23 kwietnia 2009 kupuj sektor energetyczny poprzednia rekomendacja: - Cena: Cena docelowa: 70.0 90.5 Zyskowne skojarzenie jest jednym z najwiêkszych producentów ciep³a i energii elektrycznej w skojarzeniu w Polsce. Spó³ka dzia³a na lokalnych rynkach w po³udniowo-zachodniej Polsce i od kilku lat systematycznie poprawia wyniki finansowe, czerpi¹c korzyœci ze skutecznie przeprowadzonych inwestycji w jednostki wytwórcze. Korzystne uwarunkowania prawne, postêpuj¹ca certyfikacja energetyki oraz promowana zarówno w kraju, jak i w ca³ej Unii Europejskiej kogeneracyjna metoda wytwarzania ciep³a i energii tworz¹ odpowiednie warunki do znacznej poprawy wyników spó³ki w najbli szych latach. Wobec powy szego wydajemy rekomendacjê kupuj dla spó³ki, cenê docelow¹ wyznaczaj¹c na poziomie 90.5 PLN za akcjê. Kolorowe zyski Przychody ze sprzeda y œwiadectw pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej w elektrociep³owniach Kogeneracji wzros³y w 2008 roku do poziomu 72.1 mln PLN (g³ównie w wyniku sprzeda y tzw. ó³tych certyfikatów), co stanowi ponad 70% ubieg³orocznego zysku brutto spó³ki. Maj¹c na uwadze fakt, i spó³ka w ci¹gu najbli szych dwóch lat zakoñczy inwestycje w rozwój mo liwoœci wspó³spalania biomasy (uprawnia j¹ to do ubiegania siê o zielone certyfikaty) i w pe³ni wykorzysta fakt wytwarzania energii z kogeneracji gazowej, mo na spodziewaæ siê dalszego znacznego wzrostu przychodów Kogeneracji ze sprzeda y certyfikatów. Wysoka dywidenda O pocz¹tku swojej historii na GPW systematycznie dzieli³a sie wypracowanymi zyskami ze swoimi akcjonariuszami, przeznaczaj¹c na dywidendê od 40% do 100% osi¹gniêtego zysku netto. Oczekujemy, i wraz z przewidywanym przez nas dynamicznym wzrostem wyników w najbli szych latach, spó³ka w dalszym ci¹gu bêdzie wyp³acaæ wysok¹ dywidendê. Wycena i rekomendacja Cena rynkowa Kogeneracji od ponad roku skutecznie opiera siê pogorszeniu koniunktury na rynku gie³dowym, co potwierdza defensywny charakter akcji spó³ki nale ¹cej do sektora utilities. Dostrzegamy du y potencja³ wzrostu akcji Kogeneracji w wyniku spodziewanych wiêkszych zysków ze sprzeda y certyfikatów w najbli szych latach. Z tego powodu wydajemy rekomendacjê kupuj dla walorów Kogeneracji z cen¹ docelow¹ na poziomie 90.5 PLN za akcjê. 80 70 60 50 40 30 20 kwi 08 cze 08 lip 08 sie 08 wrz 08 paÿ 08 rel. WIG gru 08 sty 09 lut 09 mar 09 Max/min 52 tygodnie (PLN) 70 / 39,89 Liczba akcji (mln) 14.9 Kapitalizacja (mln PLN) 1 043 EV (mln PLN) 1 356 Free float (mln PLN) 341 Œredni obrót 3 mies. (mln PLN) 0.8 G³ówny akcjonariusz Grupa EDF* % akcji, % g³osów 50.00%/50.00% 1 m 3 m 12 m Zmiana ceny (%) 15.7 32.1 32.6 Zmiana rel. WIG (%) 3.0 21.5 72.1 * poprzez podmioty zale ne Rados³aw ukaszczuk +22 598 26 88 radoslaw.lukaszczuk@millenniumdm.pl Przychody EBIT EBITDA Zysk brutto Zysk netto EPS CEPS BVPS P/E* P/BV* EV* /EBIT EV* /EBITDA ROE (%) 2007 778.2 98.0 188.9 83.1 66.7 4.5 10.6 51.3 15.6 1.4 13.8 7.2 8.7 2008# 808.5 115.4 210.9 101.1 77.4 5.2 11.6 54.6 13.5 1.3 11.8 6.4 9.5 2009p 934.7 161.3 261.8 142.8 120.6 8.1 14.8 60.1 8.6 1.2 8.4 5.2 13.5 2010p 925.3 188.1 301.1 173.4 144.9 9.7 17.3 65.8 7.2 1.1 7.2 4.5 14.8 2011p 970.9 230.2 337.2 221.2 183.3 12.3 19.5 68.3 5.7 1.0 5.9 4.0 18.0 p - prognozy skonsolidowane Millennium DM, mln PLN; # dane niezaudytowane; * wskaÿniki zosta³y wyliczone przy cenie rynkowej Kogeneracji na poziomie 70 PLN za akcjê Informacje dotycz¹ce powi¹zañ Millennium DM ze spó³k¹, bêd¹c¹ przedmiotem niniejszego raportu oraz pozosta³e informacje, wymagane przez Rozporz¹dzenie RM z dnia 19.X.2005 roku umieszczone zosta³y na ostatniej stronie raportu.
SPIS TREŒCI Podsumanie inwestycyjne 3 Wycena 5 Podsumowanie wyceny 5 Wycena DCF 6 Wycena metod¹ porównawcz¹ do zagranicznych spó³ek 7 Wycena metod¹ porównawcz¹ do polskich spó³ek 7 Uwarunkowania prawne 8 Rynek kogeneracji 13 Charakterystyka Grupy Kapita³owej 15 Historyczne wyniki finansowe 23 Startegia rozwoju i inwestycje 25 Prognoza wyników finansowych 27 Wyniki finansowe 30
Podsumowanie inwestycyjne Ekspozycja na ciep³o daje inwestorom mo liwoœæ ekspozycji na rynek ciep³a, który charakteryzuje siê ma³¹ amplitud¹ wahañ rocznych i jest w mniejszym stopniu ni inne bran e uzale niony od koniunktury gospodarczej (bran a defensywna). Ciep³o jest dobrem, na które zapotrzebowanie w daj¹cej siê przewidzieæ przysz³oœci bêdzie na w miarê stabilnym poziomie (przy za³o eniu braku gwa³townego ocieplenia klimatu). Specyficzn¹ cech¹ rynku ciep³a jest jego regionalizm (pochodna mo liwoœci transportu na krótkie odleg³oœci) oraz faktyczny brak konkurencji (lokalny monopol), co powoduje, i zagro enie ze strony konkurencji praktycznie nie istnieje. plus certyfikatowy bonus Przychody ze sprzeda y œwiadectw pochodzenia energii (certyfikatów) odgrywaj¹ coraz wiêksz¹ rolê w ³¹cznych przychodach Kogeneracji. Po rozwi¹zaniu umowy d³ugoterminowej na dostawy energii (zawartej jeszcze w 2001 roku z PSE S.A.) w I po³owie 2008 roku, spó³ka uzyska³a mo liwoœæ pozyskiwania ó³tych certyfikatów, bêd¹cych œwiadectwem pochodzenia energii wytworzonej w kogeneracji gazowej, których sprzeda zdecydowanie poprawi wyniki Kogeneracji w najbli szych latach. Bazuj¹c na ju istniej¹cych korzyœciach dla spó³ki wynikaj¹cych z systemu certyfikacji energii, mo na zak³adaæ, i kolejne kolory certyfikatów (bia³y, b³êkitny i pomarañczowy) nie pozostan¹ bez pozytywnego wp³ywu na wyniki spó³ki. Sposób i stopieñ wykorzystania wszelkiej pomoc pañstwowej i ponadpañstwowej w przypadku Kogeneracji jest dobrze opanowany. Spodziewane bodÿce inwestycyjne ma szansê staæ siê jeszcze wiêkszym beneficjentem systematycznie wprowadzanych przez Uniê Europejsk¹ oraz instytucje krajowe bodÿców inwestycyjnych, wspieraj¹cych rozwój rynku skojarzonego wytwarzania ciep³a i energii elektrycznej oraz rynku odnawialnych Ÿróde³ energii. Specjalna dyrektywa "kogeneracyjna" Komisji Europejskiej oraz opracowywane przez krajowego ustawodawcê nowe formy wspierania kogeneracji s¹ du ym atutem otoczenia spó³ki i tylko od niej samej zale y, jak go wykorzysta (historia spó³ki pozwala na bycie optymist¹). Korzyœci z przynale noœci do Grupy EDF, jako podmiot nale ¹cy do Grupy EDF, ma mo liwoœæ czerpania doœwiadczeñ nie tylko z rozwiniêtych rynków, na których dzia³a ta Grupa, ale równie korzystnej wspó³pracy z jej podmiotami, dzia³aj¹cymi na rynku polskim. Wspó³praca z firmami Energokrak i Everen pozwala spó³ce uzyskiwaæ korzystne ceny surowców (wêgiel, biomasa) oraz zapewnia sprzeda ca³oœci wyprodukowanej energii elektrycznej po korzystnych cenach. Du y potencja³ rozwoju rynku W Polsce ciep³o wytwarzane w procesie kogeneracji stanowi jedynie 23-35% ogó³u wytworzonego ciep³a, podczas gdy wed³ug szacunków specjalistów ekonomicznie uzasadniony potencja³ rynku kogeneracji przy dostêpnych technologiach wytwarzania, to ok. 40-45% rynku, co daje blisko 80% mo liwoœæ wzrostu. Jak zostanie on wykorzystywany zale y w g³ównej mierze od uregulowañ prawnych na rynku wspólnotowym i krajowym. 3
