PGE - Spółki od A do Z - GPW - Forum StockWatch.pl
AD.bx ad0a2
StockWatch.pl
AD.bx ad0b
Witamy Gościa Szukaj | Popularne Wątki | Użytkownicy | Zaloguj | Zarejestruj

44 45 46 47 48 49 50 51

PGE [PGE]

AKTUALNY KURS: 7,48 zł (+1,63%) 23-08-2019 17:00
pani_monika
Dołączył: 2014-01-11
Wpisów: 57
Wysłane: 28 lipca 2017 11:07:27 przy kursie: 12,89 zł
Proszę o jakiś komentarz do Analizy Technicznej. Spółka od wielu miesięcy w trendzie bocznym. Jakie powody ?

krewa
krewa PREMIUM
Grupa: Zespół StockWatch.pl
Dołączył: 2009-05-01
Wpisów: 5 476
Wysłane: 17 sierpnia 2017 21:25:55 przy kursie: 13,92 zł
PGE - analiza techniczna na życzenie



kliknij, aby powiększyć


kliknij, aby powiększyć


Kurs akcji PGE znajduje się w umiarkowanym trendzie wzrostowym, będącym kolejnym fragmentem odreagowania bessy z lat 2014-2016. Okres od marca do lipca bieżącego roku notowania spędziły w szerokiej strefie konsolidacji, z której skuteczne wybicie miało miejsce 12 lipca. Ekipa StockWatch.pl już w czerwcu zwracała uwagę na ten walor, będący wówczas w stanie uśpienia. Pierwszym symptomem przebudzenia była linia ADX, która po kilkutygodniowym pobycie z strefie niskich wartości zaczęła zwyżkować.
Tendencja wzrostowa jest umiarkowana, ale najważniejsze, że wskaźniki oparte na wolumenie potwierdzają zwyżkę - widać to po przebiegu linii AD oraz OBV. W środę kurs akcji przełamał istotny opór, na który składały sie dwa poziomy zniesień - 38,2% bessy oraz zewnętrzne zniesienie 161,8% ruchu bocznego.
Z uwagi na wytracanie impetu zwyżki najbardziej prawdopodobnym scenariuszem jest jej kontynuacja do poziomu 15 zł a następnie przejście w fazę korekty. Najbliższe wsparcia plasuje się na poziomie 13,60 zł zaś kolejne to 12,52 zł.



Powyższa treść przez 21 dni była zarezerwowana tylko dla osób posiadających abonament.
Edytowany: 17 sierpnia 2017 23:24

krewa
krewa PREMIUM
Grupa: Zespół StockWatch.pl
Dołączył: 2009-05-01
Wpisów: 5 476
Wysłane: 8 września 2017 20:18:19 przy kursie: 13,29 zł
PGE - analiza techniczna

Sytuacja techniczna na wykresie PGE była omawiana w połowie sierpnia, warto jednak odświeżyć spojrzenie. Kurs zgodnie z prognozą sięgnął poziomu 15 zł i następnie przeszedł w faze korekty. Podaż przełamała linię wzrostów i jest na dobrej drodze do sprowadzenia notowań do najbliższej strefy wsparcia 12,2-12,68 zł. Na wskaźnikach obowiązują sygnały sprzedaży, więc gracze nie mają najmniejszych powodów do angażowania się w obronę notowań na obecnym etapie. W tej sytuacji nie pozozstaje nic innego, niż bierna obserwacja.


kliknij, aby powiększyć


Jeżeli spojrzymy na wykres w szerszym horyzoncie czasowym, to możemy dostrzec niepokojący układ. Wzrosty, które rozpoczęły się w grudniu ubiegłego roku potknęły sie na zniesieniu 50 proc. bessy a wyprowadzone w tym okresie dwie fale wzrostowe są identyczne. Wygląda to na 3-falową korektę spadków i możliwość powrotu do tendencji spadkowej, jednak na chwilę obecną nie ma przesłanek do realizacji tego scenariusza.


kliknij, aby powiększyć


pani_monika
Dołączył: 2014-01-11
Wpisów: 57
Wysłane: 1 grudnia 2017 22:25:08 przy kursie: 11,88 zł
Coś ta nasza analizę szlak trafił i typowy trend spadkowy oceniam że będziemy testować poziom 10 zł

kokospl
Dołączył: 2010-08-07
Wpisów: 1 160
Wysłane: 2 grudnia 2017 10:09:53 przy kursie: 11,88 zł
Przy cenie 10 to P/E bedzie na poziomie 4.5 a trzeba miec na uwadze ze w przyszłym roku zyski powinny byc jeszcze większe dzieki ostatniej akwizycji...

anty_teresa
anty_teresa PREMIUM
Grupa: Zespół StockWatch.pl
Dołączył: 2008-10-24
Wpisów: 9 698
Wysłane: 5 grudnia 2017 16:54:21 przy kursie: 11,90 zł
Elektryka piniądź nie tyka – omówienie sprawozdania finansowego GK PGE po 3 kw. 2017 r.


Przychody PGE wyniosly w 3 kw. (dalej 3q) 6,07 mld zł i były o 12 proc. (824 mln zł) niższe r/r. Za to przychody zagregowane po 3 kw. (dalej 3Q) wyniosły 16,69 mld zł i spadły o 19 proc. (3,87 mld zł). Taki spadek w pierwszej chwili może robić wrażenie na osobach które nie znają rynku i związanych z nim regulacji. Otóż od tego roku spółki wytwarzające energię mają znacznie mniejsze obligo do sprzedaży wyprodukowanej energii na TGE (15 proc. zamiast 80 proc.). W latach poprzednich mieliśmy niejako dublowaną sprzedaż. Segment energetyczny sprzedawał energię na TGE, a obrót tę energię z TGE kupował.

EBITDA grupy wyniosła w 3 kw. (3q) 2,66 mld zł czyli o 1,02 mld (62 proc.) więcej r/r, natomiast EBITDA po trzech kwartałach (3Q) wyniosła 6,11 mld zł, tj. o 1,32 mld zł (28 proc.) więcej r/r. I znów, wynik wygląda na pierwszy rzut oka wyśmienicie, ale tak naprawdę zbudowały go zdarzenia jednorazowe związane ze specyfiką rynku energii. Przed liberalizacją rynku energii wprowadzono mechanizmy, które miały zrekompensować utratę kontraktów długoterminowych na skutek obowiązkowej sprzedaży na giełdach – tzw rekompensaty KDT. To właśnie rozliczenia KDTów spowodowały bardzo dobre wyniki w tym roku. Po eliminacji przychodów z KDT EBITDA w 3q spadła o 4 proc. (60 mln zł), natomiast w 3Q wzrosła o 11 proc. (495 mln zł).

Grupa za zdarzenie jendorazowe uważa także przeszacowanie wartości praw majątkowych, które w tym kwartale obciążyło wynik kwotą 57 mln zł. W raporcie czytamy, że:

Cytat:
W bieżącym okresie Grupa objęła odpisem aktualizującym prawa majątkowe o wartości 37 mln PLN, które nie zostały zapisane na rachunku i w stosunku do których zostały we wrześniu 2017 roku wydane decyzje URE o zawieszeniu postępowania w sprawie wydania tych świadectw. Dodatkowo utworzono odpis aktualizujący w wysokości 20 mln PLN ze względu na obniżenie opłaty zastępczej, która jest bazą do wyceny części wytworzonych praw majątkowych. Odpis aktualizujący w łącznej wartości 57 mln PLN pomniejszył przychody ze sprzedaży.


Kwestia praw majątkowych jest tak naprawdę bardzo ciekawa. Prawo do otrzymania świadczenia występuje w momencie generacji energii z OZE, przy czym ceną wytworzenia jest cena rynkowa albo cena umowna (powiązana często w długoterminowych umowach ze stawką opłaty zastępczej). Takie świadectwa pochodzenia grupa może sprzedawać lub podlegają umorzeniu przez własne spółki obrotu przy sprzedaży do klienta końcowego.
W 2016 r. Enea wypowiedziała umowę na zakup zielonych certyfikatów od niektórych farm wiatrowych (FW) należących do PGE, których cena zakupu uzależniona była jak mniemam od opłaty zastępczej.. W tym roku zrobiła to również ENERGA, opierając się na... braku przetargu i złamaniu prawa o zamówieniach publicznych przez samą siebie, z czego wywodzi nieważność umowy.
Pomimo tego, że Enea kwestionuje ważność umowy to PGE nie dokonała odpisów na wartości posiadanego zapasu:

Cytat:
W związku z tym, że zdaniem Grupy Kapitałowej PGE, oświadczenia o wypowiedzeniu umów przedstawione przez Enea S.A. zostały złożone z naruszeniem warunków umownych, na dzień sprawozdawczy Grupa nie dokonała przeszacowania zapasów oraz należności z tytułu dostaw i usług oraz nie utworzyła odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych.


