Mija pierwszy kwartał. Nie ma ani jednej dobrej informacji dla Taurona. Jeśli do wyborów EU nic się nie zmieni to powinniśmy być świadkami nowego dołka.

Ustawa zamrażająca ceny energii to bubel. Brak rozporządzenia tylko potęguje chaos. Wszyscy grają na przeczekanie. Skutki będą opłakane. Argumenty za spadkiem:

1. Zawiązana rezerwa w 2018 może nie wystarczyć. Pojawiły się już takie głosy, że pula rekompensat nie wystarczy
2. Zamrożone ceny to utrata Klientów przez Tauron, którym kończy się umowa a Tauron nie jest OSD. Tauron dużo energii kupował na TGE.
3. Brak restrukturyzacji w sektorze Wydobycie. Tauron zaczyna importować węgiel a koszty w sektorze nie są cięte.

Szacunki na Q1 mogą być słabe.

Możesz zatrudnić sie do bankiera i relacjonować hehe

Kobierzyn jest blisko Olkusza. Może wpadniesz się przebadać ?

A co to za dziura... tam mieszkasz?

Faktycznie kolega od c.o. ma niezły talent.
Wypunktował minusy taurona idealnie.

to teraz niech jakiś utalentowany kolega wypunktuje plusy !

Wróbelki ćwierkają, że ustawa napotyka opór w Brukseli. Kampania wyborcza ministra może stracić kiełbasę za grube mld zł.
Jeśli jednak ustawa przejdzie, to złe oszacowanie rekompensat nie zwalnia budżetu z odpowiedzialności za wypłatę całości rekompensat, ale moim zdaniem na 2019 założenia są w miarę realne. Po pierwsze ustawa dotyczy sprzedawców, a więc około 130 TWh. Niektórzy mylnie przymują do wyliczeń konsumpcję (około 170 TWh). Po drugie ceny średnie na jakie się kontraktowano na 2019 to okolice 230 zł (około 70 zł/MWh wyższe r/r). To daje jakieś 9,1 mld zł różnicy na cenach. Podobnie szacuje ustawa.
Rezerwa tak w ogóle została zrobiona na wypadek, gdyby ustawa nie weszła w życie i była by strata na taryfie G w całym roku 2019 (wygrzebane w raporcie Enei). Jak ustawa wejdzie to ją rozwiążą w całości. Jak nie wejdzie to do momentu zatwierdzenia taryf przez URE odpowiednia część rezerwy przemieni się w realną stratę, a pozostałą część się rozwiąże.
Problemy ostatnie z wydobyciem to niestety siła wyższa i na problem w geologii żadna restrukturyzacja nie pomoże. Milion ton urobku mniej i efekty są oczywiste.
Z tym brakiem dobrych informacji to przesada. Wytwarzanie będzie miało dużo lepsze marże w tym roku. Trochę tego darmowego CO2 jeszcze jest, a sprawniejsze bloki działają na lepszej marży, nawet jeśli płacą za całe wyemitowane CO2.
910 gotowy w 88%. Piąty blok w Opolu mimo, że nie oddany oficjalnie, to od stycznia kręci się całkiem solidnie. Przez analogię 910 w lipcu/sierpniu powinien już coś zarabiać. Ten blok da spokojnie kilkaset mln EBITDA rocznie. Stalowa Wola pewnie ruszy w 2019 i też zacznie zarabiać. Z mojej analizy dzisiejszego komunikatu URE (https://stooq.pl/n/?f=1282310) wynika, że Tauron poza blokiem gazowym w Łagiszy, to nie planuje w wytwarzaniu konwencjonalnym nic nowego do 2032 roku (na węglu będzie nowa Ostrołęka, a pozostałe 3 GW już na ukończeniu; na gazie PGE w Dolnej Odrze i Rybniku chce wybudować 2,1 GW łącznie, Energa 700 MW w Grudziądzu; wiatr to glównie offshore, a tam Tauron nic nie działa). Jeśli to się sprawdzi, to Tauron na pewno wróci do wypłaty dywidend, a wtedy siedzę tu na lata.