Stabilna rentownoœæ sprzeda y ciep³a Ceny ciep³a s¹ przekazywane ka dego roku przed sezonem grzewczym do akceptacji Prezesowi Urzêdu Regulacji Energetyki. Maj¹ wiêc one charakter administracyjny, z tym, e przy ich ustalaniu Prezes URE uwzglêdnia uzasadnion¹ zmianê kosztów podmiotów wytwarzaj¹cych ciep³o, co w praktyce oznacza, i wszelkie zmiany rynkowych cen surowców, wynagrodzeñ oraz amortyzacji, s¹ odzwierciedlane w cenie ciep³a dla danego obszaru dzia³alnoœci ciep³owni b¹dÿ elektrociep³owni. Powoduje to uzyskiwanie przez skutecznie dzia³aj¹cych wytwórców ciep³a w miarê stabilnych mar. Podstawowe czynniki ryzyka Podstawowym czynnikiem ryzyka w przypadku Kogeneracji jest du e uzale nienie jej wyników od regulacji prawnych. Istnieje mo liwoœæ, i obecnie promowana postawa proekologiczna i wspieraj¹ca rozwój rynku skojarzonego wytwarzania ciep³a i energii elektrycznej mo e ulec za kilka lat zmianie, co bêdzie mia³o znaczny wp³yw na wyniki spó³ki. Wieloœæ i du y poziom skomplikowania przepisów reguluj¹cych rynek ciep³a i energii elektrycznej powoduje, i istnieje prawdopodobieñstwo b³êdów legislacyjnych, które mog¹ niekorzystnie wp³yn¹æ na rozwój spó³ki. Istotnym czynnikiem ryzyka jest równie mo liwoœæ braku rozwoju (a wrêcz recesji) danego regionu, na którym dzia³alnoœæ wytwórcz¹ prowadzi, na przyk³ad poprzez nieudolnoœæ w³adz. Mo e to doprowadziæ do migracji ludnoœci i inwestorów, co spowodowa³oby mniejsze zapotrzebowanie na ciep³o. 4
Wycena Podsumowanie wyceny Wyceny spó³ki dokonaliœmy metod¹ zdyskontowanych przep³ywów pieniê nych oraz metod¹ porównawcz¹ do spó³ek polskich i zagranicznych, dzia³aj¹cych w tej samej bran y. Bazuj¹c na metodzie DCF, szacujemy wartoœæ Kogeneracji na 1444 mln PLN, czyli 96.9 PLN na akcjê. Z kolei w oparciu o metodê porównawcz¹ do spó³ek zagranicznych wyceniamy Kogeneracjê na 1299 mln PLN (87.2 PLN na akcjê), a do spó³ek polskich z bran y energetycznej na 1204 mln PLN (80.8 PLN na akcjê). Metodzie DCF, jako g³ównej, przypisaliœmy wagê 50%, natomiast ka dej z metod porównawczych - wagê 25%. Podsumowanie wyceny Metoda wyceny Wycena Kogenracji (mln PLN) Wycena na 1 akcjê (PLN) Wycena DCF 1444 96.9 Wycena porównawcza do polskich spó³ek 1204 80.8 Wycena porównawcza do zagranicznych spó³ek 1299 87.2 Wycena spó³ki 1348 90.5 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Do wyceny przyjêliœmy nastêpuj¹ce za³o enia: q q œrednioroczny wzrost wolumenu sprzeda y ciep³a w 2009 roku o 1%, a w latach nastêpnych stabilizacja na tym poziomie, œrednioroczny wzrost wolumenu sprzeda y energii elektrycznej w 2009 roku o 1%, a w latach nastêpnych stabilizacja na tym poziomie, q œrednioroczny wzrost cen energii elektrycznej w latach 2009-2012 na poziomie 5%, q q stabilizacja cen ciep³a w 2009 roku, a w latach kolejnych wzrost zgodny z inflacj¹, wzrost cen gazu od PGNiG zgodny ze wzrostem cen produkcji przemys³owej, q œrednioroczny wzrost cen wêgla w latach 2009-2012 na poziomie 4%, q œrednioroczny wzrost cen biomasy w latach 2009-2012 na poziomie 7%, q wzrost cen œwiadectw pochodzenia energii w latach 2009-2012 zgodny ze wzrostem inflacji, q d³ugoterminowa stopa wolna od ryzyka po 2018 roku na poziomie 5%, q premia rynkowa za ryzyko - 5%, q wspó³czynnik Beta na poziomie 1.0, q d³ugookresowa stopa wzrostu wolnych przep³ywów pieniê nych - 2%. 5
Wycena DCF Metoda DCF pozwala w najlepszy sposób uwzglêdniæ wszystkie czynniki kszta³tuj¹ce wartoœæ firmy. Wolne przep³ywy gotówkowe (free cash flow to firm) obliczyliœmy na podstawie prognoz wyników finansowych spó³ki za okres 2009-2018. Do oszacowania stopy wolnej od ryzyka w kolejnych latach prognozy pos³u yliœmy siê rentownoœciami obligacji skarbowych. Koszt kapita³u zosta³ wyliczony na podstawie modelu CAPM, który opiera siê na wolnej od ryzyka stopie procentowej, premii rynkowej oraz parametrze Beta. Wycena spó³ki metod¹ DCF (mln PLN) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 <2018 Sprzeda 935 925 971 1 019 867 890 909 928 945 960 Stopa podatkowa (T) 15.6% 16.4% 17.1% 17.5% 15.6% 16.1% 16.5% 17.1% 17.2% 16.9% EBIT (1-T) 136.2 157.3 190.8 217.0 90.4 98.6 103.4 106.9 111.0 115.9 Amortyzacja 100.5 113.0 107.0 100.3 97.4 97.7 94.9 89.4 84.5 82.4 Inwestycje -140.1-65.1-40.1-40.1-102.4-99.5-40.1-40.1-40.1-86.3 Zmiana kap.obrotowego 24.0 5.9-4.3-5.3 27.4-1.1-0.4-0.5-0.2 0.2 FCF 120.6 211.0 253.4 271.9 112.8 95.7 157.8 155.7 155.2 112.1 1 635 Zmiana FCF 75.0% 20.1% 7.3% -58.5% -15.1% 64.8% -1.3% -0.3% -27.7% 2.0% D³ug/Kapita³ 31.7% 29.8% 29.0% 28.4% 28.4% 25.4% 22.2% 22.0% 21.9% 21.8% 20.0% Stopa wolna od ryzyka 4.8% 5.4% 5.6% 5.7% 5.8% 5.8% 5.9% 5.9% 6.0% 6.0% 5.0% Premia kredytowa 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 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 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 Koszt d³ugu 4.9% 5.3% 5.5% 5.5% 5.7% 5.7% 5.8% 5.7% 5.8% 5.8% 5.0% Koszt kapita³u 9.8% 10.4% 10.6% 10.7% 10.8% 10.8% 10.9% 10.9% 11.0% 11.0% 10.0% WACC 8.3% 8.9% 9.1% 9.2% 9.3% 9.5% 9.8% 9.8% 9.8% 9.9% 9.0% PV (FCF) 114.4 183.2 200.9 196.8 74.3 57.1 84.8 76.1 68.8 45.0 656.0 Wartoœæ DCF (mln PLN) 1757.3 w tym wartoœæ rezydualna 656 (D³ug) Gotówka netto -313.4 Wycena DCF (mln PLN) 1443.9 Liczba akcji (mln) 14.9 Wycena 1 akcji (PLN) 96.9 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. Ze wzglêdu na du y wp³yw zarówno rezydualnej stopy wzrostu, jak równie rezydualnej stopy wolnej od ryzyka na poziom wyceny, prezentujemy tak e jej wra liwoœæ na w/w parametry. Wra liwoœæ wyceny Kogeneracji na przyjête za³o enia PLN stopa R f rezudualna rezydualna stopa wzrostu 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 4.0% 90.5 96.3 104.0 114.7 130.8 157.5 210.5 4.5% 88.4 93.5 100.2 109.3 122.5 143.1 180.2 5.0% 86.4 91.0 96.9 104.8 115.7 132.2 159.7 5.5% 84.7 88.9 94.1 100.9 110.2 123.7 144.9 6.0% 83.2 86.9 91.6 97.6 105.6 116.8 133.7 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. 6