A skoro tak to można mniemać, że świadectwa pochodzenia lądują na bilansie nadal w cenie sprzedaży do Enei, a zatem przy sprzedaży do innego odbiorcy (np. na rynku) spółka wykaże straty, chyba że wcześniej dokona ich przeszacowania.

Powtarzalny (według spółki) skonsolidowany wynik (na poziomie EBITDA) w q3 wyniósł 1,5 mld zł i był identyczny jak przed rokiem. W Q3 mamy 11 proc. wzrost, czyli dodatkowe 488 mln zł.

Do poprawy wyników (w ujęciu 3Q) przyczyniła się wyższa o 6 proc. produkcja energii, głównie konwencjonalnej. W ciągu 9 miesięcy tego roku spółka wyprodukowała 41,46 TWh z czego na OZE przypadło tylko 1,42 TWh. (0,38 TWh na 13,58 TWh w 3q). W ujęciu 9 miesięcznym przede wszystkim wzrosła produkcja w elektrowniach zasilanych węglem brunatnym, a spadła w Opolu opalanym węglem kamiennym, co ma związek z krótszymi przestojami remontowymi bloków w Bełchatowie. (W samym III kwartale produkcja była podobna r/r, ale w miksie produktowym większy udział miała generacja z węgla kamiennego, co ma znaczenie dla opłacalności produkcji)

Skorygowana o KDT EBITDA segmenty energetyki konwencjonalnej w 3Q wyniosła 2,19 mld zł i była o 128 mln zł (6 proc.) wyższa r/r. dzięki wolumenowi, większej liczbie sprzedanych świadectw pochodzenia i niższych kosztom paliw .
Za to w samym 3 kwartale (3q) EBITDA spadła o 169 mln zł. Przyczyna takiego stanu rzeczy był rozkład remontów w trakcie roku. W samym III kw. dostępność bloków produkcyjnych w szczególności na tańszej generacji brunatno węglowej była mniejsza:


kliknij, aby powiększyć


Intensywniej pracowały aktywa zasilane węglem kamiennym co przełożyło się na wzrost kosztów paliw. Na szczęście wzrost ten został zrekompensowany przez niższe koszty uprawnień do emisji CO2, ale niestety wynik jest słabszy prze niższą cenę sprzedaży i odpisy na świadectwach pochodzenia energii.

W segmencie dystrybucyjnym EBITDA w 3Q wyniosła 1,81 mld zł i była o 122 mln (7 proc.) wyższa r/r głównie za sprawą większego wolumenu sprzedaży. W samym 3q EBITDA wzrosła o 17 mln zł do poziomu 585 mln zł.

Największy postęp zrobił za to segment obrotu. EBITDA w 3Q wzrosła o 294 mln zł tj. o 92 proc. Wynika to ze zmian polityki handlowej i znacznie niższych obciążeń z tytułu świadectw pochodzenia, które w tym roku były znacznie tańsze, a to ten segment musi przedstawić je do umorzenia i świadectwa te stanowią koszt. Z tych samych powodów rósł też wynik w 3q. EBITDA w ciągu okresu czerwiec-wrzesień wyniosła 192 mln zł względem 112 mln rok wcześniej.

W przypadku jednostek energetycznych rozbijanie wyniku na segmenty i ich analiza oderwana od pozostałych segmentów nieco umowe, bo zachodzą duże sprzężenia zwrotne i synergie, czego najlepszym przykładem są świadectwa pochodzenia. Segment wytwarzania niejako produkuje te świadectwa, natomiast segment obrotu je kupuje i umarza. Wzrost cen tych świadectw jest dobry dla pierwszego, natomiast potrafi być zabójczy dla drugiego. Wyższa generacja z OZE to mniejsza sprzedaż (przy takiej samej podaży od innych odbiorców i takim samym popycie) i generacja w energetyce konwencjonalnej. Podobne relacje zachodzą oczywiście na samej cenie energii elektrycznej i jej wewnętrznym obrocie.

Wbrew temu co pokazują czasem wyniki w najniższych partiach rachunku zysków i strat działalność spółki jest dość stabilna i cały czas generuje ona bardzo duże strumienie pieniędzy, których pewnym ułomnym estymatorem jest skorygowana EBITDA:


kliknij, aby powiększyć



kliknij, aby powiększyć


Patrząc w dłuższym ujęciu widać w ostatnim czasie pewną poprawę zarówno w estymatorze EBITDA jak i na samym poziomie generowanej gotówki. Problemem jest niestety to, ze PGE przejada znaczną część wygenerowanych operacyjnie pieniędzy, przy czym przez przejadanie należy rozumieć inwestycje i remonty. Proszę zauważyć, że od 2014 r. roczne przepływy operacyjne są niższe rocznie wydatkowane w ujęciu rocznym kwoty na inwestycje.


kliknij, aby powiększyć


Wobec powyższego spółka zawiesiła wypłatę dywidend. Oczywiście inwestycje nie są niczym złym, są wręcz czymś bardzo pożądanym jeśli przekłada się to na większy zwrot. W przypadku PGE tego zwrotu nie widać. Obecnie spółka prowadzi dwie bardzo ważne inwestycje, czyli budowę nowych bloków w Opolu i Turowie. Ważne, gdyż powolutku zmniejsza się zainstalowana w grupie moc:


kliknij, aby powiększyć


Bloki w Opolu mają dać 1800 MW natomiast w Turowie 490 MW. Jak widać moc grupy PGE wzrośnie, choć możliwe, że część starych jednostek zostanie wycofana z użytkowania lub będzie utrzymywana jako rezerwa operacyjna. Można się spodziewać, że spółka poprawi swój udział w rynku energii. Ale inwestycje to nie tylko wydatki na nowe bloki, ale przede wszystkim wydatki na remonty starych. Proszę zauważyć, że w latach poprzednich spółka oddawała znaczące inwestycje, którymi właśnie były nakłady na remonty:


kliknij, aby powiększyć


Proszę zauważyć, że obecnie aktywa trwałe w budowie to 10 mld zł, natomiast tylko w ciągu ostatnich 2 lat spółka wydała na inwestycje 17,2 mld zł, a to oznacza, że część inwestycji została oddana i w zasadzie cały czas jest oddawana. W 2016 r. oddano inwestycje za 6,1 mld zł, rok wcześniej za prawie 6 mld, a w 2014 r. za ponad 4 mld zł. Oddane w ciągu ostatnich 3 zakończonych lat inwestycje za 16 mld zł nie przełożyły się niestety w ogóle na przepływy, które jak pisałem wyżej są dość stabilne. W tym miejscu pojawia się pytanie czy wszystkie inwestycje kwalifikują się jako inwestycje zwiększające wartość, czy może są to w pewnej części remonty…

Niestety ciężko jest określić jak nowe bloki faktycznie wpłyną na generowaną gotówkę, ale pozostaje mieć nadzieję, że poprawi się generowany CF operacyjny i przede wszystkim spółka uspokoi nakłady inwestycyjne, bo to głównie tutaj leży miejsce na powrót do dywidend.

W IV kwartale dojdzie do przejęcia aktywów EDF Suez, ale czy transakcja zbuduje wartość dla akcjonariuszy to naprawdę ciężko powiedzieć. Teoretycznie jest miejsce na synergie, ale w tak dużej organizacji jaką jest PGE można ich szukać niemal w nieskończoność.

W kontekście inwestycji energetycznych trzeba bacznie obserwować regulacje prawne, bo to one zdeterminują opłacalność inwestycji w nowe moce. Problem w tym, ze PGE jako największy państwowy podmiot będzie nowe moce realizował bez względu na to czy jest to uzasadnione ekonomicznie czy nie, tak żeby zapewnić bezpieczeństwo energetyczne kraju.


