akumuluj - wycena: 21,70

Nazwa
BRE Bank Securities
Raport analityczny
22 grudnia 2005
Rafako
Budownictwo
Polska
Akumuluj
RAFA. WA; RFK.PW
Cena bieżąca
PLN 19.40
Cena docelowa
PLN 21.70
Kapitalizacja
PLN 0.34 mld
Free float
PLN 0.15 mld
(Nowa)
Rafako beneficjentem boomu
Po latach zastoju inwestycji w energetykę przyszło pierwsze ożywienie. Rafako podpisało kontrakt za 800 mln PLN na budowę kotła o mocy 833 MW oraz instalacji odsiarczania dla elektrowni Bełchatów, kontrakt na budowę instalacji odsiarczania w Pątnowie za 298 mln PLN
PLN 0.9 mln
oraz szereg innych umów. W sumie spółka posiada na trzy kolejne lata
portfel zamówień o wartości ponad 1,7 mld PLN. Mimo, iż rynek zdyskontował już częściowo oczekiwaną poprawę wyników finansowych,
49.90%
w
dalszym ciągu widzimy jeszcze potencjał wzrostu ceny akcji. Wyce5.20%
niamy jedną akcję na 21,7 PLN i w związku z tym zalecamy akumulowanie akcji Rafako.
Średni dzienny obrót (3 mies.)
Struktura akcjonariatu
Elektrim
BZ WBK AIB TFI
Pierwsze duże kontrakty w energetyce dla Rafako
Others
45.00% Po kilku latach zastoju inwestycyjnego w energetyce, w ciągu których pro-
Strategia dotycząca sektora
Koniunktura na nowe kotły dla sektora energetycznego
zaczyna się poprawiać. Zostały rozstrzygnięte pierwsze duże kontrakty na dostarczenie kotłów i instalacjI
odsiarczania. Prawie 80% zainstalowanych mocy wytwórczych ma ponad 20 lat, a zatem należy oczekiwać
dalszego ożywienia procesu inwestycyjnego. Problemem pozostaje nieuregulowana kwestia prywatyzacji
sektora, kontraktów długoterminowych KDT i brak
konsekwentnej polityki energetycznej państwa.
ducenci kotłów zredukowali moce wytwórcze, rozstrzygnięte zostały pierwsze większe kontrakty. Za 800 mln PLN Rafako dostarczy w latach 20062009 kocioł 833MW wraz z instalacją odsiarczania dla Elektrowni Bełchatów. Za 298 mln PLN wybuduje instalację odsiarczania na blokach 1-4
w elektrowni Pątnów. Zdaniem prezesa spółki, istnieje również możliwość
uczestnictwa w projekcie budowy kotła fluidalnego dla Elektrowni Łagisza.
Poza tym spółka zrealizuje szereg innych mniejszych projektów. Szacujemy, że przełoży się to w roku 2006 i 2007 na znaczące zwiększenie przychodów, a tym samym poprawę wyników finansowych.
Profil spółki
Energetyka u progu restrukturyzacji i modernizacji
Polską energetykę czeka modernizacja i restrukturyzacja. Większość producentów pozostaje w rękach państwa i wymaga prywatyzacji. Około 60%
zainstalowanych mocy ma ponad 30 lat. Tym samym elektrownie nie spełniają optymalnych norm technologicznych, produkcyjnych i ekologicznych.
Mówienie w takim kontekście o znacznej nadwyżce mocy zainstalowanych
może być sporym uproszczeniem. Po uwzględnieniu remontów bloków,
rzeczywista nadwyżka mocy może wynosić około 20%, co jest minimalnym
poziomem występującym w krajach Unii Europejskiej. Stan polskiej elektroenergetyki wymaga znacznych nakładów na rozbudowę i modernizację mocy oraz na instalacje zmniejszające emisję CO2, SO2 i NOx. Oczekujemy, że
Rafako będzie znaczącym beneficjentem tego procesu.