Wycena metod¹ porównawcz¹ do zagranicznych spó³ek Wyceny metod¹ porównawcz¹ dokonaliœmy wzglêdem zagranicznych spó³ek o profilu dzia³alnoœci podobnym do Kogeneracji. Do szerokiej grupy porównawczej dobraliœmy producentów energii elektrycznej i ciep³a wykorzystuj¹cych ró ne paliwa w procesie wytwórczym. Do okreœlenia wartoœci analizowanej spó³ki pos³u yliœmy siê trzema najczêœciej stosowanymi wskaÿnikami: EV/EBITDA, EV/EBIT i P/E. Wycena porównawcza do spó³ek zagranicznych Spó³ka Ticker Kraj EV/EBITDA EV/EBIT P/E 2009 2010 2011 2009 2010 2011 2009 2010 2011 FORTUM OYJ FUM1V Finlandia 7.6 8.0 7.8 9.8 10.8 10.4 9.7 10.7 10.1 IBERDROLA SA IBE Hiszpania 8.0 7.5 6.9 11.6 11.0 10.2 10.7 10.0 9.0 ENDESA SA ELE Hiszpania 4.5 4.3 4.2 6.0 5.8 5.7 5.7 7.1 6.7 EDF EDF Francja 5.7 5.3 4.9 9.2 8.5 7.5 12.9 11.6 10.1 E.ON AG EOAN Niemcy 5.8 5.3 5.0 8.1 7.3 6.8 8.1 7.5 7.2 CEZ AS CEZ Czechy 5.8 5.7 5.6 7.7 7.9 7.9 9.0 9.2 9.1 NRG ENERGY INC NRG USA 4.7 4.5 4.3 6.9 6.2 5.7 6.5 5.3 5.2 OEST ELEKTRIZITATSWIRT VER Austria 8.4 9.3 8.6 9.7 11.9 10.2 11.8 13.8 11.8 DNIPROENERGO DNEN Ukraina 7.9 4.6 4.3 10.7 6.6 5.9 16.9 10.3 8.0 IRIDE SPA IRD W³ochy 6.4 5.3 4.5 9.0 7.9 7.0 7.5 7.3 5.3 EDP - ENERGIAS DO BRAS ENBR3 Brazylia 4.2 4.0 4.0 4.7 4.3 4.2 7.3 6.0 5.8 ENERGIAS DE PORTUGAL EDP Portugalia 7.2 6.7 6.3 12.1 11.0 11.1 11.3 10.5 10.8 Mediana 6.1 5.3 5.0 9.1 7.9 7.3 9.3 9.6 8.5 Wyniki spó³ki (mln PLN) D³ug netto 313.4 261.8 301.1 337.2 161.3 188.1 230.2 120.6 144.9 183.3 Wycena na podstawie poszczególnych wskaÿników (mln PLN) 1286 1284 1362 1156 1174 1356 1125 1387 1553 Wagi 40% 30% 30% Wycena 1299 Wycena na 1 akcjê 87.2 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Wycena metod¹ porównawcz¹ do polskich spó³ek Do grupy porównawczej dobraliœmy w tym przypadku polskie spó³ki z szeroko pojêtej bran y energetycznej na GPW w Warszawie o profilu dzia³alnoœci zbli onym do Kogeneracji. Do okreœlenia wartoœci analizowanej spó³ki pos³u yliœmy siê równie trzema najczêœciej stosowanymi wskaÿnikami: EV/EBITDA, EV/EBIT i P/E. Wycena porównawcza do spó³ek polskich Spó³ka Ticker Kraj EV/EBITDA EV/EBIT P/E 2009 2010 2011 2009 2010 2011 2009 2010 2011 POLISH ENERGY PARTNERS PEP Polska 11.5 9.0 7.3 13.4 10.8 9.2 8.1 5.8 4.8 BBI ZENERIS NFI SA BBZ Polska 3.6 3.0 3.1 3.9 3.2 3.6 5.4 4.8 6.8 Mediana 7.6 6.0 5.2 8.6 7.0 6.4 6.8 5.3 5.8 Wyniki spó³ki (mln PLN) D³ug netto 313.4 261.8 301.1 337.2 161.3 188.1 230.2 120.6 144.9 183.3 Wycena na podstawie poszczególnych wskaÿników (mln PLN) 1665 1503 1448 1078 1008 1160 817 766 1059 Wagi 40% 30% 30% Wycena 1204 Wycena na 1 akcjê 80.8 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. 7
Uwarunkowania prawne Prawo Unii Europejskiej Podstaw¹ Unii Europejskiej charakteryzuj¹c¹ jej politykê energetyczn¹ jest Program "3x20", czyli 20% wzrost efektywnoœci, 20% udzia³ energii ze Ÿróde³ odnawialnych oraz 20% redukcja emisji CO 2 do atmosfery. Kolejnym aktem prawnym Unii Europejskiej jest tzw. dyrektywa kogeneracyjna, której celem jest zwiêkszenie efektywnoœci energetycznej i poprawa bezpieczeñstwa dostaw energii poprzez stworzenie ram dla wspierania i rozwoju produkcji ciep³a i energii elektrycznej w uk³adzie kogeneracji o wysokiej wydajnoœci opartej na zapotrzebowaniu na ciep³o u ytkowe i oszczêdnoœciach w energii pierwotnej na wewnêtrznym rynku energii. Dla Unii Europejskiej rozwój kogeneracji jest jednym ze œrodków do osi¹gniêcia zgodnoœci z protoko³em z Kyoto. Korzystne zapisy dla rynku kogeneracji znalaz³y siê w nowym pakiecie energetyczno-klimatycznym podpisanym na pocz¹tku br. w Brukseli. Zgodnie z nimi produkcja ciep³a w procesach kogeneracji bêdzie zwolniona z op³at za emisjê CO 2 po roku 2012, co powinno wzmocniæ dopuszczon¹ przez unijn¹ dyrektywê pomoc publiczn¹ dla tej technologii. Polskie prawo energetyczne Podstaw¹ prawn¹ ca³ego rynku energii w Polsce jest ustawa prawo energetyczne z 1997 roku z póÿniejszymi zmianami. ¹cznie ze stosownymi aktami prawnymi uzupe³niaj¹cymi (rozporz¹dzeniami) reguluje ona w³aœciwie wszystkie istotne elementy tego rynku - od koncesji na wytwarzanie energii i ciep³a po zasady przyznawania œwiadectw pochodzenia energii. Obecnie w opracowaniu jest nowy projekt ustawy prawo energetyczne, który ma wprowadziæ kilka istotnych zmian w odpowiedzi na oczekiwania Unii Europejskiej i œrodowiska energetycznego w Polsce. Œwiadectwa pochodzenia energii BodŸcem do wspierania inwestycji w ekologiczne i najbardziej efektywne sposoby wytwarzania energii elektrycznej jest wprowadzenie w polskim ustawodawstwie œwiadectw pochodzenia energii, czyli tzw. certyfikatów. Obecnie na rynku dostêpne s¹ trzy rodzaje certyfikatów: zielone - œwiadcz¹ce o wytworzeniu energii ze Ÿróde³ odnawialnych (wiatr, woda, biomasa), ó³te - œwiadcz¹ce o wytworzeniu energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostce opalanej gazem lub o mocy poni ej 1 MW oraz czerwone - œwiadcz¹ce o wytworzeniu energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji w pozosta³ych jednostkach wytwórczych. Œwiadectwa pochodzenia energii otrzymuj¹ jej wytwórcy, a obowi¹zek przedstawienia ich do umorzenia spoczywa na sprzedaj¹cych energiê. Wymóg zakupu energii pochodz¹cej z wysokosprawnej kogeneracji oraz ze Ÿróde³ odnawialnych k³adzie na sprzedawców stosowne rozporz¹dzenie Ministra Gospodarki, okreœlaj¹ce obowi¹zkowy udzia³ procentowy energii danego pochodzenia w ³¹cznej sprzeda y. Na przyk³ad w br. udzia³ energii pochodz¹cej z wysokosprawnej kogeneracji ma wynieœæ 23.5%, natomiast ze Prawne wymogi dotycz¹ce udzia³u energii z kogeneracji 100% Energia z kogeneracji wêglowej Energia z kogeneracji gazowej Energia z pozosta³ych Ÿróde³ 80% 60% 82.7% 78.3% 76.5% 75.6% 74.5% 73.3% 40% 20% 0% 0.8% 2.7% 2.9% 3.1% 3.3% 3.5% 16.5% 19.0% 20.6% 21.3% 22.2% 23.2% 2007 2008 2009 2010 2011 2012 ród³o: Ustawa Prawo energetyczne i Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki 8