>> Wyceny automatyczne są tutaj
>> Więcej analiz najnowszych raportów finansowych jest tutaj

Powyższa treść przez 120 dni była zarezerwowana tylko dla osób posiadających abonament.
Edytowany: 5 grudnia 2017 17:04

norbert80
Dołączył: 2014-10-30
Wpisów: 206
Wysłane: 16 grudnia 2017 13:17:57 przy kursie: 12,17 zł
jaki wplyw na wyniki bedzie miala podwyzka cen?

www.ure.gov.pl/pl/urzad/inform...

kokospl
Dołączył: 2010-08-07
Wpisów: 1 160
Wysłane: 17 grudnia 2017 21:37:27 przy kursie: 12,17 zł
Raczej negatywny - ceny właściwie nie wzrosną, a koszty niestety tak (patrz inflacja czy ceny węgla)

anty_teresa
anty_teresa PREMIUM
Grupa: Zespół StockWatch.pl
Dołączył: 2008-10-24
Wpisów: 9 698
Wysłane: 19 marca 2018 04:00:20 przy kursie: 10,46 zł
Przebudzenie (nie)mocy – omówienie sprawozdania finansowego PGE po IV kw. 2017 r.

Spółka wydaje się raportować nienajgorsze wyniki i całą masę gotówki, jest notowana przy niskich wskaźnikach (C/Z=7,3 EV/EBITDA=4,3), a mimo to kurs znajduje się blisko historycznych minimów – jak zwykle rynek dyskontuje już zdarzenia przyszłe.

Przychody w IV kw. wyniosły 6,4 mld zł i były o 1,12 mld zł (15 proc.) niższe r/r. Spadek ten nie jest jednak istotny, bo w 2016 r. spółka znacznie więcej energii sprzedawała na TGE (a jej spółki obrotu z TGE tę energię kupowały), a tym razem sprzedaje bezpośrednio do spółek obrotu. Sama produkcja energii była o 5 proc. wyższa (15,33 TWh w 4q17 względem 14,63 TWh w 4q16), natomiast sprzedaż do klienta końcowego spadła o 3 proc. Warto jednak zwrócić uwagę, że w IV kw. spółka praktycznie nie rozliczyła już rekompensat KDT – przychody wyniosły tylko 4 mln zł względem 136 mln w IV kw. 2016 r. W całym 2017 r. rekompensaty dały 1,215 mld zł dodatkowego zysku. W 2018 roku i kolejnych rekompensat dla PGE już nie będzie, poza tymi pochodzącymi z przejętej od EDF elektrociepłowni Zielona Góra.

Wyniki nie są do końca porównywalne, gdyż od listopada w skład grupy wchodzą aktywa EDF.
Raportowana EBITDA wyniosła 1,5 mld zł i była aż o 40 proc. niższa r/r, co miało związek ze zdarzeniem jednorazowym w postaci rozwiązania rezerwy rekultywacyjnej w okresie porównywalnym na kwotę 643 mln zł oraz rozpoznaniem przychodów z KDT na kwotę 136 mln zł. W raportowanym okresie rezerwa rekultywacyjna została zwiększona o 42 mln zł, a dodatkowo rozwiązano rezerwę na prawa majątkowe (58 mln zł), która została utworzona kwartał wcześniej. Oczyszczona EBITDA wyniosła 1,59 mld zł i była o 9 proc. niższa r/r.

PGE pokazała stratę EBIT w wysokości 195 mln zł do czego przyczyniły się zdarzenia jednorazowe w postaci odpisów na aktywach trwałych. Do zera spisano wartość elektrowni Szczecin. W związku ze zmianami prawnymi dotyczącymi opłaty zastępczej z kwoty stałej na 125 proc. średnioważonej ceny zielonych certyfikatów znacząco pogorszyły się warunki sprzedaży świadectw pochodzenia do Enei. W elektrowni Szczecin pracuje dedykowany blok na biomasę oddany do użytku w 2012 r. Łączne odpisy na aktywa konwencjonalne wyniosły w 2017 r. 697 mln zł z czego 79 w trakcie 3 pierwszych kwartałów roku. Dodatkowe 133 mln odpisano z aktywów wiatrowych, prawdopodobnie głównie w związku ze zmianą definicji budowli i wyższymi podatkami od nieruchomości. Skorygowany o odpisy powtarzalny EBIT wyniósł 770 mln zł w porównaniu do 991 mln zł w IV kw. 2016 r. Mamy więc 22 proc. spadek wyniku operacyjnego.


kliknij, aby powiększyć


W zasadzie cała obniżka wyniku pochodzi od segmentu energetyki konwencjonalnej. EBITDA w IV kw. spadła z 900 mln zł do 715 mln zł. Choć sam spadek nie wydaje się duży (21 proc.) to należy pamiętać, że przez 1,5 miesiąca pracowały na ten wynik Rybnik i przejęte elektrociepłownie, które dały ekstra 185 mln zł. A zatem rzeczywisty spadek wyniku wynosi aż 41 proc. W dużej mierze obniżka ta jest efektem zmiany miksu produkcyjnego. PGE zanotowało 9 proc. spadek w generacji z węgla brunatnego, który wydobywa we własnych kopalniach, natomiast o 24 proc. wzrosła generacja z węgla kamiennego, który spółka nabywa na rynku. Wzrost ten jest spowodowany przejęciem aktywów EDF. Można szacować, że produkcja na dotychczasowych blokach węgla kamiennego w elektrowniach była o 3 proc. niższa.


kliknij, aby powiększyć


Oczywiście do spadku przyczyniła się także niższa zrealizowana cena sprzedaży. W IV kw. było to 166 zł/MWh, czyli o 1 zł mniej r/r, co przełożyło się na wynik niższy o 62 mln zł. Z tytułu niższej produkcji na starych aktywach wynik był niższy o 160 mln zł. Swoje zrobiły także wzrosty kosztów zatrudnienia – 95 mln zł.

Powtarzalny wynik segmentu OZE wzrósł ze 108 do 125 mln zł, głównie dzięki lepszej więtrzności i lepszym warunkom hydrologicznym, a także korekcie cen zielonych certyfikatów – średnia cena w kwartale wzrosła z 40 do 43 zł.

EBITDA segmentu dystrybucji spadła o 19 mln zł i wyniosła 526 mln zł, przy czym mamy w tym wyniku zdarzenia jednorazowe. EBITDA skorygowana wzrosła o 9 mln zł do poziomu 557 mln zł przy wzroście przychodów o 9 proc. Efekt wzrostu dystrybuowanego wolumenu został „zjedzony” przez wzrost kosztów pracowniczych. Skoro już jesteśmy przy segmencie dystrybucji to trzeba wspomnieć o taryfach. W 2017 r. spółka znacząco przekroczyła cele dla wskaźników SAIDI i SAIFI, ale nie ma to wpływu na taryfę na obecnie trwający rok (może mieć na taryfę w 2019 jeśli prezes URE skorzysta ze swoich uprawnień). Wygląda na to, że spółka powinna w tym roku pokazać istotny wzrost wyniku w segmencie. Wartość regulacyjna aktywów jako podstawa do kalkulacji zwrotu wyniosła 16,26 mld zł w porównaniu do 15,6 mld zł na 2017 r. Najważniejszym czynnikiem jest jednak wzrost WACC z 5,63 proc. do 6,01 proc. W sumie powinno to dać ekstra 100 mln zł.

W segmencie obrotu powtarzalna EBITDA wzrosła ze 175 mln zł do 198 mln zł, głównie za sprawą niższych kosztów umorzenia świadectw pochodzenia energii.

Przepływy operacyjne wyniosły w IV kw. 2,69 mld zł, a mimo to saldo gotówki w spółce spadło o 3,05 mld zł i wyniosło na koniec roku 2,55 mld zł. Bardzo wysokie operacyjne wpływy gotówkowe zapewniło rozliczenie końcowe dla KDT i płatność w wysokości 928 mln zł (spadek należności), natomiast spadek gotówki wynika z bardzo wysokich inwestycji – 5,8 mld zł. (Wydatki na Opole II, Budowę bloku 11 w Turowie i aktywa dystrybucyjne).

Choć na koniec kwartału dług netto spółki dość mocno wzrósł (7,6 mld zł na koniec roku i 4,2 mld zł na koniec 3 kw.), to nadal są to poziomy zupełnie akceptowalne – dług netto do EBITDA wynosi około 1.

W całym roku powtarzalna EBITDA wyniosła 6,48 mld zł i była o 5 proc. wyższa r/r. Przy takim poziomie długi i wyniku dostaniemy wskaźnik EV/EBITDAskorygowana na poziomie 4,2 czyli relatywnie niskim, a jak napisałem wyżej w niektórych segmentach wyniki mogą się w kolejnym roku poprawić. Problem w tym, że się obniżą w innych segmentach. Dynamiczny wzrost cen zielonych certyfikatów osłabi marżę w segmencie obrotu, ale kluczowe wydarzenia nastąpią w segmencie energetyki konwencjonalnej.