Rafako jest liderem na polskim i europejskim rynku
kotłów dla energetyki zawodowej i przemysłowej. Spółka dostarczyła większość mocy zainstalowanych w
Polsce. Dodatkowo działa w segmencie instalacji odsiarczania (IOS), a poprzez spółkę zależą Elwo dostarcza również elektrofiltry. Posiada rozległe doświadczenie oraz szerokie referencje w kraju i za granicą.
Ważne daty
Kurs akcji Rafako na tle WIG
Poszerzenie generalnego wykonawstwa
Rafako planuje zwiększyć zakres przeprowadzanego generalnego wykonawstwa. W chwili obecnej spółka realizuje projekty „pod klucz” w zakresie
instalacji odsiarczania. Docelowo chce rozszerzyć działalność poprzez dostarczanie całego pola kotłowego (kocioł, palniki, pompy, młyny), jak również realizację całych elektrowni „pod klucz”. Przy ocenie tych działań zachowujemy ostrożność, mimo iż widzimy tkwiący w nich potencjał zwiększenia przychodów i realizowanej marży.
20
PLN
18
16
14
12
Rafako
10
04-12-15
05-04-12
05-08-08
Krzysztof Radojewski
(48 22) 697 47 01
[email protected]
www.dibre.com.pl
WIG
05-12-04
(mln PLN)
Przychody
EBITDA
marża EBITDA
EBIT
Zysk netto
Cash earnings
P/E
P/CE
P/BV
EV/EBITDA
2003
459,2
24,6
5,4%
14,6
5,6
15,6
59,9
21,6
1,7
14,4
2004
390,0
25,7
6,6%
16,1
2,0
11,6
167,1
29,0
1,5
14,4
2005P
471,6
24,4
5,2%
14,6
5,2
15,0
64,6
22,5
1,4
13,4
2006P
843,2
47,5
5,6%
34,2
20,2
33,4
16,7
10,1
1,3
7,4
2007P
969,1
54,5
5,6%
41,3
23,5
36,7
14,4
9,2
1,3
6,2
Od 2005 wg MSSF
Dom Inwestycyjny BRE Banku nie wyklucza złożenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie
interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się na ostatniej stronie niniejszego raportu.
BRE Bank Securities
Rafako
Rafako
Wycena i rekomendacja
Wycena DCF
Wycena metodą DCF jest silne uzależniona od przyjętych założeń. Po okresie dużych
inwestycji, w ciągu najbliższych czterech lat założyliśmy spadek przychodów do poziomu około
868 mln PLN (zakończenie inwestycji w nowy blok w Bełchatowie). Największe
zapotrzebowanie na kapitał obrotowy pojawia się w pierwszych czterech latach, później
następuje jego częściowe uwolnienie. Wzrost wartości rezydualnej założyliśmy na poziomie
1%. Przy takich założeniach otrzymujemy wycenę docelową w horyzoncie 9-miesięcznym na
poziomie 21,00 PLN.
