anty_teresa napisał(a):
W swoich kalkulacjach opierasz się na dzisiejszych (ok. grudniowych i styczniowych) notowaniach kontraktów na dostawy w 2025 i 2026 r., a to jest IMO błąd.
Zaczne w taki sposób - normalnie by można było o tym dyskutować, które załóżenie jest lepsze, ale są dostępne informacje bezpośrednio u źródła - czytaj od spółki.
Kontakt z IR nie jest idealny, powiedziałbym nawet, że kiepskawy, ale udało mi się kilka razy dostać odpowiedź (jak coś to polecam dzwonić, ale tutaj też sugeruje cierpliwość).
Z mojej komunikacji z IR spółki w Sierpniu:
Pytanie: Czy formuły cenowe sprzedaży energii elektrycznej do PGE implikują zmiany wartości ceny sprzedaży energii elektrycznej w ciągu roku, czy są one w jakikolwiek sposób zależne od poziomucen surowców energetycznych oraz CO2?
Odpowiedź Kogeneracji:
Ceny sprzedaży energii elektrycznej kontraktowane są z co najmniej rocznym wyprzedzeniem zarówno w zakresie e.elektrycznej jak i surowców, na uprawnienia CO2 zawierane są kontrakty forward na częściowe wolumeny z dwuletnim lub rocznym wyprzedzeniem.
Jak się popatrzy na raporty spółki to też można widzieć jak ładnie sobie kontrkatują kwartał po kwartale wolumeny CO2 na kolejne lata. W dalszej komunikacji padło stwierdzenie, że spółka sprzedaje forward ponad 90% wolumenów sprzedaży e.e. (z raportów widać, że czasem jak nie trafią z prognozą produkcji, to muszą sprzedawać E.E. odkupioną na spotach ze stratą (i nie mówie tutaj o 2023). To teoretycznie powinno zamknąć sprawę, ale zgadzam się, że nie musi być tak zupełnie pięknie, zwłaszcza w okresie zawirowań takim jak 2022 i 2023 (co też opiszę). Niemniej jednak 2025 IMHO powinien być już czasem normalizacji – dlatego stoje na stanowisku, że moje podejście jest jedynym sensownym, jeśli chce się prognozować te dalsze lata. Sam wziąłem 3 punkty w czasie, żeby zrobić jakąś średnią, a nie tylko na podstawie marżowości dla pojedynczego dnia. Mógłbym pewnie brać też starsze dane, ale nie chciałem molestować mojego kontaktu w TGE.
Jeśli nie patrzymy na kontrakty forward to mamy de fakto prognozowanie jak będzie wyglądał rynek energii za rok-dwa, a to jest wróżenie z fusów, a wtedy lepiej w ogóle nie prognozować, albo zrobić tak jak zrobiłem ja i dodać odpowiednio większy zakres niepewności.
anty_teresa napisał(a):
1. Popatrzmy na zrealizowane ceny energii przez Kogenerację w 2022 r. - Najwyższe w pekaku rynkowym, czyli w III kw 2022 r. Czy spółka zabezpieczała sprzedaż energii na 2023 r.? Być może tak, ale rozkład przychodów po kwartałach sugeruje, bardzo duży udział spotu.
2022 to jest ciekawy case, mamy generalnie ceny dla Kogeneracji SA (produkcja własna)
Q1~411 PLN/MWh, (wolumen= 421GWh), średnia spoty BASE Q1: 629 PLN/MWh
Q2~474 PLN/MWh, (wolumen= 212GWh), średnia spoty BASE Q2: 702 PLN/MWh
Q3~703 PLN/MWh, (wolumen= 135GWh), średnia spoty BASE Q3: 1126 PLN/MWh
Q4~502 PLN/MWh, (wolumen= 332GWh), średnia spoty BASE Q4: 776 PLN/MWh
Średnioważona cena base na 2022 jako średnia z kontraktów w całym 2021 to 384 PLN/MWh.