Zakładam, że 910 MW wejdzie do wyników za kwartał 4. Pytanie czy wystarczy im swojego węgla czy będą się posiłkować importem. Jeśli nie poprawią wyników w Wydobyciu to będzie to sektor mocno dołujący wyniki i potencjalną dywidendę. Jeśli chaos będzie trwał to wyniki za cały 2019 będą słabe i na dywidendę będziemy musieli poczekać kolejny rok.

Co do wizyt Tchórzewskiego w Brukseli to jest coś na rzeczy bo pewni dziennikarze już otwartym tekstem o tym piszą.

Tauron awizował ostatnio chęć aktualizacji swojej strategii. Zobaczymy co wymyślą.

KOPALNIA SOBIESKI MA ZAOPATRYWAĆ W WĘGIEL NOWĄ ELEKTROWNIE. POŁOŻONA JEST OK 40 MIN OD ELEKTROWNI.WARTOŚĆ NOWEJ ELEKTROWNI OK 6 MLD ZWIĘKSZY WARTOŚĆ SPÓŁKI TAURON

Słowo klucz "ma". Tauron Wydobycie wydobył w 2018 ok 5 mln ton węgla. 910 MW będzie w podstawie i wskaźnik CF planowany jest na ok 80%. Zapotrzebowanie na węgiel wyjdzie na poziomie 2,5 mln ton rocznie. Zatem 910 MW przepali 50% swojego Wydobycia.

Czy drugie 50% wystarczy na pozostałe jednostki? Czy Sobieski wyczaruje 2,5 mln ton rocznie?

Przychody z 910 przed oficjalnym przyjęciem do eksploatacji w raportach będą obniżać CAPEX. Energia na pewno nie będzie oddawana do sieci za darmo. Efekt finansowy na poziomie cash flow będzie widoczny za kilka miesięcy (początkowo w zmniejszonych kosztach inwestycyjnych, a później po oficjalnym oddaniu we wpływach operacyjnych).
W Wydobyciu problem jest taki, że po chudych latach nie odtworzono odpowiedniej rezerwy ścian. Pojawiły się problemy z geologią i nie było czym zastąpić wypadających ścian. Z kwartału na kwartał nagle sytuacja się nie poprawi, ale to nie jest strukturalny problem, który będzie trwał.
Wydobycie ma bilansować własną konsumpcję chyba dopiero za kilka lat po oddaniu nowego szybu w Sobieskim (w 2023) i oddaniu nowego poziomu w Janinie (w 2020). Do tego czasu na pewno trzeba będzie kupować węgiel od zewnętrznych dostawców. O ile będzie to robione po cenach rynkowych, to nic strasznego się nie dzieje.
Jeśli PiS faktycznie zrealizuje program dawania socjalu na skalę, którą deklaruje, to o dywidendy ze spółek SP można być spokojnym. Z działającym 910 i Stalową Wolą i przychodami z rynku mocy Tauron na pewno będzie stać na płacenie dywidend. Chyba na każdej konferencji wynikowej pada o to pytanie i cały czas deklarują powrót do wypłat za rok 2019 (wypłata zapewne w połowie 2020).

I NIKT NIE NAPISAŁ SŁOWA O P.P.K. ZGODNIE Z USTAWĄ O P.P.K MINIMUM 40% PRZYCHODÓW MUSI BYĆ ZAINWESTOWANE W WIG 20. A TO DUŻO ZMIENI JEŚLI CHODZI O KURS TYCH SPÓŁEK

Pisał wiele razy taki jeden. Mało tego, bo w lipcu PPK ma pchnąć kurs w niebiosa. Byle tylko w lipcu nie trzeba było w niebiosa patrzyć i wsparcia tam szukać.