Z jednej strony polski parlament wprowadził do systemu energetycznego rynek mocy, który jest pewną formą wsparcia dla energetyki węglowej.

Cytat:
Rynek mocy wprowadza zatem wsparcie w postaci dodatkowego wynagrodzenia - płatności mocowych - dla źródeł wytwórczych za to, że przez określony w kontrakcie czas, w razie potrzeby, np. niedoboru energii, będą dysponować odpowiednią mocą. Czyli będą mogły dostarczyć potrzebną energię. Rząd liczy, że firmy energetyczne, dysponując takim dodatkowym źródłem dochodów będą w stanie sfinansować modernizację albo budowę nowych bloków.

www.cire.pl/item,156561,1,0,0,...

Na obecny kształt rynku mocy zgodziła się Komisja Europejska, ale jeszcze w lutym Parlament Europejski przedstawił projekt do bardzo restrykcyjnych ograniczeń czasowych:

Cytat:
Komisja zaproponowała, żeby mechanizmy mocowe, w tym rynek mocy mogły funkcjonować w UE maksymalnie przez 5 lat licząc od 2020 r., i skrócenie kontraktów mocowych do maksymalnie 1 roku. Przy tym, według stanowiska komisji ITRE w rynku mocy mogłyby tylko przez 5 lat brać udział instalacje niespełniające kryterium 550 g CO2/kWh istniejące w momencie wejścia w życie rozporządzenia, a nowe instalacje, aby móc skorzystać z rynku mocy po wejściu w życie rozporządzenia, musiałyby już to kryterium emisji spełniać. Kluczową sprawą jest jaka instalacja miałaby być uznawana za istniejącą, a jaka za nową. Komisja ITRE zaproponowała, żeby za instalację istniejącą w momencie wejścia w życie rozporządzenia uznawać taką, która wówczas będzie już produkowała komercyjnie energię elektryczną

energetyka.wnp.pl/europarlamen...

Mamy zatem projekt który eliminuje wsparcie z rynku mocy dla bloków Opola i Turowa. Oczywiście stanowisko PE będzie się ścierać z podejściem Rady UE i KE, ale widać już, że mało prawdopodobne jest aby rynek mocy utrzymał się w obecnym kształcie.

Do tego mamy dyrektywę ETS, która prawdopodobnie zostanie za chwilę przegłosowana w EU:
Cytat:
Szczyt może przesądzić o kształcie unijnej polityki klimatycznej w latach 2020-30. Na razie (do 2020 r.) wciąż obowiązuje pakiet energetyczno – klimatyczny 3x20 przyjęty w 2008. Unia zobowiązała się do 20 proc. redukcji emisji CO2 w porównaniu z 1990 r., do 20 proc. udziału odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym oraz do zmniejszenia zużycia energii o 20 proc. (ten cel jest niewiążący).
……………………………………………………………
Bruksela chce, aby do 2030 r. emisja CO2 spadła o 40 proc. Stymulować do zmian ma zmniejszanie liczby uprawnień do emisji, przez co elektrownie węglowe miałyby być mniej opłacalne. Jednocześnie Bruksela proponuje przyhamować nieco rozwój źródeł odnawialnych – ich udział do 2030 r. ma wzrosnąć tylko do 27 proc. i to bez narzucania konkretnych obowiązków na poszczególne kraje.

wysokienapiecie.pl/331-unijna-...

W 2017 r. umorzono 56 mln ton za kwotę 1,1 mld zł, przy niedoborze darmowych uprawnień na poziomie 44 mln ton, a w wyniku nowych regulacji ceny uprawnień mogą rosnąć o kilkanaście procent rocznie (prognozy spółki wykorzystane do testów na utratę wartości). To z resztą już się dzieje. W IV kw. średnia ważona notowań EUA wyniosła 7,38 EUR/t i była o 38 proc. wyższa r/r. W ostatnich dniach kontrakty przekroczyły już granicę 11 EUR/t

A to nie koniec „atrakcji” bo przecież w lipcu opublikowana została decyzja wykonawcza KE w sprawie zastosowania BAT do dużych obiektów energetycznych do 17 sierpnia 2021 r. PGE będzie to kosztowało ok. 1,9 mld zł.

Do tego dochodzi potencjalne zaangażowanie w nierentowny projekt atomowy i wysokie wydatki na ciepło zgodnie z przyjętą w grudniu strategią.

Z drugiej strony mamy oczywiście plusy, które niestety są znacznie mniejsze. Prawdopodobnie w życie wejdzie nowelizacja OZE, która przywróci definicję budowli i zmniejszy podatek od nieruchomości do rozmiarów sprzed 2017 r. Do eksploatacji wejdą też nowe bloki w Opolu i Turowie, a sama spółka chce jeszcze co najmniej zbudować FW offshore o mocy 1 GW. Trzeba tylko pamiętać, że stare bloki będą wypadać. W tym roku miał wypaść 1 blok w Bełchatowie, ale na wniosek PSE pracować będzie do końca tego roku. Jeszcze w zeszłym roku zapowiadano wyłączenie w 2019 r. kolejnego bloku, ale aktualnie będzie on pracowała przynajmniej do końca 2020 r.


>> Wyceny automatyczne są tutaj
>> Więcej analiz najnowszych raportów finansowych jest tutaj

Powyższa treść przez 120 dni była zarezerwowana tylko dla osób posiadających abonament.

Emil
Dołączył: 2008-09-29
Wpisów: 102
Wysłane: 24 marca 2018 13:56:44 przy kursie: 10,05 zł
glasses1 Kurs akcji wycenia przyszłość w tym przypadku może być tak, że rynek zakłada rozpoczęcie budowy elektrowni atomowej, ale jednocześnie już uwzględnia, że zabraknie funduszy na jej dokończenie, tak jak było z budową elektrowni w Żarnowcu.


elpremiero
Dołączył: 2017-04-13
Wpisów: 9
Wysłane: 24 marca 2018 22:02:07 przy kursie: 10,05 zł
Zabraknie czego :)?
Zainspirowałeś mnie by przyjrzeć się spółkom, które mają finansować budowę, dane finansowe pominę, bo łatwo je znaleźć.

PGE- do 2020 roku zakończą budowę/rozbudowę elektrowni Opole i Turowa. Po 2020 roku mają wybrać "opcję strategiczną". Na tą chwilę prawdopodobna jest budowa "atomówki", jak i farm morskich.
Enea- zakończyli budowę Kozienic, mają 50% w Ostrołęce (3 mld zł wg dzisiejszych wiadomości)
Energa- realizowanie budowy Ostrołęki (3 mld zł)
Tauron- budowa Jaworzna III (6 mld )
Wszystkie inwestycje zostaną zrealizowane do 2020 roku (no Ostrołęka trochę później). Z zapowiedzi Ministra, Ostrołęka ma być ostatnią dużą elektrownią węglową.
Sama "atomówka" ma kosztować około 80 mld zł i ma być podzielona na 3 etapy (rozpoczęcie w 2018, 2024 i 2029 roku, zakończenie inwestycji w 2040 roku.)

Do inwestycji ma być zaproszony Orlen, PGNiG i KGHM, dlatego jakoś o finansowanie jestem spokojny.