Prawne wymogi dotycz¹ce udzia³u energii z OZE 100% Energia z kogeneracji Energia z kogeneracji wêglowej Energia z pozosta³ych Ÿróde³ 80% 60% 40% 20% 0% 96.4% 77.6% 71.3% 67.8% 65.2% 64.1% 62.9% 89.1% 88.6% 88.1% 87.6% 87.1% 86.5% 5.1% 7.0% 8.7% 10.4% 10.4% 10.4% 3.6% 17.3% 21.7% 23.5% 24.4% 25.5% 26.7% 10.9% 11.4% 11.9% 12.4% 12.9% 13.5% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ród³o: Ustawa Prawo energetyczne i Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki Ÿróde³ odnawialnych - 8.7%. Je eli dany sprzedawca nie przedstawi odpowiedniej iloœci certyfikatów do umorzenia za dany rok, to uiszcza op³atê zastêpcz¹ wyznaczan¹ przez Prezesa URE, która stanowi pewne ograniczenie (cap) niekontrolowanego wzrostu cen certyfikatów. Op³ata zastêpcza dla zielonych certyfikatów jest waloryzowana rocznie o wskaÿnik wzrostu cen produkcji przemys³owej, natomiast dla certyfikatów czerwonych i Ÿó³tych jest ustalana w oparciu o ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, ale bior¹c równie pod uwagê interes odbiorców. Dotychczas ceny wszystkich certyfikatów na Towarowej Gie³dzie Energii by³y zbli one (odchylenia kilkuprocentowe) do odpowiadaj¹cych certyfikatom op³atom zastêpczym, co œwiadczy o tym, i w ostatnich latach inwestycje w odnawialne Ÿród³a energii (OZE) i w energiê z kogeneracji by³y niewystarczaj¹ce w stosunku do oczekiwañ ustawodawcy. Co prawda widaæ niewielki wzrost inwestycji w energetyce (du o jest natomiast zapowiedzi inwestycji), ale nie oczekujemy ich wymiernych rezultatów w najbli szych 2-3 latach. Naszym zdaniem ceny œwiadectw pochodzenia powinny dalej pod¹ aæ w trendzie za ustalanymi przez Prezesa URE op³atami zastêpczymi w ci¹gu najbli szych 2-3 lat. PóŸniejsze kszta³towanie ich cen bêdzie determinowane przez wolê ustawodawcy (wymogi prawne dotycz¹ce udzia³u energii z OZE i kogeneracji) oraz skalê i skutecznoœæ oddawanych do u ytku inwestycji energetycznych. Kontrakty d³ugoterminowe Od wielu lat problemem polskiego rynku energetycznego by³ sposób rozwi¹zania zawartych przez wytwórców energii elektrycznej z PSE na pocz¹tku obecnego dziesiêciolecia kontraktów d³ugoterminowych (20-letnich) na sprzeda energii. Stosowna ustawa zosta³a uchwalona dopiero w po³owie 2007 roku. Reguluje ona zasady pokrywania kosztów powsta³ych u wytwórców w zwi¹zku z przedterminowym rozwi¹zaniem umów Wysokoœæ op³at zastêpczych ustalanych przez Prezesa URE 280 Zielona Czerwona ó³ta 240 200 160 120 80 40 0 2006* 2007 2008 2009 ród³o: Ustawa Prawo energetyczne i Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki; * œwiadectwa pochodzenia energii z kogeneracji wprowadzono w 2007r. 9
Ceny zielonych certyfikatów a op³ata zastêpcza 260 250 240 230 220 210 200 190 180 Zielony certyfikat Op³ata zastêpcza gru 05 mar 06 maj 06 lip 06 paÿ 06 gru 06 lut 07 maj 07 lip 07 wrz 07 lis 07 lut 08 mar 08 kwi 08 maj 08 cze 08 sie 08 wrz 08 paÿ 08 lis 08 gru 08 lut 09 mar 09 kwi 09 ród³o: Ustawa Prawo Energetyczne; Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki; Towarowa Gie³da Energii S.A., Ceny ó³tych certyfikatów a op³ata zastêpcza 130 ó³ty certyfikat Op³ata zastêpcza 125 120 115 110 105 100 sty 08 sty 08 lut 08 lut 08 mar 08 kwi 08 maj 08 cze 08 lip 08 lip 08 sie 08 sie 08 wrz 08 wrz 08 paÿ 08 paÿ 08 lis 08 gru 08 gru 08 sty 09 sty 09 lut 09 mar 09 mar 09 kwi 09 ród³o: Ustawa Prawo Energetyczne; Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki; Towarowa Gie³da Energii S.A., Ceny czerwonych certyfikatów a op³ata zastêpcza 20 Czerwony certyfikat Op³ata zastêpcza 19 18 17 16 15 sty 08 lut 08 lut 08 mar 08 mar 08 kwi 08 maj 08 maj 08 cze 08 lip 08 lip 08 sie 08 sie 08 wrz 08 wrz 08 paÿ 08 paÿ 08 paÿ 08 lis 08 lis 08 gru 08 gru 08 sty 09 sty 09 lut 09 lut 09 mar 09 mar 09 kwi 09 ród³o: Ustawa Prawo Energetyczne; Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki; Towarowa Gie³da Energii S.A., 10
Wymagi prawne odnoœnie pochodzenia wspó³spalanej biomasy* 100% 80% 60% 40% 20% 0% Biomasa pochodzenia nieleœnego Biomasa pochodzenia leœnego 95% 90% 75% 60% 45% 30% 15% 5% 10% 25% 40% 55% 70% 85% 100% 100% 100% 100% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ród³o: Ustawa Prawo energetyczne i Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki; * dot. wspó³spalania z innymi paliwami w kot³ach o mocy powy ej 5 MW d³ugoterminowych sprzeda y mocy i energii elektrycznej. Po rozwi¹zaniu umowy wytwórca otrzymuje œrodki na pokrycie tzw. kosztów osieroconych (wydatki wytwórcy niepokryte przychodami uzyskanymi ze sprzeda y wytworzonej energii elektrycznej, rezerw mocy i us³ug systemowych na rynku konkurencyjnym po przedterminowym rozwi¹zaniu umowy d³ugoterminowej, wynikaj¹ce z nak³adów poniesionych przez tego wytwórcê do dnia 1 maja 2004 roku na maj¹tek zwi¹zany z wytwarzaniem energii elektrycznej) oraz kosztów odebranego i nieodebranego gazu. Œrodki te s¹ wyp³acane kwartalnie w formie zaliczek i póÿniej s¹ korygowane przez Prezesa URE (na bazie g³ównie rzeczywiœcie osi¹gniêtego wyniku operacyjnego wytwórcy oraz kosztów gazu odebranego i nieodebranego). Sposób obliczania kosztów wydaje siê doœæ skomplikowany. Biomasowe przepisy Odpowiednich przepisów prawnych doczeka³y siê równie jednostki spalaj¹ce biomasê w celach energetycznych. Zgodnie z rozporz¹dzeniem Ministra Gospodarki w kolejnych latach systematycznie ma wzrastaæ udzia³ biomasy pochodzenia nieleœnego w ca³oœci spalanej biomasy w celach energetycznych. Dla jednostek wspó³spalaj¹cych biomasê z inny paliwem o mocy powy ej 5 MW udzia³ ten ma wzrosn¹æ z 10% w roku bie ¹cym do 55% w 2012 i 100% w roku 2015. Z kolei, w jednostkach spalaj¹cych wy³¹cznie biomasê, udzia³ ten ma wzrosn¹æ z 20% w roku 2010 do 25% w 2013 i 40% w roku 2015. Celem tego rozporz¹dzenia jest ograniczenie spalania drewna, które mo e byæ wykorzystywane w innych ga³êziach przemys³u. Dziêki temu du ¹ szansê na rozwój w Polsce ma rynek pellet ze s³omy oraz rynek roœlin energetycznych. Wymagi prawne odnoœnie pochodzenia spalanej biomasy* 100% Biomasa pochodzenia nieleœnego Biomasa pochodzenia leœnego 80% 60% 80% 80% 80% 75% 70% 60% 50% 40% 30% 40% 20% 0% 20% 20% 20% 25% 30% 40% 50% 60% 70% 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ród³o: Ustawa Prawo energetyczne i Rozporz¹dzenia Ministra Gospodarki; * dot. spalania w kot³ach w 100% biomasowych o mocy powy ej 20 MW 11