2006P
przychody
2007P
2008P
2009P
2010P
2011P
2012P
2013P
2014P
2015P
843
969
1 017
1 068
868
911
957
1 004
1 055
1 107
78,8%
14,9%
5,0%
5,0%
-18,7%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
EBIT
4,1%
34,2
4,3%
41,3
4,6%
46,5
4,7%
50,2
4,6%
40,0
4,7%
42,8
4,7%
45,3
4,8%
48,0
4,8%
50,8
4,8%
53,7
stopa podatkowa
19%
19%
19%
19%
19%
19%
19%
19%
19%
19%
podatek
6,5
7,8
8,8
9,5
7,6
8,1
8,6
9,1
9,6
10,2
NOPLAT
27,7
33,4
37,6
40,7
32,4
34,7
36,7
38,9
41,1
43,5
amortyzacja
13,2
13,2
10,7
9,7
8,9
8,4
8,4
8,4
8,4
8,4
9,0
5,5
4,0
3,2
3,2
3,2
3,2
3,2
3,2
8,4
zmiana kapitału obrotowego
-50,7
-15,2
-6,1
-6,2
23,9
-5,3
-5,5
-5,8
-6,1
-6,4
FCF
-18,7
26,0
38,2
41,0
61,9
34,6
36,4
38,3
40,3
37,1
stopa wolna od ryzyka
5,3%
5,3%
5,3%
5,3%
5,3%
5,3%
5,3%
5,3%
5,3%
5,6%
premia za ryzyko
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
zmiana
marża EBIT
inwestycje w majątek trwały i wnp
beta
koszt kapitału
10,3%
10,3%
10,3%
10,3%
10,3%
10,3%
10,3%
10,3%
10,3%
10,6%
koszt długu
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
6,5%
dług / EV
19%
17%
16%
15%
15%
14%
13%
13%
12%
11%
WACC
współczynnik dyskonta
9,6%
0,91
9,6%
0,83
9,7%
0,76
9,7%
0,69
9,7%
0,63
9,8%
0,57
9,8%
0,52
9,8%
0,48
9,8%
0,43
10,1%
0,39
DCF
-17,1
21,6
29,0
28,3
39,0
19,9
19,1
18,2
17,5
14,6
suma DCF
190,1
zdyskontowana wart. rezydualna (mln
PLN)
161,4
wzrost wartości rezydualnej
dług netto (mln PLN)
1,0%
11,5
wartość przeds. (mln PLN)
340,0
17,4
cena (PLN)
19,5
cena docelowa (PLN)
21,0
stopa wolna od
ryzyka
liczba akcji (mln sztuk)
0,8
0,9
beta
1,0
1,1
1,2
3,6%
25,5
24,5
23,7
22,9
22,2
4,6%
23,7
22,9
22,2
21,6
21,0
5,6%
22,2
21,6
21,0
20,5
20,1
6,6%
21,0
20,5
20,1
19,6
19,3
7,6%
20,1
19,6
19,3
18,9
18,6
22 grudnia 2005
1
BRE Bank Securities
Rafako
Wycena porównawcza
Z uwagi na brak bezpośrednich odpowiedników na rynku polskim posłużyliśmy się
porównaniem do spółek zagranicznych zajmujących się produkcją kotłów dla przemysłu
i energetyki oraz realizujących generalne wykonawstwo przy budowie elektrowni „pod klucz”.
Są wśród nich zarówno konkurenci jak i partnerzy Rafako. Z uwagi na większą kapitalizację
rynkową badanych spółek i znacznie szerszy zakres działalności części podmiotów, przy
wycenie Rafako założyliśmy 10% dyskonta. Ponieważ spółka posiada na kolejne lata
zakontraktowane duże projekty, do wyceny porównawczej posłużyliśmy się wskaźnikami
z roku 2006. Przypisujemy równe wagi wartościom otrzymanym przy wykorzystaniu wskaźnika
P/E i EV/EBITDA. W ten sposób otrzymujemy wycenę porównawczą w horyzoncie 9miesięcznym na poziomie 22,30 PLN.
P/E
spółka
Foster Wheeler
cena
37,6
CAP waluta
2 107
USD
2005
26,83
EV/EBITDA
2006
21,77
2005
10,59
2006
9,09
ABB Ltd
12,0
24 740
CHF
23,44
17,53
6,87
6,01
SNC Lavalin
72,6
3 658
CAD
27,79
24,44
16,02
14,34
Miura Co
3 020,0
126 127
JPY
25,84
22,26
9,25
8,49
Kvaerner
386,0
21 241
NOK
23,81
14,31
5,87
4,13
8,5
640
GBP
7,80
Spirax-Sarco
17,56
16,10
8,38
mediana
24,83
19,65
8,82
8,15
dyskonto 10%
22,34
17,69
7,93
7,33
Rafako-cena wynikowa
20,70
7,23
22,07
11,78
19,33
cena docelowa (9-mies)
22,30
7,78
23,76
12,67
20,81
Wycena końcowa i rekomendacja
Końcowa wycena jest średnią wycen uzyskanych metodami DCF i porównawczą.