W zwykłych proporcja widzimy, że jednak jesteśmy normalnie zauważalnie bliżej cenie średniej z kontraktów forward z poprzedniego roku niż spotom, zwłaszcza, że nie wiemy jeszcze ile w miksie jest kontraktów na peak, co przesuwa ceny do góry (czyli base z 2021 na 2022 jest bliżej zrealizowanym, a spoty są dalej od zrealizowanych). Znowu, w bezpośredniej komunikacji spółka w twierdzi, że forwardowo sprzedaje przez PGE ponad 90% wolumenów, ale rozkład ilości spotów w stosunku do całego wolumenu może być różny dla różnych kwartałów. W 2022 wyprodukowali sporo więcej ciepła w Q3 niż np. w 2021 i 2023 (nie potrzebowali żadnej odsprzedaży) więc mogło być odpowiednio więcej wolnych, wcześniej niezaplanowanych wolumenów.
anty_teresa napisał(a):
2. Z danych TGE można szacować jaka jest mieszanka wolumenu i cen na dany okres - wrzuciłem ją na 1 kw. 2024 r. - w przybliżeniu to 40 proc. kontraktów na rok 2024 oraz 45 proc spotu i 12 proc. kontraktu kwartalnego. Tak kupują i sprzedają duzi gracze. Czy Kogeneracja tak kupuje i sprzedaje? Zobaczmy. Średnia cena kontraktu na dostawy w 2023 r. to 1110 zł za MWh. kalkulując na tej bazie (50 proc. spot/ 50 proc. FY) ceny rynkowe powinny wyjść 874, 826, 822 zł. A jak wyszło w KGN? - Tak: 870, 702, 650. Wiele wskazuje na to, że spółka zabezpiecza się na okresy krótsze niż rok.
Rok 2023 jest rzeczywiście ciekawy, ale IMHO nie jest reprezentatywny. Zgadzam się, że ceny nie siedzą z tym, jaką spółka twierdzi, że ma politykę hedgingową. Ceny sprzedaży w Q2 i Q3 na pewno nie odpowiadają temu jak powinny wyglądać biorąc pod uwagę kontrakty terminowe. Dla mnie tutaj jest największe ryzyko dla wyniku netto w Q4 (mi wychodzi, że powinno być ~40mln więcej yoy, ale tutaj dużo zależy od tego jaką zrealizują cenę sprzedaży E.E. Jakie powody mogą być ku temu, że ceny wyglądają jak wyglądają? Głównie optymalizacja podatkowa w grupie (po co płacić więcej za e.e. kogeneracji, jeśli by to szło stricte na podatek? Tutaj mocną wskazówką jest różnica w zrealizowanych cenach przez Zieloną Górę w 2023 i Wrocław. ZG ma wyższe zrealizowane ceny, przy czym sama spółka zabezpiecza około połowe wolumenów sama bezpośrednio TGE, no i z tych wyższych cen nic nie mają bo wszyściutko idzie na podatek. Inną możliwością mogą być e.g. problemy z realizacją wcześniej shedgowanych kontraktów (z tego co słyszałem takie sytuacje zdarzały się nierzadko, nawet w przypadkach dużych podmiotów zagranicznych), z tego też mogłyby wynikać przesunięcia wewnątrz sprzedaży przez PGE – znowu właśnie w celach optymalizacji podatkowej. Nie przekładałbym jednak tego na dalsze lata.
Ja sam kilka razy podchodziłem do IR, żeby dowiedzieć się, dlaczego ceny za Q2 i Q3 były tak niskie, no i ewidentnie nie chcieli dać jasnej odpowiedzi, także optymalizacja w ramach grupy PGE względem podatku nadzwyczajnego może być rzeczywiście czynnikiem - ale to tylko spekulacja.
anty_teresa napisał(a):
3. Ceny gazu - jasne, teoretycznie można zabezpieczać. Ale czy spółka to robi? Nie wiem. I z danych rynkowych ciężko też coś szacować. Największy odbiorca, czyli Azoty ma cenę realizacji zbliżoną do spotu. Kiedyś korzystał z dywersyfikacji i brał kilkanaście procent z Niemiec, ale parę lat temu przestał. Z resztą, skoro wszystko wskazuje na to, że spółka zabezpiecza energię na krócej niż rok, to irracjonalne byłoby zabezpieczanie cen gazu w dłuższej perspektywie.
Z danych przedstawianych przez spółke ewidentnie widać, że nie kupowała gazu po cenach spot w 2022. W 2023 ciężej ocenić, ale znowu – mówią, że zasadą jest, że zabezpieczają i strone kosztową i przychodową, wnioskowanie na podstawie 2023 jest dla mnie IMHO błędne.
anty_teresa napisał(a):
4. Pozostaje pytanie o ceny energii dla Czechnicy, bo Kogeneracja przeciwnie do ECZG sprzedaje energię do PGE, a nie na TEG. Oczywiście ceny transeferowe powinny być rynkowe, ale chyba wiemy, jak to w życiu jest - przykładów mnóstwo, poczynając od choćby oprocentowania kapitału.