Przepisy podatkowe i akcyzowe Ca³y rynek energetyczny, w wobec tego tak e, jest uzale niona od wielu skomplikowanych i czasami niejednoznaczych (niejasnych) przepisów podatkowych i akcyzowych. Ostatnio wprowadzone, d³ugo oczekiwane (z prawie dwuletnim opóÿnieniem) przepisy dostowuj¹ce nasze prawodawstwo do prawdodawstwa Unii Europejskiej dotycz¹ce akcyzy na energiê elektryczn¹, spowodowa³o du e zamieszanie na rynku energii. Dotychczas (wbrew przepisom Unii Europejskiej) akcyzê za energiê elektryczn¹ wp³aci³ wytwórca (czyli np. ), a zgodnie z nowymi regulacjami obowi¹zek ten od II kw. br. spoczywa na sprzedawcy energii odbiorcom koñcowym. Przes¹dzony jest wiêc spadek kosztów akcyzowych wytwórców, za którym z pewnoœci¹ pójdzie obni ka cen sprzedawanej energii. Chocia istnieje mo liwoœæ, e wywalcz¹ oni czêœæ dodatkowej mar y z tego tytu³u (ni sza obni ka cen energii od spadku kosztów akcyzowych), to zak³adamy konserwatywnie, e taka sytuacja nie bêdzie mia³a miejsca. Dodatkowo, czêœæ wytwórców mo e ubiegaæ siê o wyp³atê odszkodowañ za akcyzê p³acon¹ w poprzednich latach wbrew unijnym przepisom. Istotnym podatkowym przepisem prawnym dla ca³ej bran y energetycznej jest równie przepis mówi¹cy o zwolnieniu z podatku CIT odszkodawañ wyplacanych przedsiêbiorstwom energetycznym z tytu³u kosztów osieroconych i innych kosztów ponoszonych w wyniku przedterminowego rozwi¹zania umów d³ugoterminowych na dostawy energii (tzw. KDTów). Przepis ten pozwoli Kogeneracji zmniejszyæ efektywn¹ stopê podatkow¹ w latach wyp³aty powy szych odszkodowañ dla spó³ki. Nowe regulacje w drodze Obecnie w opracowaniu s¹ nowe regulacje, które maj¹ m.in. zwiêkszyæ zainteresowanie inwestowaniem w proces skojarzonego wytwarzania energii i ciep³a, czyli w kogeneracjê. Dodatkowo, bardzo prawdopodobna jest dalsza certyfikacja energii na rynku krajowym. W opracowaniu jest akt prawny wprowadzaj¹cy bia³e certyfikaty promuj¹ce efektywnoœæ energetyczn¹, które by³by tzw. certyfikatami inwestycyjnymi, czyli wydawanymi ex ante na podstawie przetargu na inwestycjê. W dalszej kolejnoœci maj¹ zostaæ wprowadzone tak e certyfikaty b³êkitne (superefektywna kogeneracja) oraz pomarañczowe (wêgiel zero emisyjny). Jednak los tych dwóch ostatnich certyfikatów nie jest jeszcze przes¹dzony. 12
Rynek kogeneracji Istota kogeneracji, czyli skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciep³a, jest to proces technologiczny realizowany w elektrociep³owniach, polegaj¹cy na jednoczesnym wytwarzaniu energii elektrycznej i ciep³a ze strumienia energii chemicznej zawartego w paliwie. Jest to najbardziej efektywna i ekologiczna forma pozyskiwania energii. Przyk³adowo, aby wyprodukowaæ 30 jednostek energii elektrycznej i 55 jednostek ciep³a w elektrociep³owni (w skojarzeniu) potrzebne jest 100 jednostek paliwa. Wyprodukowanie takiej samej iloœci energii elektrycznej w elektrowni i ciep³a w ciep³owni (oddzielnie) wymaga zu ycia ³¹cznie 147 jednostek paliwa. Wytwarzanie ciep³a oraz energii elektrycznej w kogeneracji zapewnia uzyskiwanie œredniorocznie wysokiej sprawnoœci wytwarzania, tj. najbardziej efektywne wykorzystanie energii chemicznej paliw pierwotnych wœród przedsiêbiorstw energetyki zawodowej przez zminimalizowanie iloœci procesowego ciep³a odpadowego. Specyfika rynku kogeneracji Rynek kogeneracji jest wyodrêbnion¹ czêœci¹ wspóln¹ rynku energii elektrycznej i rynku ciep³a. Z tego powodu posiada on cechy charakterystyczne dla obydwu tych rynków. Tak jak w przypadku rynku ciep³owniczego, odmiennoœæ rynku kogeneracji od innych rynków energetycznych wynika ze specyficznych cech noœnika energii, jakim jest ciep³o. Ciep³o charakteryzuje siê równoczesnoœci¹ produkcji ze zu yciem, a jego w³aœciwoœci, m.in. szczególne wymagania transportu oraz podatnoœæ na utratê jakoœci, determinuj¹ dostawê ruroci¹gami na bliskie odleg³oœci. Z uwagi na wymagane parametry termiczne, dostawa ciep³a jest realizowana sieciami o zasiêgu lokalnym, a nie ogólnokrajowym, jak to siê odbywa w przypadku energii elektrycznej i gazu. Jednoczeœnie rynek kogeneracji posiada pewne cechy rynku energii elektrycznej, co wi¹ e siê z wytwarzeniem energii w procesie skojarzonym. Obrót energi¹ wytworzon¹ w procesie kogeneracji odbywa siê na zasadach charakterystycznych dla rynku energii elektrycznej. Administracyjne kreowanie popytu Rozwój kogeneracji jako najefektywniejszego sposobu wytwarzania ciep³a i energii elektrycznej jest traktowany priorytetowo przez Uniê Europejsk¹, która wprowadza ró norodne instrumenty wsparcia. Jednym z nich jest na³o enie obowi¹zku zakupu energii z kogeneracji na przedsiêbiorstwa sprzedaj¹ce energiê elektryczn¹ odbiorcom finalnym. Mamy zatem do czynienia z administracyjnym kreowaniem popytu, co jest równoznaczne z zapewnieniem komfortu pewnoœci zbytu dla wytwórców. Sytuacja ta powoduje istotne ograniczenie typowego przebiegu procesów rynkowych, w tym pe³niejszego rozwoju konkurencji pomiêdzy wytwórcami. Administracyjne ustalanie cen ciep³a i energii W Polsce istnieje obowi¹zek przedstawienia do zatwierdzenia Prezesowi Urzêdu Regulacji Energetyki cen ciep³a oraz energii elektrycznej (tylko dla gospodarstw domowych), co powoduje, i ceny te maj¹ charakter administracyjny. Niemniej jednak Prezes URE ma obowi¹zek uwzglêdniæ w przedstawionych mu cenach, na wyraÿne wskazanie sk³adaj¹cego wniosek o zatwierdzenie, uzasadnion¹ zmianê niektórych kosztów (np. wzrost cen rynkowych surowców, wzrost wynagrodzeñ, wzrost amortyzacji, itd.). W rzeczywistoœci zmiany cen ciep³a s¹ raczej nieznaczne. Z kolei, ceny energii elektrycznej dla odbiorców przemys³owych s¹ ustalane rynkowo na podstawie umów pomiêdzy zainteresowanymi stronami. 13
Potencja³ rynku kogeneracji Roczna produkcja ciep³a w Polsce wynosi 1100-1200 PJ, z czego tylko 280 PJ (23-25%) wytwarza siê w procesie kogeneracji. Tymczasem szacunki specjalistów wskazuj¹, i w sposób ekonomicznie uzasadniony mo na by produkowaæ nawet 500 PJ ciep³a w procesie skojarzenia z produkcj¹ energii elektrycznej. Œwiadczy to o ponad 80% potencjale wzrostu rynku kogeneracji w Polsce. Wykorzystanie tego potencja³u spowodowa³oby mniejsze o ok. 10 mld ton zu ycie wêgla, a tym samym mniejsz¹ o ok. 20 mln ton emisjê CO 2 do atmosfery. Sprawnoœæ produkcji w kogeneracji, tylko w odniesieniu do energii elektrycznej, mo e byæ dwukrotnie wiêksza ni w elektrowniach. Dzisiaj osi¹gana sprawnoœæ przy produkcji energii elektrycznej w kogeneracji przekracza 80%. 14