Wyznaczamy ją na poziomie 21,70 PLN za akcję. Z uwagi na prawie 12% potencjał
wzrostowy, rekomendujemy akumulowanie akcji spółki.
cena
wycena DCF
22 grudnia 2005
wycena porównawcza
21,0
22,3
wycena docelowa (9-mies)
21,7
waga
50%
50%
100%
2
BRE Bank Securities
Rafako
Rynek energii elektrycznej
Polski rynek energii elektrycznej
Na koniec września 2005 roku łączna moc zainstalowana w elektrowniach w Polsce wynosiła
35,2 GW, z czego na elektrownie i elektrociepłownie zawodowe przypadało 32,6 GW.
W wyniku przeprowadzanych remontów ubytki mocy z tego tytułu wynoszą w ciągu roku 2-8
MW, wobec czego rzeczywista moc dyspozycyjna, po wyłączeniu tych wartości, wynosi około
24-30 GW. Większość planowych remontów jest przeprowadzana w miesiącach letnich, kiedy
zapotrzebowanie na energię elektryczną jest najmniejsze. Maksymalne zapotrzebowanie na
energię elektryczną w styczniu 2005 roku wynosiło 23,2 GW, przy mocy dyspozycyjnej 29,9
GW, wobec czego rzeczywista nadwyżka mocy wynosiła ponad 20%, czyli była na
minimalnym poziomie występującym w krajach EU.
Bilans energii elektrycznej w Polsce w latach 1990-2005
(w GWh)
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
Przychód
146 749
143 362
148 473
149 922
148 594
156 616
157 296
136 311
139 006
145 183
145 616
144 125
151 631
154 102
3 194
krajowa produkcja
import
10 438
4 356
3 290
4 306
4 469
4 985
Rozchód
146 749
143 362
148 473
149 922
148 594
156 616
124 711
118 134
124 143
124 691
124 243
127 160
2 614
2 761
2 789
2 601
2 249
2 284
122 097
115 373
121 354
122 090
121 994
124 876
20 558
18 075
21 037
21 375
21 659
22 052
11 478
7 157
9 663
11 035
11 537
15 146
10 560
18 071
14 667
14 196
12 814
14 310
zużycie krajowe
- na pompowanie wody w elektr.
szczytowo-pompowych
- zużycie bezpośrednie
w tym gospodarstwa domowe
eksport
Straty i różnice bilansowe
I-IX2005
124 323
22 810
Źródło: GUS, Towarzystwo Obrotu Energią
Bilans energii elektrycznej wskazuje na umiarkowany wzrost bezpośredniego zużycia energii
w latach 1990-2004. Udział gospodarstw domowych w całości zużycia kształtuje się na
poziomie około 18%, a straty i różnice bilansowe na poziomie prawie 10% całości produkcji
krajowej. Import energii elektrycznej utrzymuje się na relatywnie stabilnym poziomie, natomiast
wzrasta eksport energii. Ograniczeniem dla dalszego rozwoju handlu zagranicznego energią
elektryczną z krajami sąsiednimi są ograniczone zdolności przesyłowe w wymianie
transgranicznej. W chwili obecnej hurtowe i giełdowe ceny energii elektrycznej w Polsce są
konkurencyjne wobec cen europejskich, co uzasadniałoby eksport polskiej energii.
Średnie ceny energii na rynku giełdowym 18.11.2005
80,0
€/MWh
70,0
64,5
60,0
66,9
68,1
APX
(Holandia,
Belgia)
OMEL
(Hiszpania)
54,4
46,5
50,0
40,0
29,5
30,0
32,9
20,0
10,0
0,0
TGE
(Polska)
N OR D Pool Powernext U KPX (W lk.