W którymś wyliczeniu może pojawić się błąd, ot choroba nie pomaga.

kokospl
Dołączył: 2010-08-07
Wpisów: 1 160
Wysłane: 25 marca 2018 15:41:59 przy kursie: 10,05 zł
Tylko czy budowa elektrowni jądrowej ma jakikolwiek sens ekonomiczny?
każda wzmianka o spółce która w tym projekcie ma partycypować powoduje duże spadki kursu

zbig10101
Dołączył: 2012-03-29
Wpisów: 12
Wysłane: 25 marca 2018 15:44:46 przy kursie: 10,05 zł
W obliczu dotkliwych kar za CO2, jest and czym myśleć. A na horyzoncie nowe regulacje dotyczace fotowoltaiki.

krewa
krewa PREMIUM
Grupa: Zespół StockWatch.pl
Dołączył: 2009-05-01
Wpisów: 5 476
Wysłane: 14 maja 2018 19:29:40 przy kursie: 10,30 zł
PGE - analiza techniczna

Unplugged - tak można w skrócie określić to, co się dzieje na wykresie notowań Polskiej Grupy Energetycznej. Kurs akcji nie ma określonego trendu i trzeci miesiąc juz porusza się w zakresie cenowym 9,80-10,90 zł. To właśnie górna strefa tego obszaru stanowi opór i w przeszłości wielokrotnie miała istotny wpływ na kształtowanie się wykresu (patrz niebieska strefa). Dopóki gracze nie wyciągną notowań powyżej tego przedziału, nie ma co myśleć o odrabianiu strat, spowodowanych wcześńiejszą przeceną.
W długim terminie obowiązuje trend spadkowy, co widać chociażby po układzie średnich względem siebie. Kierunek poruszania się cen w średnim terminie zależy przede wszystkim od kierunku wybicia ze strefy 9,80-10,90 zł.


kliknij, aby powiększyć


kliknij, aby powiększyć

Radek Kułajewicz
Dołączył: 2018-07-02
Wpisów: 3
Wysłane: 23 sierpnia 2018 22:41:38 przy kursie: 8,80 zł
Wyniki na prąd zmienny – omówienie sprawozdania finansowego GK PGE po II kw. 2018 r.

Walory PGE od wielu lat znajdują się w trendzie spadkowym, a ostatnie kilka kwartałów utwierdza nas w przekonaniu, iż cały sektor energetyczny jest uznany przez inwestorów za bardzo ryzykowny i nieprzewidywalny. Obecny klimat na giełdzie nie należy oczywiście do najlepszych, modne są głównie spółki z sektora gamingowego, a na pozostałych walorach trudno szukać hossy, nie mówiąc już o obrotach. Tym niemniej branża energetyczna zachowuje się jak prawdziwy „trędowaty”. Negatywne informacje są odbierane przez rynek ze zdwojoną siłą, a na pozytywne (jest ich niewiele) nie widać większej reakcji.

Oprócz PGE, blisko wieloletnich minimów cenowych oscylują kursy innych producentów energii kontrolowanych przez Skarb Państwa, a odbicia mają jedynie korekcyjny charakter. Czy jest zatem jakaś szansa na odwrócenie tych negatywnych tendencji i czy można w przecenionych akcjach największego producenta energii upatrywać jakieś długoterminowej szansy inwestycyjnej? Niektórzy analitycy, stosując podejście kontrariańskie zalecili w maju 2018 r. kupno PGE wyznaczając cenę docelową na poziomie 12,80 zł (BZWBK) oraz 12,89 zł (Dmbank). Obecna wycena implikuje wskaźniki rynkowe na relatywnie niskich poziomach: C/Z - 7,53, C/WK - 0,39 EV/EBITDA - 3,47


kliknij, aby powiększyć

Tabela 1. Wolumeny produkcyjne GK PGE S.A. - opracowanie własne na podstawie danych GK PGE

W II kw. 2018 r. produkcja energii ze wszystkich źródeł wyniosła 15,26 TWh co oznacza wzrost w stosunku do II kw. 2017 r. o 18 proc.


kliknij, aby powiększyć

Tabela 2. Wolumeny produkcyjne GK PGE S.A. - opracowanie własne na podstawie danych GK PGE

Generacja oparta na węglu brunatnym była stabilna r/r, natomiast w związku z akwizycją elektrociepłowni EDF mocno wzrosły także wolumeny w Kogeneracji – o 0,5 TWh. Elektrownie opalane węglem kamiennym wyprodukowały w II kw. 2018 r. 3,98 TWh energii co jest wartością o 73 proc. większą r/r. Wzrost to głównie efekt przejęcia elektrowni Rybnik (aktywa EDF), gdzie wyprodukowano w II kw 2018 r. 1,2 TWh.


kliknij, aby powiększyć

Tabela 3. Wolumeny produkcyjne GK PGE S.A. - opracowanie własne na podstawie danych GK PGE

Dosyć pokaźny wzrost zanotowano w segmencie produkcji ciepła. W samym II kwartale wytworzono 23,49 PJ, a to oznacza, że wolumeny I półrocza 2018 r. są wyższe niż produkcja w całym 2017 r. Oczywiście to także efekt nabycia nowych aktywów wytwórczych.
Warto zwrócić uwagę, że PGE to grupa w której produkuje się więcej niż spółka jest zdolna sprzedać klientom końcowym. Jak wspomniałem na początku, produkcja całkowita w II kw. br. wyniosła 15,26 TWh, natomiast sprzedaż do klienta tylko 10,19 TWh, choć wzrosła o 5 proc. r/r. Co więcej, spółka sprzedaje także energię poza obszar swojej dystrybucji o czym świadczy fakt, większego wolumenu sprzedaży niż dystrybucji. Oczywiście taka struktura ma wpływ na wyniki spółki, bo dystrybucja jako obszar całkowicie regulowany daje stabilne wyniki, a zatem PGE jest bardziej narażona na czynniki rynkowe niż większość spółek sektora.


kliknij, aby powiększyć

Tabela 4 Wybrane dane finansowe grupy PGE SA

Na poziomie skonsolidowanym PGE w II kw. 2018 r., zaraportowało 1.573 mln zł powtarzalnej EBITDA co oznacza wzrost o 6 proc. r/r. Zdarzenia jednorazowe obciążyły jednak wynik kwotą 112 mln zł. Złożyły się na nie rezerwa rekultywacyjna (-15 mln zł) oraz rozliczenia KDT (- 97 mln zł) w elektrociepłowni Zielona Góra.

Dla mniej biegłych w rachunkowości i branży wyjaśniam, że spółka zawiązuje rezerwę rekultywacyjną na rekultywację terenów górniczych eksploatowanych metodą odkrywkową, likwidację składowisk popiołów, a także odnowienie terenów po farmach wiatrowych. To są koszty do poniesienia w odległej przyszłości, ale zmiana szacunków tych kosztów przechodzi przez bieżący wynik. Z kolei rozliczenie KDT (kontraktów długoterminowych) to efekt historycznego kształtu rynku energii. Kiedyś spółki budowały bloki pod podpisane kontrakty na dostawy w stałej kwocie zapewniające rentowność inwestycji. Po uwolnieniu rynku w 2004 roku i obligatoryjnym zerwaniu kontraktów powstałaby „dziura” przychodowa. W związku z tym regulator niejako „dopłaca” spółce na tzw. „koszty osierocone” celem pokrycia kosztów inwestycyjnych. W związku z tym, że rozliczanie to ma skończony okres przychody z rekompensat mają charakter jednorazowy.

Wróćmy do wyników. Dosyć istotny spadek zaraportowano na poziomie zysku netto, który w II kw. 2018 r. był niższy o 35 proc. w stosunku do II kw. 2017 r. i wyniósł 346 mln zł (z 533 mln zł), a oczyszczony ze zdarzeń jednorazowych 416 mln zł, co w relacji do 561 mln zł raportowanych przed rokiem oznacza spadek o 26 proc. W omawianym kwartale widzimy także niższą marżę EBIDTA, która nie licząc zdarzeń jednorazowych spadła z 31 do 27 proc.
Niestety tłumaczenie zmian wyników na poziomie skonsolidowanym w przypadku tak skomplikowanej działalności jest zadaniem karkołomnym. Znacznie więcej widać w ujęciu segmentowym z którego następnie można próbować wyciągać ogólne wnioski.

Energetyka konwencjonalna
Przychody w segmencie wytwarzanie wyniosły 3.637 mln zł, i były wyższe o 46 proc. r/r, kiedy to zaraportowano 2.486 mln zł. Sprzedaż samej energii elektrycznej zamknęła się kwotą 3.201 mln zł co jest wartością wyższą o 40 proc. w stosunku do II kw. 2017 r. (2.178 mln zł). Największą dynamikę odnotowujemy w wytwarzaniu ciepła, w którym to uzyskano przychody w wysokości 290 mln zł w relacji do 128 mln zł raportowanych w II kw. 2017 r. Choć dzięki akwizycji przychody dynamicznie wzrosły to efekt przejęcia nie jest w pełni uwidoczniony w związku z wyższymi temperaturami w kwietniu i maju. EBIDTA w segmencie wyniosła 551 mln zł, co oznacza spadek w o 11 proc. r/r (z 620 mln zł). Trzeba jednak dodać, że w II kw. br. istotny wpływ na wynik okresu miały zdarzenia niepowtarzalne, które można szacować na ok. 112 mln zł (przede wszystkim KDT) .Powtarzalna EBITDA zwiększyła się z 612 mln zł do 663 mln zł, przy czym ok. 119 mln zł to wynik nowych aktywów w grupie.


kliknij, aby powiększyć


Niższa EBITDA na poziomie starych aktywów to oczywiście wynik szybszego wzrostu kosztów niż przychodów. Wydaje się, że wpływ na tą dynamikę po stronie kosztowej mają przede wszystkim rosnące koszty zużycia materiałów i energii. W relacji do okresu porównawczego obciążenie z tego tytułu było wyższe o 413 mln zł (77 proc. vs. 46 proc. dla przychodów), ale to dane łącznie z Rybnikiem i elektrociepłowniami. Ze sprawozdania zarządu wynika, że koszty węgla w „starej” PGE były wyższe o ok. 60 mln zł. Na zmniejszenie EBITDA „starej” PGE miały też wpływ wyższe ceny zakupu uprawnień CO2, które zabrały o ok. 40 mln zł więcej r/r.