Charakterystyka Grupy Kapita³owej Struktura organizacyjna Zespó³ Elektrociep³owni Wroc³awskich S.A., jako jednostka dominuj¹ca, tworzy wraz z podmiotami zale nymi Grupê Kapita³ow¹ S.A. W sk³ad tej Grupy wchodz¹ nastêpuj¹ce jednostki: q Zespó³ Elektrociep³owni Wroc³awskich S.A. z siedziba we Wroc³awiu - jednostka dominuj¹ca; q Elektrociep³ownia Zielona Góra S.A. z siedzib¹ w Zielonej Górze - podmiot w 95.16% zale ny od jednostki dominuj¹cej; q VKN Polska Sp. z o.o. z siedzib¹ we Wroc³awiu - podmiot w 100% zale ny od jednostki dominuj¹cej; q Przedsiêbiorstwo Produkcji Ogrodniczej Siechnice Sp. z o.o. z siedzib¹ w Siechnicach - podmiot w 51% zale ny od jednostki dominuj¹cej; q ZEC Service Sp. z o.o. z siedzib¹ we Wroc³awiu - podmiot w 43.83% zale ny od jednostki dominuj¹cej; q ZEC Diagpom Sp. z o.o. z siedzib¹ we Wroc³awiu - podmiot w 78% zale ny od ZEC Service Sp. z o.o.; q Ekotrakt Sp. z o.o. z siedzib¹ we Wroc³awiu - podmiot w 100% zale ny od VKN Polska Sp. z o.o.; q ECeAuto Sp. z o.o. z siedzib¹ w Zielonej Górze - podmiot w 21.81% zale ny od Elektrociep³owni Zielona Góra S.A.; q ZEC Hurt Sp. z o.o. z siedzib¹ we Wroc³awiu - podmiot w 25.58% zale ny od jednostki dominuj¹cej, w 33.40% od ZEC Service Sp. z o.o. oraz w 1.04% od VKN Polska Sp. z o.o.; q Energokrak Sp. z o.o. z siedzib¹ w Krakowie - podmiot w 12.40% zale ny od jednostki dominuj¹cej; q Everen Sp. z o.o. z siedzib¹ w Rybniku - podmiot z Grupy EDF. Pe³nej konsolidacji podlegaj¹ nastêpuj¹ce podmioty zale ne z Grupy: EC Zielona Góra S.A., VKN Polska Sp. z o.o., PPO Siechnice Sp. z o.o. oraz ZEC Service Sp. z o.o. (podmiot ten zosta³ uznany za zale ny, mimo i udzia³ jednostki dominuj¹cej nie stanowi wiêkszoœci ogólnej liczby g³osów, gdy jednostka dominuj¹ca posiada szczególne uprawnienia wynikaj¹ce z umowy spó³ki - prawo wyznaczania przewodnicz¹cego Rady Nadzorczej oraz prawo udzielania przez niego zgody na podjêcie przez Radê Nadzorcz¹ uchwa³ dotycz¹cych kluczowych dla funkcjonowania spó³ki spraw). Pozosta³e podmioty zale ne - ZEC Diagpom Sp. z o.o. oraz Ekotrakt Sp. z o.o. - nie podlegaj¹ konsolidacji. Firma ECeAuto Sp. z o.o. zosta³a uznana za jednostkê stowarzyszon¹ i jest wyceniana metod¹ praw w³asnoœci. Z kolei, pozosta³e jednostki stowarzyszone - ZEC Hurt Sp. z o.o. oraz Energokrak Sp. z o.o. - nie podlegaj¹ wycenie metod¹ praw w³asnoœci. Dodatkowo, za jednostkê stowarzyszon¹, mimo braku powi¹zañ, zosta³a uznana firma Everen Sp. z o.o. z Grupy EDF, gdy S.A. realizuje istotne transakcje z tym podmiotem. 15
Zarys historyczny Historia elektrowni we Wroc³awiu siêga koñca XIX wieku. Wraz z dynamicznym wzrostem zapotrzebowania na ciep³o i energiê elektryczn¹, których status zmieni³ siê na przestrzeni poprzedniego stulecia od dóbr luksusowych do dóbr ni szego rzêdu, postêpowa³a systematyczna rozbudowa i modernizacja elektrowni (elektrociep³owni) we Wroc³awiu. Decyzja o przekszta³ceniu elektrowni wroc³awskiej w elektrociep³owniê zapad³a w po³owie lat 50-tych, co urzeczywistni³o siê w sezonie grzewczym 1959/1960 (formalna zmiana nazwy na "Elektrociep³ownia Wroc³aw" dokona³a siê dopiero w 1967 roku). Z powodu administracyjnych zawirowañ w kraju wielokrotnie zmienia³a siê struktura organizacyjna elektrociep³owni - procesy konsolidacyjne (m.in. po³¹czenie z EC Czechnica w Siechnicach) przeplata³y siê z procesami podzia³u i dezinwestycji. Rozpoczêta na prze³omie lat 1989/1990 transformacja ustrojowa zapocz¹tkowa³a reorganizacjê ca³ej polskiej elektroenergetyki. Wraz z pocz¹tkiem 1989 roku Zespó³ Elektrociep³owni Wroc³aw (ZEC Wroc³aw) sta³ siê samodzielnym przedsiêbiorstwem pañstwowym, a od 1 listopada 1991 roku, jako pierwszy w bran y, rozpocz¹³ dzia³alnoœæ jako jednoosobowa spó³ka akcyjna Skarbu Pañstwa. Dalsze przeobra enia strukturalne doprowadzi³y do wyodrêbnienia siê podmiotów zajmuj¹cych siê dzia³alnoœci¹ pomocnicz¹ i pozaprodukcyjn¹. Prywatyzacja i debiut gie³dowy Zmiany organizacyjne i procesy modernizacyjne, które nast¹pi³y w spó³ce do pocz¹tku lat 90-tych ubieg³ego stulecia, nie gwarantowa³y jej przetrwania w warunkach rynkowych, a tym bardziej jej dalszego rozwoju. Wobec powy szego na pocz¹tku 1992 roku podpisano listy intencyjne pomiêdzy ZEC Wroc³aw S.A. a francusk¹ firm¹ Electricite de France (EDF) oraz belgijsk¹ firm¹ Tractebel. Efektem wspólnych prac by³ opracowany program prywatyzacji spó³ki z udzia³em strategicznych inwestorów zagranicznych. Po wielu latach odwlekania przez poszczególnych ministrów, koncepcja prywatyzacji spó³ki zosta³a ostatecznie zaakceptowana w po³owie 1999 roku. Udany debiut gie³dowy spó³ki nast¹pi³ 26 maja 2000 roku, po uprzedniej zmianie nazwy na Zespó³ Elektrociep³owni Wroc³awskich S.A. W 2001 roku wziê³a udzia³ w prywatyzacji Elektrociep³owni Zielona Góra, staj¹c siê po kilku latach jej wiêkszoœciowym akcjonariuszem. Akcjonariat Po przeprowadzonym procesie prywatyzacji na prze³omie lat 1999/2000 jednostk¹ dominuj¹c¹ najwy szego szczebla Kogeneracji S.A. zosta³a francuska Grupa EDF. Obecnie posiada ona ³¹cznie poprzez podmioty zale ne (EDF International S.A., EnBW A.G. i EC Kraków S.A.) 7 450 001 akcji spó³ki, co stanowi 50% kapita³u zak³adowego oraz daje prawo do 50% ogó³u g³osów na WZA spó³ki. W akcjonariacie spó³ki obecni s¹ tak e inwestorzy instytucjonalni - OFE PZU "Z³ota Jesieñ" posiada 1 807 070 akcji spó³ki (12.13% kapita³u zak³adowego oraz g³osów na WZA), natomiast Legg Mason Zarz¹dzanie Aktywami S.A. posiada 766 442 akcji, co stanowi 5.14% kapita³u zak³adowego oraz g³osów na WZA. W wolnym obrocie (free float) znajduje siê wiêc 4 876 487 akcji, co przy obecnej cenie gie³dowej (70 PLN za akcjê) daje kwotê 341.4 mln PLN. Struktura akcjonariatu Kogeneracji* Elektrociep³ownia Kraków S.A. 17.74% EnBW AG 15.59% OFE PZU "Z³ota Jesieñ" 12.13% EDF International S.A. 16.67% Legg Mason Zarz¹dzanie Aktywami S.A. 5.14% Pozostali 32.73% ród³o: S.A.; * liczba akcji jest równa liczbie g³osów 16