(Francja)
Bry tania)
EXAA
(Austria)
Źródło: ARE
22 grudnia 2005
3
BRE Bank Securities
Rafako
Konkurencyjność cenowa sugeruje, że obecne nadwyżki mocy w Krajowym Systemie
Energetycznym mogłoby być wykorzystane do zwiększenia eksportu energii. Z drugiej strony
szacuje się, że w Polsce w ciągu najbliższych 10 lat zajdzie konieczność likwidacji około 5000
MW mocy, ze względu na wiek i wyeksploatowanie. Jedyną możliwością pokrycia rosnącego
zapotrzebowania będą inwestycje w nowe moce produkcyjne lub import energii. Wspomniane
ograniczenia w wymianie transgranicznej stanowią w tym kontekście istotną barierę rozwoju
polskiego eksportu i importu energii elektrycznej, a tym samym zwiększenia efektywności tego
rynku.
Wg danych IEA roczne zużycie energii w przeliczeniu na jednego mieszkańca Polski wynosiło
w 2000 roku 3223 kWh i jest znacznie niższe od zużycia w innych krajach (kraje rozwinięte
7645 kWh, Niemcy 6682 kWh, Hiszpania 5250 kWh, Czechy 5694 kWh). Konsumpcja energii
elektrycznej jest skorelowana ze wzrostem gospodarczym, dlatego można oczekiwać, iż
w Polsce będzie ona się zwiększać wraz ze wzrostem zamożności społeczeństwa. Wg
prognoz IEA, zużycie energii elektrycznej w Polsce w przeliczeniu na mieszkańca do 2030
roku wzrośnie w zależności od rozwoju gospodarczego do poziomu 5600-6700 kWh rocznie,
czyli o ponad 70%. Poniżej przedstawiamy również prognozy zapotrzebowania Polski na
energię elektryczną przyjęte przez rząd przy sporządzaniu „Polityki energetycznej Polski do
2025 roku”.
Według złożeń przyjętej polityki energetycznej państwa, zapotrzebowanie na energię finalną
do 2025 roku wzrośnie o 48-55%, a na energię elektryczną o 80-93%. Zapotrzebowanie na
energię elektryczną będzie wzrastać, przy czym przyrosty te będą wyższe w drugim
dziesięcioleciu. W projekcjach założono również spadek energochłonności i elektrochłonnosci
PKB do odpowiednio 50% i 60% obecnego poziomu, który jest prawie 3-krotnie wyższy od
średniej w Unii Europejskiej. W zależności od wariantu rozwoju zmieni się również procentowe
zapotrzebowanie na poszczególne nośniki energii. Prognozę zapotrzebowania na energię
przedstawiono w czterech wariantach, z których za najbardziej prawdopodobny uznaje się
wariant podstawowy węglowy i gazowy oraz efektywnościowy. Każdy z nich ma swoje wady
i zalety, które zostały zestawione poniżej.