OOOOOOO TE WASZE WYPOWIEDZI BEZ INTERESOWANIA SIĘ GOSPODARKĄ I SPÓŁKĄ W KTÓRĄ INWESTUJECIE MNIE ZACZYNAJĄ IRYTOWAĆ. P.P.K ZGODNIE Z ZAPOWIEDZIĄ ZACZNIE WYDAWAĆ KASĘ NA PRZEŁOMIE ROKU 2019/2020 . TAK WIĘC PIERWSZE EFEKTY NIE BĘDĄ WIDOCZNE W DNIU POWOŁANIA CZYLI 1 LIPCA 2019 A DOPIERO W ROKU 2020

ZAMIAST O SPÓŁCE PISZECIE JAKIEŚ POLITYCZNE PIERDOŁY. JESTEŚCIE PSYCHICZNI CZY CO ????

Gdyby był inny rząd to byłbym spokojny o dywidendę. Przy rządach PiS i ich rozdawnictwie, będą musieli doić spółki z kasy. Pytanie czy poprzez dywidendę czy znajdą inny lepszy sposób

Jak kuleje wydobycie to lepiej tanio zaimportować i przykręcić swoje zasoby? Ja tak robie jak co mega jest tanie. Prostuję linie podaz-popyt;-D

To ciekawe jak na tym wychodzisz? Kopalnia może niczego nie wydobywać ale górnikom płacić trzeba i mnóstwo prądu do kopalni kupować. To są duże koszty które do kupowanego od ruskich węgla trzeba doliczyć.

Info z sierpnia 2018 i dotyczyło I półrocza:

Marek Wadowski: Wyniki segmentu Wydobycie są nieustannie pochodną wolumenu produkcji węgla. To co należy również zaznaczyć, to dominujący charakter kosztów stałych w tym segmencie (ok. 90% wszystkich kosztów). W I pół. 2018 r. mieliśmy do czynienia z trudnymi warunkami górniczo-geologicznymi, w szczególności na kopalni Janina. Prowadzone były również prace przezbrojeniowe, których efekt był widoczny na kopalni Sobieski, gdzie wydobycie przed rokiem było prowadzone na wzystkich trzech ścianach. Obecnie intensywnie pracujemy nad planem poprawy wydajności, a jego efekty będą widoczne w ciągu 2-3 lat. Oznacza to, że w tym okresie wyzwaniem będzie osiągnięcie wolumenów rzędu 7 mln ton.

Link: link 

Import może być ok ale w tym przypadku mamy i koszty własne i import. Jutro okaże się jaki minus(zysk netto) zanotował Tauron Wydobycie. Minus który zabiera pulę na dywidendę.

A tu link do wykresu aby zobrazować jak to wygląda. Jeśli Tauron utrzyma takie wyniki w kolejnych latach to o dywidendzie można zapomnieć.

Link: link
 

Kazdy chce kupic taniej spokojnie

O zdolności do wypłaty dywidendy będzie decydować pozytywny cash flow, a nie wynik netto zabagniony odpisami. Po oddaniu 910 odpadnie miliard inwestycji rocznie, a przyjdzie kilkaset mln z operacji. Oczywiście każda tona więcej w wydobyciu przekłada się na większą potencjalną dywidendę. Te 7 mln to ma właśnie bilansować potrzeby. Nie zgłoszenie wszystkich bloków do rynku mocy prawdopodobnie skończy się tym, że nie będzie modernizacji. Po okresie derogacji zostaną wyłączone. Na moje oko na węglu zostanie około 3GW i na taką ilość 7 mln ton węgla rocznie będzie wystarczającą ilością, ale konkrety pewnie zobaczymy dopiero w strategii.