Przedmiot dzia³alnoœci Podstawowym przedmiotem dzia³alnoœci (dzia³alnoœæ koncesjonowana) Grupy Kapita³owej S.A. jest wytwarzanie, dystrybucja i obrót ciep³a oraz energii elektrycznej. Dzia³alnoœæ dodatkowa obejmuje z kolei sprzeda ubocznych produktów spalania wêgla kamiennego (popió³, u el) oraz przeprowadzanie specjalistycznych remontów, monta y i modernizacji urz¹dzeñ energetycznych i przemys³owych. Oprócz tego podmioty z Grupy prowadz¹ dzia³alnoœæ uzupe³niaj¹c¹, niezwi¹zan¹ z podstawow¹, która koncentruje siê na produkcji ogrodniczej (PPO Siechnice) oraz prowadzeniu autoryzowanego serwisu aut osobowych (ECeAuto). Produkcja Podstawowa dzia³alnoœæ Grupy prowadzona jest w trzech zak³adach produkcyjnych we Wroc³awiu (EC Wroc³aw), Siechnicach ko³o Wroc³awia (EC Czechnica) oraz w Zielonej Górze (EC Zielona Góra). Produkcja w EC Wroc³aw odbywa siê w trzech blokach ciep³owniczych: bloku nr 1 o mocy elektrycznej 55 MW i mocy cieplnej 116 MW, który sk³ada siê z turbogeneratora oraz kot³a parowego; bloków nr 2 i nr 3 (dwa turbogeneratory i dwa kot³y parowe) o mocy elektrycznej 104 MW i mocy cieplnej 208 MW ka dy. Wymienione trzy bloki sk³adaj¹ siê na maszynowniê i kot³owniê podstawow¹. Oprócz tego EC Wroc³aw ma do dyspozycji dwa kot³y wodne w kot³owni szczytowej o mocy cieplnej 140 MW ka dy, które wykorzystywane s¹ tylko w okresach maksymalnego zapotrzebowania na ciep³o. Produkcja w EC Czechnica odbywa siê w dwóch turbozespo³ach o mocy elektrycznej 50 MW i mocy cieplnej 123.5 MW ka dy. Najnowoczeœniejsze urz¹dzenia w ca³ej Grupie zainstalowano w EC Zielona Góra. Podstawowym Ÿród³em wytwórczym jest tutaj blok gazowoparowy o mocy elektrycznej 198 MW i mocy cieplnej 135 MW, na który sk³adaj¹ siê: turbina gazowa, turbina parowa oraz kocio³ odzyskowy. Produkcjê ciep³a i energii elektrycznej w EC Zielona Góra uzupe³nia blok wêglowy o mocy elektrycznej 23.4 MW i mocy cieplnej 187 MW. W jego sk³ad wchodz¹: 4 kot³y parowe, 2 turbogeneratory (jeden pe³ni tylko funkcjê awaryjn¹) oraz 3 kot³y wodne, które wykorzystywane s¹ w okresach zwiêkszonego zapotrzebowania na ciep³o. ¹cznie trzy elektrociep³ownie wchodz¹ce w sk³ad Grupy posiadaj¹ moc elektryczn¹ 584 MW oraz moc ciepln¹ 1381 MW. Stanowi¹ one centralne Ÿród³a ciep³a dla Wroc³awia, Siechnic i Zielonej Góry w zakresie pokrycia potrzeb na ogrzewanie, ciep³¹ wodê u ytkow¹ i ciep³o technologiczne oraz Ÿród³a energii elektrycznej, stanowi¹ce czêœæ krajowego systemu elektroenergetycznego. Oprócz produkcji podstawowej, Grupa prowadzi równie produkcjê ogrodnicz¹ na ³¹cznym areale 29 ha. Na powierzchni 24 ha uprawiane s¹ warzywa pod os³onami (szklarniane), z roczn¹ wydajnoœci¹ ok. 9 tys. ton pomidorów oraz 2.5 tys. ton ogórków. Na pozosta³ym areale 5 ha spó³ka zajmuje siê hodowl¹ kwiatów oraz sadzonek kwiatów o rocznej wydajnoœci ok. 7 mln sztuk. Struktura kosztów rodzajowych ZEW Kogeneracji i EC Zielona Góra Amortyzacja Koszty remontów Koszty pracy Us³ugi obce Koszty paliwowe Akcyza Pozosta³e koszty 18% 8% 1% 11% 6% 17% 6% 8% 8% 5% 6% 9% 43% 54% ród³o: S.A. 17
Struktura kosztów rodzajowych ZEW Kogeneracji i EC Zielona Góra Koszty sta³e Koszty zmienne 48% 52% 35% 65% ród³o: S.A. Koszty rodzajowe Blisko 90% kosztów rodzajowych Grupy generowana jest w ramach prowadzenia podstawowej dzia³alnoœci przez dwa podmioty ZEW S.A. (EC Wroc³aw oraz EC Czechnica) oraz Elektrociep³owniê Zielona Góra S.A. (EC Zielona Góra) i dlatego na nich skoncentrujemy nasz¹ uwagê. Podstawowym sk³adnikiem kosztowym w obydwu w/w podmiotach jest paliwo energetyczne, przy czym w przypadku ZEW stanowi ono ok. 48% kosztów rodzajowych, a w przypadku EC Zielona Góra ok. 54% kosztów rodzajowych. Kolejn¹ znaczn¹ pozycjê kosztów stanowi¹ koszty pracy i amortyzacja. Dla elektrociep³owni wroc³awskich ich udzia³ w ogóle kosztów wynosi odpowiednio: 18.4% i 11% (dane za 2008 rok), a dla elektrociep³owni zielonogórskiej - 8.4% i 16.7% (dane za 2008 rok). Rozpatruj¹c strukturê kosztów pod wzglêdem elastycznoœci, to lepiej prezentuje siê EC Zielona Góra, w przypadku której koszty sta³e stanowi¹ jedynie 35% ca³oœci kosztów (w ZEW Kogeneracji blisko 50%), a koszty zmienne 65%. Pozosta³e 10% kosztów rodzajowych ca³ej Grupy dotyczy g³ównie spó³ek: ZEC Service oraz PPO Siechnice. Podstawowe surowce Podstawowym surowcem zu ywanym przy produkcji ciep³a i energii elektrycznej w elektrociep³owniach, nale ¹cych do Grupy Kapita³owej S.A., jest wêgiel kamienny - mia³ energetyczny MIIA. Jest to podstawowe paliwo zu ywane w EC Wroc³aw i EC Czechnica (ok. 90% kosztów paliwa) oraz paliwo uzupe³niaj¹ce w EC Zielona Góra (ok. 5% kosztów paliwa). Wed³ug naszych szacunków Grupa zu ywa rocznie ponad 700 tys. ton tego surowca. Drugim pod wzglêdem wa noœci paliwem jest gaz ziemny zaazotowany (podgrupa LW - stare oznaczenie to GZ 41.5), który stanowi podstawowe paliwo bloku gazuparowego w EC Zielona Góra (ok. 95% kosztów paliwa). Szacujemy, i rocznie Grupa zu ywa ponad 300 mln m 3 gazu ziemnego. Uzupe³nieniem surowców wykorzystywanych w procesie produkcji ciep³a i energii elektrycznej jest biomasa, której udzia³ w strukturze kosztów paliw systematycznie wzrasta. Szacujemy, i w 2008 roku biomasa odpowiada³a za ok. 10% kosztów paliw w ZEW S.A. G³ówni dostawcy G³ównym dostawcom Grupy jest Przedsiêbiorstwo Handlowo-Us³ugowe Energokrak Sp. z o.o., podmiot z Grupy EDF, który odpowiada za dostawy paliw produkcyjnych (wêgla i biomasy) do elektrowni i elektrociep³owni z Grupy EDF w Polsce. Podmiot ten odpowiada praktycznie za ca³oœæ dostaw wêgla energetycznego i biomasy do trzech elektrociep³owni z Grupy Kapita³owej S.A. Wêgiel pochodzi g³ównie z polskich kopalñ nale ¹cych do Kompanii Wêglowej S.A. Skoncentrowanie zakupów wêgla i biomasy przez jeden podmiot dla wszystkich elektrowni i elektrociep³owni z Grupy EDF w Polsce pozwala uzyskiwaæ korzystne ceny zakupu tych surowców. Jedynym dostawc¹ gazu ziemnego do Grupy jest niekwestionowany monopolista na polski rynku - PGNiG S.A. Gaz dostarczany jest ze z³ó zlokalizowanych w województwie lubuskim, niedaleko Zielonej Góry (z³o e Koœcian) na podstawie wieloletniej umowy zawartej z PGNiG S.A. na pocz¹tku 2001 roku (cena gazu jest rokrocznie indeksowana wskaÿnikiem wzrost cen). 18
Podmiotowa struktura sprzeda y Kogeneracji (mln PLN) 500 400 ZEW ZEC Service Pozosta³e EC Zielona Góra (razem z ZEC) PPO Siechnice 300 200 100 0 2006 2007 2008 ród³o: Opracowanie w³asne na podstawie raportów okresowych S.A. Struktura sprzeda y Najwiêkszy udzia³ w ³¹cznych przychodach Grupy ma jednostka dominuj¹ca - wed³ug naszych szacunków w 2008 roku wyniós³ on ponad 53%. Druga w kolejnoœci jest EC Zielona Góra (³¹cznie z ZEC Sp. z o.o. przejêtym w I kw. 2009 roku) z udzia³em na poziomie 34%, a trzecie PPO Siechnice z udzia³em ponad 5%. Reszta przypada na spó³ki: ZEC Service oraz VKN Polska. Natomiast pod wzglêdem oferowanych produktów najwiêkszy udzia³ w obrotach Grupy maj¹ przychody ze sprzeda y energii elektrycznej (wed³ug naszych szacunków ok. 47% w 2008 roku). Znaczny wk³ad ma te sprzeda i dystrybucja ciep³a (ok. 31%). Oddzielenie potraktowaliœmy przychody ze sprzeda y certyfikatów (zielonych, czerwonych i ó³tych), chocia s¹ one oczywiœcie zwi¹zane ze sprzeda ¹ ciep³a i energii elektrycznej - ich udzia³ w przychodach Grupy