Warianty projekcji zapotrzebowania na energię w Polsce do roku 2025
istota
plusy
minusy
Wariant
traktatowy
uwzględnia postanowienia traktatu
akcesyjnego (7,5% udział energii
elektrycznej ze źródeł odnawialnych,
5,75% udziału biopaliw w ogólnej
sprzedaży benzyn, ograniczenie emisji
całkowitej z dużych obiektów spalania)
-
wymaga ogromnych
nakładów
finansowych na
inwestycje
proekologiczne w
latach 2005-2008
wariant
podstawowy
węglowy
modyfikacja wariantu traktatowego,
polegająca na przesunięciu terminu
redukcji emisji z dużych obiektów
spalania z roku 2012 na rok 2020
tańszy w realizacji
od wariantu
podstawowego
gazowego
wariant
podstawowy
gazowy
modyfikacja wariantu węglowego utrzymanie produkcji energii elektrycznej
z węgla na obecnym poziomie, a
paliwem do produkcji dodatkowych
niezbędnych ilości energii elektrycznej
ma być przede wszystkim gaz ziemny
zapewnia większy
stopień
dywersyfikacji
zaopatrzenia kraju
w paliwa
stwarza większe
uzależnienie
importowe od
dostawców
surowców
niższe zużycie
energii i niższy
poziom emisji
zanieczyszczeń
przeznaczenie
znacznych funduszy
na poprawę
efektywności zużycia
energii
spełniający takie same kryteria
ekologiczne jak warianty Podstawowe,
jednak zakładający uzyskanie poprawy
wariant
efektywności energetycznej w
efektywnościowy obszarach wytwarzania energii
elektrycznej, jej przesyłu i dystrybucji
oraz zużycia, dzięki aktywnej polityce
państwa
Źródło: Załącznik do „Polityki energetycznej Polski do roku 2025”, ARE
W każdym wariancie prognozowana zmiana struktury krajowego zużycia energii zmierza
w kierunku zwiększenia procentowego udziału gazu ziemnego i paliw ciekłych. Ostateczny
kierunek w jakim będzie zmierzał rynek może być wypadkową kilku wariantów i zależał będzie
od relacji cenowych pomiędzy poszczególnymi nośnikami energii.
22 grudnia 2005
4
BRE Bank Securities
Rafako
Prognoza zapotrzebowania kraju na energię elektryczną (w TWh)
wariant
2003
2005
2010
2015
2020
2025
Traktatowy
141,5
145,8
168,3
191,7
225,6
273,1
Podstawowy węglowy
141,5
145,8
168,3
191,5
225,1
272,6
Podstawowy gazowy
141,5
145,8
168,3
191,0
223,1
269,9
efektywności
141,5
144,7
165,2
184,1
211,9
252,7
Źródło: Załącznik do „Polityki energetycznej Polski do roku 2025”, ARE
W pierwszych trzech wariantach wzrosty zapotrzebowania na energię elektryczną są zbliżone,
natomiast w ostatnim wariancie jest on niższy, z uwagi na wprowadzone działania
efektywnościowe w energetyce. Bez względu na rozpatrywany wariant, prognoza
zapotrzebowania Polski na energię elektryczną wykazuje tendencję wzrostową. Przy takich
założeniach wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną i przy założeniu braku nowych
inwestycji, w latach 2010-2015 nastąpi zrównanie mocy dyspozycyjnej z zapotrzebowaniem.
Należy jednak zwrócić uwagę na fakt, iż znaczna część elektrowni w Polsce jest przestarzała
i w perspektywie następnych 10-20 lat wymagać będzie gruntownej wymiany. Wiek około 60%
bloków energetycznych wynosi 30 i więcej lat, natomiast aż 80% bloków ma ponad 10 lat.
Starsze bloki charakteryzują się dużą awaryjnością i wyższymi kosztami eksploatacji. Mają
również bardziej negatywny wpływ na środowisko naturalne. Szacunkowo można założyć, że
średnia oczekiwana żywotność bloku przy normalnym obciążeniu wynosi około 25-30 lat (200
tys. ekwiwalentnych godzin pracy). Wynika z tego, że ponad połowa zainstalowanych
jednostek jest przestarzała, wobec czego efektywność całego sektora jest znacznie zaniżona.
Wiek mocy zainstalowanej w KSE (stan na 2001)
MWe
udział %
udział narastająco, %
100%
90%
12 000
80%
10 000
70%
60%
8 000
50%
6 000
40%
30%
4 000
20%
2 000
Część mocy zainstalowanej w
KSE, %
Moc zainstalowana w latach,
MWe
14 000
10%
0
0%
1900-19601961-19701971-19801981-19901991-2002 Reszta
Źródło: PKE
W tym kontekście nieuniknione wydają się inwestycje w modernizację i wymianę znacznej
części zainstalowanych mocy. Kierunek, w jakim będzie zmierzał rynek nie pozostanie jednak
bez wpływu na pozycję konkurencyjną Rafako.