Zatrzymajmy się chwilę przy obecnych cenach węgla dla energetyki oraz kwestii cen uprawnień do emisji CO2. Cena tony węgla PSCMI1 (węgiel dla energetyki zawodowej i przemysłowej) wyniosła w czerwcu br. 239,42 zł (10,90 PLN/GJ). Od marca 2017 r. wzrosła o 39,22 zł/t, co daje relatywny wzrost o prawie 20 proc. Takie stawki odnotowano ostatnio w lutym 2014 r. Tona drugiego rodzaju węgla wykorzystywanego w ciepłownictwie, PSCMI2 (węgiel dla ciepłowni przemysłowych i komunalnych) kosztuje obecnie 297,23 zł (12,21 PLN/GJ). Dynamikę wzrostu cen węgla wykorzystywanego przez spółkę przestawia poniższy wykres.


kliknij, aby powiększyć

Wykres nr 1. Ceny tony węgla na podstawie danych Agencji Rozwoju Przemysłu

Zakładając, iż spółka podpisuje kontrakty na dostawę cen węgla kamiennego do swoich elektrowni oraz elektrociepłowni na okres jednego roku, to możemy domniemywać, iż obecne podwyżki nie są jeszcze widoczne w obecnym kwartale a będą miały wpływ na wzrost kosztów w dalszym okresie, gdy będą podpisywane kolejne kontrakty uwzględniające wzrost cen na rynku.

Cena uprawnień CO2 wzrosła w ostatnich kwartałach kilkukrotnie, z 7,38 EUR/t w IV kw. 2017 r., do 17,38 EUR w okresie bieżącym. Choć PGE przed wzrostami cen „broni się” świadectwami zakupionymi po niższych cenach w roku ubiegłym i kontraktami na węgiel ze stałą ceną, to wzrosty z pewnością odłożą się w dłuższym terminie na wynikach. Uprawnienia są rozliczane jednak raz w roku, a obciążeniem dla wyniku są zawiązywane w trakcie roku rezerwy. Kwota zawiązanych rezerw odzwierciedla historyczny koszt świadectw planowanych do przedstawienia do umorzenia. Darmowe uprawnienia dotyczą tylko produkcji ciepła. Te związane z produkcją energii elektrycznej koncern uzyskuje w związku z realizacją zadań inwestycyjnych ujętych w Krajowym Planie Inwestycyjnym, brakującą resztę kupuje na rynku.

W bieżącym kwartale instalacje PGE wyemitowały 16,29 mln ton CO2, a spółka umorzyła uprawnienia wynikające z emisji za rok 2017 r., w sumie 70 mln Mg o wartości 1.311 mln zł.

Warto dodać, iż spółka przed zmianą cen rynkowych zabezpiecza się także szeregiem transakcji na rynku instrumentów pochodnych : forward walutowy związany z emisją CO2 (71 mln zł), SWAP towarowy (72 mln zł) i w pewien sposób może ograniczać ryzyko rynkowe.

Energetyka odnawialna
W segmencie energetyki odnawialnej przychody wzrosły do 190 mln zł, z 177 mln zł raportowanych w II kw. 2017 r., przede wszystkim na skutek wzrostu cen energii. Korzystne oddziaływanie na wyniki znajdziemy także po stronie kosztowej. Spółka zaraportowała mniejsze obciążenia w związku ze zmiana przepisów podatkowych, a konkretnie podatku od nieruchomości (zmiana definicji budowli), która pozwoliła zaoszczędzić 18 mln zł. (spółka raportuje obciążenia z tego tytułu w pozycji podatki i opłaty). W efekcie EBIDTA wyniosła w II kw. 108 mln i była o 30 mln zł (38 proc.) wyższa r/r. EO to obecnie 14 pracujących farm wiatrowych o łącznej mocy 542,7 MW, 29 elektrowni wodnych (95,8 MW) oraz 4 szczytowo-pompowe elektrownie o mocy 1,542 GW. Jak na razie w powijakach pozostaje segment fotowoltaiki – PGE dysponuje obecnie jedną farmą na górze Żar o mocy 600 kW.


kliknij, aby powiększyć


Dystrybucja
W dystrybucji przychody spadły o 128 mln zł (8 proc.), i wyniosły 1.404 mln zł. Zaraportowana EBIDTA wyniosła w II kw. 632 mln zł, i była o 5 proc. wyższa r/r. W związku z tym, że działalność dystrybucyjna jest oligopolem, to segment ten jest regulowany i charakteryzuje się względną stabilnością i przewidywalnością.
Wolumen dystrybuowanej energii jest dość przewidywalny, w związku z czym taryfa ustalana jest na podstawie godziwego podstawie zwrotu z aktywów (WACC), wartości regulacyjnej aktywów (WRA) oraz szacowanych kosztów operacyjnych. Dodatkowo wartość zależy od wysokości wskaźnika regulacyjnego i współczynnika regulacji jakościowej, określanych przez Prezesa URE. W kalkulacjach uwzględniane są także wskaźniki efektywności: SAIDI, który jest wskaźnikiem przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy w dostawie prądu, określonej w minutach oraz SAIFI będący wskaźnikiem przeciętnej systemowej częstości przerw określony w sztukach.

kliknij, aby powiększyć


Obrót
Największy spadek raportowanej EBITDA odnotowano w segmencie Obrót, gdzie wynik w II kw. 2018 r. wyniósł tylko 113 mln zł (spadek o 37 proc.). Przyczyną tak niskiego wyniku była przede wszystkim marża na sprzedaży energii elektrycznej, która spadła r/r o 66 mln zł. Spadek ten wynika z dosyć dużej zmienności cen jakie odnotowano na Towarowej Giełdzie Energii w omawianym okresie.


kliknij, aby powiększyć


Specyfika obrotu energią polega na tym, iż towar ten nie może być magazynowany i zachodzi tutaj konieczność ciągłego bilansowania popytu i podaży. PGE Obrót realizując sprzedaż do odbiorcy po ustalonej cenie, zabezpiecza takie transakcje kontraktami terminowymi. A zatem wyniki i marża nie zależą od ceny, ale spółka jest narażona na zmianę ceny kontraktu pomiędzy złożeniem oferty, a podpisaniem umowy z klientem. Biorąc pod uwagę, iż w ostatnich kilku miesiącach zmienność cen w obrocie energią powodowała nawet interwencję regulatora należy zakładać, że wyniki w tym segmencie mogą być pod presją także w kolejnych kwartałach.
Poniższy wykres przedstawia cenę energii elektrycznej uzyskiwanej w transakcjach na Towarowej Giełdzie Energii.


kliknij, aby powiększyć

Wykres nr 2 Wysokość cen prądu wg. segmentów - opracowanie na podstawie danych TGE

Inwestycje i zadłużenie
Sytuacja zadłużeniowa i płynnościowa grupy jest w miarę stabilna, ale jednak w ujęciu r/r uległa pewnemu pogorszeniu. Poziom zadłużenia netto wynosi (-) 8.201 mln zł, z kolei wskaźnik dług netto/12 mies. EBITDA kształtuje się na poziomie 1,09, co oznacza wzrost r/r o 0,48 pkt. To poziom relatywnie niski i daje duże pole manewru jeśli chodzi o zaciąganie kolejnych zobowiązań. Obecnie PGE ma nadany rating na poziomie Baa1 (Moody) i BBB+(Fitch), w obydwu przypadkach z perspektywą stabilną.