wynosi blisko 9%. Za oko³o 5% odpowiada sprzeda produktów ogrodniczych, natomiast na sprzeda pozosta³ych produktów i us³ug przypada pozosta³e 8%. Naszym zdaniem w kolejnych latach wzrasta³ bêdzie udzia³ przychodów ze sprzeda y energii elektrycznej i ciep³a oraz zwi¹zanych z nimi certyfikatów. Œwiadectwa pochodzenia energii Œwiadectwa pochodzenia energii elektrycznej, czyli tzw. certyfikaty, odgrywaj¹ coraz wiêksz¹ rolê w wynikach finansowych Kogeneracji. Pierwsze przychody ze sprzeda y zielonych certyfikatów Grupa zanotowa³a jeszcze w 2006 roku, ze sprzeda y czerwonych certyfikatów - w lipcu 2007 roku, natomiast ze sprzeda y ó³tych certyfikatów dopiero w roku ubieg³ym. O ile jeszcze w 2006 roku udzia³ przychodów ze sprzeda y certyfikatów w przychodach Grupy by³ œladowy, to w roku ubieg³ym wyniós³ blisko 9%, a wartoœciowo 72.1 mln PLN. W 2008 roku, wed³ug naszych szacunków, ponad po³owa przychodów ze sprzeda y certyfikatów Przychody Kogeneracji ze sprzeda y certyfikatów (mln PLN) 80 70 Zielone certyfikaty Czerwone certyfikaty ó³te certyfikaty 60 50 40 30 20 10 0 2006 2007 2008 ród³o: Opracowanie w³asne na podstawie raportów okresowych S.A. 19
Grupy pochodzi³a ze sprzeda y ó³tych certyfikatów, oko³o 30% - ze sprzeda y czerwonych certyfikatów, a pozosta³e 20% - ze sprzeda y zielonych certyfikatów. S¹dzimy, i wobec prowadzonych i planowanych nowych inwestycji podmiotów z Grupy w rozwój produkcji energii odnawialnej i w skojarzeniu z ciep³em wolumen sprzeda y certyfikatów bêdzie w najbli szych latach systematycznie wzrasta³. Uprawnienia do emisji CO 2 Zgodnie z Krajowym Planem Rozdzia³u Uprawnieñ do emisji CO 2 na lata 2008-2012, który zosta³ opublikowany w Dzienniku Ustaw w listopadzie 2008 roku, Grupa otrzyma³a ³¹cznie o blisko 25% mniej uprawnieñ w porównaniu do pierwszego planu na lata 2005-2007. W przypadku EC Wroc³aw i EC Czechnica przydzia³ roczny na lata 2008-2012 wynosi ³¹cznie 1.6 mln ton CO 2 (-25.8% w stosunku do lat 2005-2007), natomiast w przypadku EC Zielona Góra - 0.6 mln ton CO 2 (-20.8% w stosunku do lat 2005-2007). O ile przydzia³ uprawnieñ dla EC Zielona Góra jest, naszym zdaniem, wystarczaj¹cy, to w przypadku elektrociep³owni wchodz¹cych w sk³ad ZEW bêdzie zmuszona do zwiêkszenia udzia³ów biomasy w ogóle paliw wykorzystywanych do wytwarzania ciep³a i energii elektrycznej, aby unikn¹æ dokupywania uprawnieñ na rynku. Na chwilê obecn¹ ZEW uzyska³a zgodê na wykorzystywanie uprawnieñ z przysz³ych lat i jednoczeœnie prowadzi inwestycje, maj¹ce na celu zwiêkszenie spalania biomasy. W konsekwencji ma to pomóc spó³ce co najmniej w zbilansowaniu rzeczywistej emisji CO 2 z wielkoœci¹ wynikaj¹c¹ z przyznanych uprawnieñ w ca³ym okresie 2008-2012. W roku 2006 przychody ze sprzeda y uprawnieñ do emisji CO 2 w ramach ca³ej Grupy wynios³y 15.3 mln PLN (praktycznie ca³oœæ z ZEW ), a w roku 2007 wzros³y do poziomu 31.8 mln PLN (60% z ZEW i 40% z EC Zielona Góra). W 2008 roku Grupa nie uzyska³a adnych przychodów ze sprzeda y CO 2, gdy uprawnienia do emisji dwutlenku wêgla na lata 2008 i 2009 zosta³y wydane na rachunki dopiero 2 kwietnia br. W najbli szych latach nie nale y oczekiwañ du ych przychodów ze sprzeda y nadwy ek uprawnieñ. Sprzeda eksportowa Zdecydowan¹ wiêkszoœæ przychodów ze sprzeda y Grupa osi¹ga na rynku krajowym. Jedynie niektóre uboczne produkty spalania paliw energetycznych s¹ sprzedawane na rynkach Unii Europejskiej (przede wszystkim na rynku niemieckim) oraz ok. 15% sprzeda y produktów ogrodniczych (g³ównie na rynku czeskim i szwajcarskim). Dodatkowo, ZEC Service, podmiot z Grupy, sprzedaje elementy taboru kolejowego na rynku szwajcarskim. Szacujemy, e ³¹czny udzia³ sprzeda y eksportowej nie przekracza kilku procent ³¹cznych przychodów ze sprzeda y Grupy. Nie s¹dzimy równie, aby w najbli szych latach udzia³ ten wzrós³. Przydzia³ uprawnieñ do emisji CO2 dla Kogeneracji (mln ton) 4.0 3.5 EC Wroc³aw EC Czechnica EC Zielona Góra 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 ród³o: Opracowanie w³asne na podstawie raportów okresowych S.A. 20
Dystrybucja Jedynym podmiotem z Grupy odpowiadaj¹cym za dystrybucjê by³a firma Zielonogórska Energetyka Cieplna Sp. z o.o., która odpowiada³a za dystrybucjê ciep³a sieciowego w Zielonej Górze i okolicach. Po przejêciu tej firmy przez EC Zielona Góra 1 kwietnia br. bêdzie ona dzia³aæ w ramach EC Zielona Góra jako zak³ad dystrybucji ciep³a. G³ówni odbiorcy G³ównym odbiorc¹ ciep³a wyprodukowanego w EC Wroc³aw i EC Czechnica jest firma Fortum Power and Heat Polska Sp. z o.o. Oddzia³ we Wroc³awiu, która pokrywa oko³o 62% zapotrzebowania gminy Wroc³aw na ciep³o. Firma ta dzia³a z ZEW S.A. na zasadzie koegzystencji - jedna bez drugiej nie jest w stanie prowadziæ dzia³alnoœci podstawowej. Z kolei, odbiorc¹ prawie ca³oœci energii elektrycznej i certyfikatów wytworzonych w podmiotach z Grupy jest przedsiêbiorstwo obrotu energi¹ elektryczn¹ i prawami maj¹tkowymi Everen Sp. z o.o., nale ¹ce do Grupy EDF. Przejê³o ono odbiór energii elektrycznej z EC Zielona Góra po ustawowym rozwi¹zaniu kontraktu d³ugoterminowego w 2007 roku, zawartego pomiêdzy PSE S.A. oraz EC Zielona Góra na pocz¹tku 2001 roku. Niemniej jednak koñcowymi odbiorcami ciep³a wyprodukowanego w elektrociep³owniach nale ¹cych do Grupy s¹ odbiorcy lokalni z Wroc³awia i Zielonej Góry oraz najbli szych okolic, wœród których dominuje budownictwo wielorodzinne (ok. 65% odbiorców). Oko³o 20% ciep³a sieciowego trafia do budynków u ytecznoœci publicznej, a 14% do zak³adów produkcyjnych i us³ugowych (reszta odbiorców to budownictwo jednorodzinne). Du a sezonowoœæ Bran a ciep³ownicza charakteryzuje siê du ¹ sezonowoœci¹. Najwiêksze przychody ze sprzeda y osi¹gane s¹ w sezonie grzewczym, czyli w okresie od wrzeœnia do kwietnia (IV i I kw.). Wy sze przychody w tym okresie zwi¹zane s¹ z rosn¹cym zapotrzebowaniem na ciep³o, które wynika z sezonowego spadku temperatur. Wzrost wytwarzania ciep³a powoduje jednoczeœnie zwiêkszenie produkcji energii elektrycznej w procesie kogeneracji i wiêksze przychody z jej sprzeda y. Pewnym ³agodzeniem du ej sezonowoœci dzia³alnoœci podstawowej Grupy jest wy sza sprzeda w II i III kw. generowana przez PPO Siechnice. Przychody ze sprzeda y Kogeneracji wg kwarta³ów 300.0 250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 0.0 IQ IIQ IIIQ IVQ IQ IIQ IIIQ IVQ IQ IIQ IIIQ IVQ IQ IIQ IIIQ IVQ 2005 2006 2007 2008 ród³o: S.A. 21