Ciekawostka...

https://www.pse.pl/-/rynek-mocy-w-liczbach-certyfikacja-ogolna-20-2?safeargs=696e686572697452656469726563743d747275652672656469726563743d253246686f6d65

Ostatnia certyfikacja do rynku mocy na rok 2024 jest ze zgłoszonymi magazynami energii w aż 5,6 GW mocy! Baterie robią się tanie, więc spodziewałem się zgłoszeń, ale nie w takiej ilości. Teraz uwaga! Małe szanse, że PSE podłączy taką moc w ciągu paru lat w szczerym polu. Zatem spodziewam się, że to nasza energetyka zbiera szyki i będzie dokładać magazyny w istniejących przyłączach.
W Australii magazyny bateryjne święcą sukcesy. Jeden taki na 100 MW postawiony w 2017 w rok zwrócił się w 1/3. Bazując na analogicznych opłatach za moc i innych usługach sieciowych (stabilizacja sieci itp.). Nie wspominając o arbitrażu cenowym pomiędzy dolinami i szczytami. CAPEX tego magazynu to było jakieś 2 mln PLN / MW i już bije na głowę konwencjonalne moce (najtańszy gaz to 3-4 mln zł / MW). Odnosząc to do stawek na rynku mocy z kontraktem 15-letnim taki magazyn to pewny interes, a ceny baterii będą jeszcze spadać. PGE ostatnio ogłosił pilotaż w elektrowni Bełchatów. Zamierzają postawić 40 MW magazyn. Coś jest na rzeczy.

Te "magazyny energii" na 5,6 GW to ciekawy wątek. Jestem przekonany (po lekturze regulaminu rynku mocy), że definicja tego tworu jest inna/szersza niż to o czym Ty myślisz :)

Gdyby to miałyby być typowe magazyny energii (baterie) to takich 40 MW musieliby wybudować 140. Skoro biorą się do budowy jednej to mało prawdopodobne aby powstało tego 140 sztuk w kilka lat.

Być może są tam też elektrownie szczytowo-pompowe. Jednak mamy tego mało i nie widzę innej opcji poza bateriami. W kilka lat PGE postawiło dwa bloki w Opolu za 12 mld zł. Za takie pieniądze może postawić 6 GW magazynów bateryjnych. Przy obecnych stawkach na rynku mocy (3 mld / GW na 15 letni kontrakt) koszt magazynu zostanie pokryty w 150%. Koszty baterii spadają i będą spadać. Koszty energetyki konwencjonalnej rosną i będą rosnąć.
40 MW to tylko pilot. Postawią to i przetestują na żywym systemie, a potem można ruszyć na szersze wody.

ABB.

Link: link

Co do wyników i wypowiedzi Zarządu.

Capex w 2019 większy niż w 2018. Wydobycie dalej pod kreską. Rezerwa pod Ustawę jest nieaktualna. Nowych wyliczeń nie ma.

Pozytywne, że potwierdzają politykę dywidendową. Pytanie ile tego Zysku Netto będzie po 2019 :)

W aukcji na 2024 bloki węglowe mogą jeszcze startować. Tu wielkich zmian pewnie nie będzie w stosunku do 2023. Bloki węglowe pewnie położą takie ceny, żeby jeszcze rok dostać jakiegokolwiek wsparcia. Na rok 2025 już obowiązuje limit 550. Wcale bym się nie zdziwił, gdyby wtedy aukcja zamknęła się w pierwszej rundzie. Poza wieloletnimi kontraktami będzie pewnie aukcja na 10-12 GW mocy, a na widoku jest tylko kilka GW nowych bloków w gazie. Będzie ogromna luka i być może tak kalkuluje ABB. Szkoda, że nie nasza energetyka, bo 400 mln zł / GW rocznie przez 15 lat, to sowita kwota.

Wydobycie na poziomie netto będzie o wiele lepiej :). Tam już nie ma co odpisywać :).
Z ustawy wypada przemysł energochłonny. To już dobry początek. Przynajmniej zmniejsza się niepewność, co do zmieszczenia się w puli środków.
Z 910 liczą na 350 mln EBITDA w 2020 roku. To daje jakieś 50 zł EBITDA na MWh. Moim zdaniem to jest raczej plan minimum. Cena base na rok 2020 to 260 zł. Z tego 210 zł miałyby zjeść koszty stałe i zmienne? Chyba powinno być trochę lepiej.

jakie bagno hahahahh

Wig20 jakby szykowal sie do odbicia. Ciekawe czy pociagnie w gore waszego Taurona.