Spółka ponosi wysokie wydatki na modernizację istniejących mocy wytwórczych i budowę nowych. Największe inwestycje mają miejsce w dalszym ciągu w segmencie energetyki konwencjonalnej. Na dokończenie bloków Elektrowni Opole /5 i 6/ spółka wyda w ciągu kolejnych 2 lat ok. 2.408 mln zł, na budowę nowego w Elektrowni Turów ok. 2.190 mln zł, oraz 144 mln zł na budowę instalacji termicznego przetwarzania z odzyskiem energii. W segmencie dystrybucji PGE planuje nakłady inwestycyjne związane z majątkiem sieciowym na ok 1243 mln zł.

W omawianym okresie nakłady inwestycyjne na energetykę konwencjonalną wyniosły 984 mln zł, w tym na aktywa EDF 121 mln zł, natomiast segment dystrybucyjny pochłonął 370 mln zł. Z ogłoszonej niedawno strategii w ciepłownictwie, w którym zarząd upatruje istotnej dywersyfikacji działalności (zwróćmy uwagę, iż podobnie jak dystrybucja energii jest to sektor regulowany taryfami), możemy przeczytać, iż planowane nakłady w ciągu najbliższych dwunastu lat (2018-2030) szacowane są na kolejne 17,5 mld zł, co w zamyśle ma zwiększyć do roku 2030 r. poziom tej generacji do 50 proc.

Kapitalizacja a ryzyko
Modernizacja aktywów ma powoli spełniać wyśrubowane normy unijne (BAT) w zakresie polityki klimatycznej. Wyceny rynkowej walorów PGE nie można rozpatrywać bez uwzględnienia ambitnego i niezbędnego programu inwestycyjnego. Bloki energetyki konwencjonalnej będą wymagały coraz większych nakładów kapitałowych na ich dostosowywanie do zmieniającej się polityki dekarbonizacji w Unii Europejskiej. Stopniowe podnoszenie celów już skutkuje wzrostem cen uprawnień do emisji i jest to podstawowe ryzyko operacyjne spółki.

Kolejne istotne ryzyko stanowi dalej nierozwiązana kwestia budowy pierwszej elektrowni jądrowej, której koszt szacowany jest na sumę od 70 do 75 mld zł. Temat ten jest dosyć chaotycznie poruszany przy różnych wypowiedziach przedstawicieli Ministerstwa Energii, w tym samego ministra, a efekty tychże wywodów, tudzież tweetów, są nerwowo odbierane przez rynek. W maju br. na informację, iż PGE wcale nie musi być liderem konsorcjum odpowiadającego za tę inwestycję gracze zareagowali euforią, niestety bardzo krótkotrwałą. Póki co, na popularną „ejotkę” PGE EJ1 sp. z o.o – spółki celowej odpowiedzialnej za projekt, w której PGE ma 70 proc. udziałów, zapisano budżet w wysokości 159 mln zł, plus dodatkowe 1.121 mln zł. Niestety poziom komunikacji z rynkiem pozostawia wiele do życzenia, a brak ostatecznych decyzji i określenia sposobu finansowania projektu będzie dalej ciążył na kursie PGE i innych walorów energetycznych, które mogą być w tej (nierentowny) projekt wciągnięte przez właściciela.

Rządowa kroplówka
Przejdźmy teraz do zmian legislacyjnych, które istotnie zmieniają rynek energetyczny w Polsce i nie pozostaną obojętne dla wyników. Najważniejszą z nich jest tzw. ustawa mocowa. Drugi projekt jest na razie w fazie zapowiedzi Ministerstwa Energii – zwiększenie obliga giełdowego do 100 proc. z obecnych 30 proc., czyli sprzedaży całej energii poprzez TGE. W teorii drugi aspekt nie powinien mieć istotnego znaczenia, ale w praktyce zwiększenie płynności powinno ograniczyć zmienność cen.

Ustawa o rynku mocy ma za zadanie zapobiegać sytuacji, w której przy dużym zapotrzebowaniu na moc z jednoczesnym przeciążeniem sieci może zabraknąć prądu i doprowadzić do tzw. blackoutu. Jak groźne jest to zjawisko dla bezpieczeństwa państwa, gdzie każda dziedzina życia wymaga użycia energii elektrycznej nie trzeba nikogo przekonywać. O tym, iż polski system przesyłowy PSE jest coraz bardziej przeciążony ze względu na coraz większe zapotrzebowanie na energię, np. w ciągu ostatnich upałów, wiadomo od dawna. Ustawa „mocowa” wprowadza rozwiązanie, iż określona jednostka wytwórcza jest w tzw. dyspozycji do wprowadzenia do systemu odpowiedniej jednostki prądu oraz zobowiązaniu do jej dostawy w razie zaistnienia sytuacji zagrożenia. Przyjęte rozwiązania legislacyjne dosyć istotnie zmieniają kształt rynku energii w Polsce, który równolegle do transakcji kupna-sprzedaży jednostek będzie „pozostawał w mocy dyspozycyjnej netto” za określonym wynagrodzeniem. Już od tego roku rynek energetyczny będzie miał dwie formy działalności. Z jednej strony generację oraz transakcje kupna sprzedaży, natomiast z drugiej moc netto do dyspozycji regulatora, czyli gotowość wprowadzenia do sieci odpowiedniej ilości energii elektrycznej. W 2018 r. odbędą się trzy aukcje na okresy dostaw 2021, 2022 oraz 2023. W latach 2019 - 2025 organizowana będzie co roku jedna aukcja główna na okresy dostaw przypadające odpowiednio na lata 2024 – 2030. Po ich wyniku będziemy wiedzieli jaka wysokość opłat trafi do wytwórców energii. Na potrzeby nowych regulacji PGE zawarła umowę wewnętrzną o zarządzanie rynkiem mocy, i wystąpi w nich jako jeden podmiot. Umowa ta obejmuje PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, PGE Energia Odnawialna i PGE Energia Ciepła wraz z Elektrociepłownią Zielona Góra, PGE Toruń i ZEW Kogeneracja. Rozwiązanie to ma na celu obniżenie kosztów wprowadzania energii do systemu i ma dać optymalny efekt synergii.

Poszczególne jednostki wytwórcze, w sumie 142 podmioty o łącznej mocy 17,3 GW, uzyskały odpowiednią certyfikację i przystąpią do aukcji na dostawy mocy na lata 2021, 2022 i 2023 . Szacuje się, iż opłaty z aukcji mogą w perspektywie lat od 2021- do 2030 wygenerować dla głównych producentów energii kwotę ok. 30 mld zł, która powinna zostać przeznaczona na modernizację obecnych jednostek. Spółka szacuje, iż globalnie z rynku do 2025 r. zostaną wycofane moce wytwórcze ok.10 GW.

Drugi pomysł, czyli obligo giełdowe na poziomie 100 proc. produkcji nie jest do końca korzystne dla takiej grupy jak PGE. Z podobną sytuacją mieliśmy już do czynienia w latach 2010- 2016, kiedy to obowiązywało 85 proc. obligo giełdowe dla spółek energetycznych, które otrzymały pomoc publiczną. Uniemożliwiało to największemu wytwórcy energii „majstrowanie” przy marży na sprzedaży energii i osłabiło wyniki obrotu. Zauważmy, iż od początku 2018 r. obowiązują nowe regulacje dotyczące obliga giełdowego, które wynosi 30 proc.

Na wyniki finansowe PGE w dłuższej perspektywie czasowej będzie miał wpływ miksu energetycznego. Przy rosnących cenach węgla oraz uprawnień CO2, spółka będzie uzyskiwać coraz mniejszą marże w segmencie konwencjonalnym. Z drugiej strony możemy zaobserwować działania w którym już zamierza dywersyfikować jego źródła. Idealnie w ten projekt wpisuje się pomysł projekt budowy farm wiatrowych na Bałtyku o łącznej mocy 2,5 GW, który miałby być zrealizowany do 2030 r. Niestety na dzień dzisiejszy nie znamy dokładnych kosztów takiego przedsięwzięcia ale nieśmiało mówi się tu o kilku kolejnych miliardach złotych.

W maju zarząd, ogłosił dosyć zaskakujące, wezwanie 100 proc. akcji spółki Polenergia za cenę 16,29 zł za akcję, która jest jednym z największych prywatnych wytwórców i dystrybutorów energii, ale jej główni akcjonariusze (w tym Pani Dominika Kulczyk) odrzucili zaloty większego konkurenta. Przejęcie farm wiatrowych o łącznej mocy 434 MWh (w tym 185 MWhw fazie rozwoju) doskonale wypisywało by się w strategię dywersyfikacji miksu.