Podsumowując, na wyniki i perspektywy większy wpływ mają IMO ceny spotu niż notowania kontraktów, przy czym mówimy oczywiście o CSS, a nie samym poziomie cen.
Oczywiście rozumiem, że prognozowanie przyszłości jest trudne, a kontrakty coś o niej mówią. Ale moim zdaniem mówią tylko połowę, albo mniej, bo nie znamy przyszłych spotowych CSSów. Także dla mnie Twoje podejście do sprawy jest co najwyżej drobną wskazówką, a nie czymś pewnym, czymś co spółka zabezpieczy. Czy zabezpieczenie byłoby racjonalne? Pewnie tak, ale niewiele wskazuje na to, że spółka dokonuje zabezpieczeń w takiej perspektywie.
Ja podsumowując nie zgodze się ze stwierdzeniem, że spółka najprawdopodobniej nie zabezpiecza sprzedaży w przyszłości. Takie wnioskowanie jest poparte analizą krótkiego okresu czasu, w którym wystąpiły nadzwyczajne okoliczności. Bezpośrednie twierdzenia spółki oraz analiza wcześniejszych okresów sugeruje, że spółka zabezpiecza się kosztowo i pod względem sprzedaży E.E na przyszłość. To doskonale po tym jak wyglądają zrealizowane ceny CO2 latach poprzednich. Hedging pozwolił spółce na osiąganie zysków w latach, w których inne jednostki kogeneracyjne były mocno pod wodą.
W 2023 ze względu na specjalny podatek, rezultatu sprzedaży e.e.przez PGE mogą nie być reprezentatywne w stosunku do tego, co można oczekiwać w ‘normalnych’ latach. Kontrakty na 2025 i 2026 jeśli chodzi p ceny E.E. nie sugerują wyjątkowości w tym względzie. Ponadto spółka w komunikacji jasno stwierdza, że zabezpiecza kupno i sprzedaż, a nie polega na spotach. Pod tym względem na pewno ciekawym jest, jak wyglądać będą zrealizowane ceny w 2024, w którym nie ma już nadzwyczajnego podatku, a różnica pomiędzy cenami spot oraz średnią ceną kontraktów forward jest dosyć znaczna.
Żeby nie było, że uważam, że spoty w ogóle nie będą miały znaczenia – uważam, że będą miały w 2024, bo niby nie ma informacji, że oddanie Czechnicy może być opóźnione, ale wiemy, jak to bywa z tego typu inwestycjami. Jeśli Czechnica będzie rzeczywiście otwarta na wiosne 2024, to uważam, że spora część sprzedaży E.E. będzie robiona prawdopodobnie na spotach/kwartalnych kontraktach.
anty_teresa napisał(a):
Nie zmienia to jednak ogólnej oceny, że spółka jest ciekawa.
Tu w 100% się zgadzam. Jakby nie podchodzić do sprawy, to jest tanio. Nawet jak się nałoży dyskonto dla SSP. Spółka jest co więcej handlowana z dyskontem w stosunku do dużych polskich państwowych peersów – sama będąc w dużo lepszej sytuacji finansowej, chociaż jako jedyna ma szanse na dystrybucje zysków dla akcjonariuszy.
Jak ktoś nie lubi moich wyliczeń, to polecam sobie pomodelować różne scenariusze kosztów zmiennych dla Czechnicy i węglówek w PL - które cały czas odpowiadają za gross produkcji e.e. w PL. Podpowiem: to porównanie nie wygląda różowo dla węglówek - a
z mojego modelu największą konkluzją jest, że uruchomienie Nowej Czechnicy przenosi na najbliższe lata (IMHO tak długo jak będziemy mieli znaczny udział węgla w produkcji E.E) na wiele wyższy poziom. Co więcej ten wiele wyższy poziom nie będzie tak zagrożony potencjalnym destruktywnym wpływem lagu czasowego jeśli chodzi o odzwierciedlenie rosnących kosztów CO2 na taryfy ciepła. W odórżnieniu od Starej Czechnicy i EC Wrocław, głównym produktem dla nowej jednostki będzie E.E. a nie ciepło. Po otwarciu Czechnicy mocny wzrost cen CO2 może być nawet w krótkim okresie (w długim i tak jest) korzystny dla spółki, bo rozwiera nożyce kosztów zmiennych miedzy jednostkami gazowymi i węglowymi w produkcji energii elektrycznej.