja rozpoczęła działalność w sektorze dystrybucji ciepła, gdyż trudno jest rozdzielić dystrybucję od przesyłu. Samo wejście w obszar przesyłu ciepła też jest mało prawdopodobne ze względu na monopolistyczną pozycję Fortum. Wydaje się więc, iż obie spółki będą operowały na rynku, a ich pozycja lidera jest niezagrożona. Moc cieplna Kogeneracji wynosi obecnie 1074 MWh, moc dyspozycyjna dla Fortum 1020 MWh. Rezerwy mocy utrzymywane dla Fortum uległy optymalizacji i są akceptowalnym poziomie. Samo utrzymywanie wolnych mocy gwarantuje ciągłaść dostaw w okresie zwiększonego zapotrzebowania (jak w okresach gwałtownych temperatur w 1Q 2006r.). 18 Kogeneracja

19 Sprawozdania finansowe Rachunek wyników (mln PLN) p 2006p 2007p 2008p 2009p przychody netto koszty wytworzenia zysk brutto na sprzeda y koszty sprzeda y i ogólnego zarz¹du saldo pozosta³ej dzia³alnoœci operacyjnej EBITDA EBIT saldo finansowe zysk przed opodatkowaniem podatek dochodowy korekty udzia³ów mniejszoœciowych zysk netto EPS Bilans (mln PLN) p 2006p 2007p 2008p 2009p aktywa trwa³e wartoœci niematerialne i prawne rzeczowe aktywa trwa³e inwestycje d³ugoterminowe aktywa obrotowe zapasy nale noœci inwestycje krótkoterminowe rozliczenia miêdzyokresowe aktywa razem kapita³ w³asny zobowi¹zania i rezerwy zobowi¹zania d³ugoterminowe zobowi¹zania krótkoterminowe rozl. miêdzyokresowe i inne zobowi¹zania rezerwy na zobowi¹zania pasywa razem BVPS ród³o: Prognozy Millennium DM 19 Kogeneracja

20 Cash flow (mln PLN) p 2006p 2007p 2008p 2009p wynik netto amortyzacja zmiana kapita³u obrotowego gotówka z dzia³alnoœci operacyjnej inwestycje (capex) gotówka z dzia³alnoœci inwestycyjnej wyp³ata dywidendy emisja akcji zmiana zad³u enia gotówka z dzia³alnoœci finansowej zmiana gotówki netto DPS CEPS FCFPS WskaŸniki (%) p 2006p 2007p 2008p 2009p zmiana sprzeda y zmiana EBITDA zmiana EBIT zmiana zysku netto mar a EBITDA mar a EBIT mar a netto sprzeda /aktywa (x) d³ug / kapita³ (x) odsetki / EBIT stopa podatkowa ROE ROA (d³ug) gotówka netto (mln PLN) ród³o: prognozy Millennium DM 20 Kogeneracja