>> Wyceny automatyczne są tutaj
>> Więcej analiz najnowszych raportów finansowych jest tutaj
Powyższa treść przez 120 dni była zarezerwowana tylko dla osób posiadających abonament.
Edytowany: 28 sierpnia 2018 21:00

bankrucik
Dołączył: 2011-03-26
Wpisów: 3 789
Wysłane: 23 sierpnia 2018 22:50:36 przy kursie: 8,80 zł
kurs spada odwrotnie proporcjonalnie do kursu uprawnień do emisji CO2
Pogromca bajkopisarzy giełdowych:-)))

teraz również na twitter.com

lesgs
lesgs PREMIUM
Dołączył: 2012-07-19
Wpisów: 675
Wysłane: 24 sierpnia 2018 00:16:29 przy kursie: 8,80 zł
Ciekawe, że w zasadzie nasz system energetyczny jest traktowany w sposób izolowany od całego systemu energetycznego UE. Tak naprawdę, to ponieważ nasza giełda jest w zasadzie uzależniona od inwestorów zagranicznych, którzy generują większość obrotu, to wyznacznikiem atrakcyjności spółki energetycznej musi być jej ocena względem porównywalnych podmiotów zagranicznych. Samo porównywanie się z rynkiem krajowym, obligo i inne elementy wyceny związane z "kroplówką" państwową nie wskazują na atrakcyjność wyceny. Stąd, też uwaga @bankrucika jest jakby najbliższa wskazywanej przeze mnie rzeczywistości, bowiem wycena certyfikatów CO2 jest tym elementem "międzynarodowym" w ocenie PGE.

Jak bym był odbiorcą energii to jednak rozejrzałbym się za możliwościami zakupu energii poza Polską. Tam jest taniej i bardziej "eko". To zdaje się jest kolejne forum konfliktu z UE.

No i jeszcze farmy wiatrowe. Życzę powodzenia. Najpierw nieprawdopodobne manipulacje Rządu przepisami podatkowymi, a teraz nagle zamiar budowy mocy sięgających kilku GW. Przy braku własnej technologii, konfliktach na linii producenci - urzędy skarbowe - gminy, szykuje sie kolejna inwestycja na miarę Centralnego Portu Lotniczego, czy przekopu Mierzei Wiślanej. No, i górnikom się to na pewno nie spodoba.

Reszta to zwykła bajka zniekształcona działaniami Rządu. Kilka miesięcy temu byłem na ogłoszeniu jakiś kolejnych wyników Tauronu. To, co obecni tam panowie z Zarządu mówili nijak nie przystaje do rzeczywistości giełdowej. Przyszłość miała być świetlana i zyski znakomite. Wyszło tak, jak zwykle.

Może i moja opinia jest krańcowa lub brutalna, ale od jakiegoś czasu jestem przekonany, że sprawozdania finansowe spółek kontrolowanych przez SP mają przede wszystkim zadowolić decydentów, a nie inwestorów. Inwestorzy wiedzą swoje, i stąd gremialne spadki w tym sektorze.

Czy moje wrażenie, że polska energetyka wpadła - dzięki działaniom kilku ostatnich rządów - w pętlę błędnego koła, jest słuszne?

anty_teresa
anty_teresa PREMIUM
Grupa: Zespół StockWatch.pl
Dołączył: 2008-10-24
Wpisów: 9 698
Wysłane: 24 sierpnia 2018 09:46:06 przy kursie: 8,70 zł
I tak i nie. Niewątpliwie ze strony UE jest dążenie do dekarbonizacji - KE stawia sobie i przede wszystkim swoim członkom coraz bardziej ambitne cele i używa do tego wszystkich dostępnych narzędzi. Można albo pójść z takim trendem, albo tak jak my (w dużej części) pod prąd, co jest oczywiście działaniem nie do końca zrozumiałym.

Chęć wprowadzenia OZE była, tylko jak zwykle poszło o szczegóły. W wyniku regulacji mieliśmy nadmierny przyrost wiatraków - zbyt atrakcyjne warunki, w szczególności umów, które gwarantowały inwestorom nie dość, że stabilne ceny prądu (sprzedawca zobowiązany) to jeszcze stabilne ceny certyfikatów (umowy podpisywane w oparciu o opłatę zastępczą). Samoregulacja rynku została wiec wypaczona. Stąd jak rozumiem próby zmiany (czyli nowela OZE itp.) Nie można wykluczyć, że to także działanie celowe. Zwróćmy uwagę, że wprowadzono podatek bankowy i zaczęły się przejęcia (PEKAO). Teraz mamy niekorzystne regulacje i mówimy o przejęciu Polenergii...

Z drugiej strony mamy budowę bloków węglowych. To do pewnego stopnia można zrozumieć. Te istniejące są stare i dość wysokoemisyjne natomiast w sieci musi być przewidywalne/regulowane źródło emisji, które balansowałoby niestabilną pracę OZE. Nie do końca niestety zrozumiały jest fakt wspierania starych/wypracowanych bloków i ich modernizacja. W to miejsce powinny powstać nowe źródła OZE, albo niskoemisyjne bloki gazowe.

Same idee są więc dobre, ale niestety realizacje i wykonanie partackie.

kokospl
Dołączył: 2010-08-07
Wpisów: 1 160
Wysłane: 27 sierpnia 2018 09:39:19 przy kursie: 8,99 zł
Obecne rekordy cenowe na certyfikatach CO2 wlasciwie hamuja mozliwosci inwestycyjne spolek w tranformacje mixu energetycznego
Nie sadze zeby byla zgoda polityczna by przerzucic wyzsze koszty na konsumentow ( szkoda dla rozwoju gospodarczego ) i tym samym mamy tragiczna kondycje spolek energetycznych puke_l

le rom
Dołączył: 2010-01-20
Wpisów: 694
Wysłane: 31 sierpnia 2018 17:17:46 przy kursie: 9,00 zł
angry3
PGE => Eq=48;TA=71;S=25; EAT=2,6 mld zł.
Mamy EPS=1,4 a ubr.1,6 zł
Bariera rozwoju numer 1 -to opłaty emisyjne:
Emisje min. 0,6 kg CO2/1kWh el.
Przy produkcji => 60 TWh -wielkość emisji 40-70 mta CO2
Przy obecnej cenie /kursie/ uprawnień do emisji 10-20Eur/tCO2
która jest sztucznie sterowana z pozycji UE.- koszty zakupuuprawnień to 400-1400 mEur (tj. 2- 6 mld zł/rok)
(bez zwolnień), a więc docelowo można przewidywać wyzerowanie zysków a nawet straty, chyba że tę daninę/karę/ unijną zapłacą konsumenci.

W skali całego kraju tę kwotę należałoby przynajmniej podwoić i to tylko z tytułu produkcji energii el.( wg EU ETS ok. 130 mtaCO2)

Obecnie nasza składka do UE to ok. 15 mld zł/rok, i z roku na rok będzie wzrastać jak PKB i kurs walutowy. Emisje to dodatkowa niebagatelna kwota obciążeń i to nie jedyna.
UE daje nam /dysponuje/ teraz i może w przyszłości ogółem ok. 60 mld zł/rocznie na wyznaczone programy i projekty ale uzależnia je różnorakimi ograniczeniami .
Ostatnio mówi się o uzależnieniu politycznym od spełniania "norm" praworządności i demokracji (wg pojęć przez nią zdefiniowanych). A może wreszcie ktoś zrobiłby rzetelną prognozę bilansów strat i zysków w tym zakresie w skali całego kraju (np. na lata 2025-2050r).
Edytowany: 31 sierpnia 2018 17:59

Użytkownicy przeglądający ten wątek Gość
44 45 46 47 48 49 50 51

Nie możesz tworzyć nowych wątków.
Nie możesz odpowiadać w wątkach.
Nie możesz usuwać swoich wpisów.
Nie możesz edytować swoich wpisów.
Nie możesz tworzyć ankiet.
Nie możesz głosować w ankietach.

Kanał RSS głównego forum : RSS

Forum wykorzystuje zmodfikowany temat SoClean, autorstwa J. Cargman'a (Tiny Gecko)
Na silniku Yet Another Forum.net wer. 1.9.1.8 (NET v2.0) - 2008-03-29
Copyright © 2003-2008 Yet Another Forum.net. All rights reserved.
Czas generowania strony: 0,505 sek.

AD.bx ad3a
AD.bx ad3b
AD.bx ad3c
AD.bx ad3d