W chwili obecnej większość energii elektrycznej produkowanej przez elektrownie zawodowe
w Polsce pochodzi ze spalania węgla (ponad 95%). Brak ograniczeń, w postaci działań
mających na celu ochronę środowiska i redukcję emisji szkodliwych gazów oraz pyłów,
prawdopodobnie prowadziłby do utrzymywania w dalszym ciągu wysokiego udziału węgla jako
podstawowego surowca przy produkcji energii elektrycznej. Byłoby to również uzasadnione
dostępnością krajowych zasobów tego surowca, które według szacunków są zdolne zaspokoić
potrzeby energetyczne przez kolejnych 200 lat.
Konieczność spełnienia wymogów unijnych i redukcji emisji zanieczyszczeń do atmosfery
stanowi istotny element, który decydować będzie o ścieżce realizacji polityki energetycznej
Polski w kolejnych latach.
Jednym z doraźnych rozwiązań będą działania mające na celu redukcję emisji dwutlenku siarki
poprzez budowę nowych instalacji odsiarczania (IOS) na istniejących już blokach węglowych
lub modernizację istniejących instalacji. Pozwoli to w krótkim okresie na redukcję emisji SO2
(surowe normy od 2012 roku), jednak nie rozwiązuje problemu limitu emisji NOx, który zacznie
22 grudnia 2005
5
BRE Bank Securities
Rafako
obowiązywać od roku 2016 oraz problemu wyeksploatowania starych bloków i konieczności
ich modernizacji. Jest to więc sposób prowizoryczny, który nie rozwiązuje wszystkich
problemów polskiego sektora energetycznego. Rafako jest aktywnym graczem na rynku
instalacji IOS, jednak realizuje w tym segmencie niskie marże.
Bardziej pożądanym rozwiązaniem byłoby rozpoczęcie inwestycji, które spełnią dwie funkcje –
pozwolą odbudować moce produkcyjne oraz zredukować emisję szkodliwych substancji.
W przypadku średnich bloków węglowych (do 480 MW) oba te kryteria spełniają bloki
wyposażone w kotły fluidalne (np. planowany blok w Łagiszy). W przypadku dużych bloków
węglowych – bloki pyłowe o parametrach nadkrytycznych z instalacją IOS (np. planowany blok
w Bełchatowie). Ten wariant nie rozwiązuje jednak problemu redukcji emisji NOx. Rafako
posiada większe doświadczenie w segmencie kotłów pyłowych – mniejsze w segmencie
kotłów fluidalnych, jednak w obu tych obszarach jest poważnym rynkowym graczem.
Problemy polskiej elektroenergetyki
Problemy polskiej elektroenergetyki są wielostronne i złożone. Na potrzeby niniejszego raportu
przedstawimy je jedynie w ogólnym zarysie:
•
•
•
•
•
Wspomniany już wcześniej stan techniczny zainstalowanych mocy – w znacznej
mierze przestarzałych, o niskiej sprawności (około 37%) i negatywnym wpływie na
środowisko naturalne. Wymagać one będą modernizacji lub całkowitej wymiany,
Konieczność spełnienia rygorystycznych norm dotyczących emisji substancji do
atmosfery (CO2, SO2, NOx),
Brak determinacji i konsekwencji państwa w realizacji spójnej polityki energetycznej
kraju,
Brak uregulowania kwestii własnościowej – większość elektrowni i elektrociepłowni
pozostaje w rękach państwa, skutkiem czego jest chociażby wysoki współczynnik
zatrudnienia w elektroenergetyce na 1MW mocy zainstalowanej. W Polsce wynosi on
2,84 osoby (dla porównania w Niemczech jest to 1,11, a w Hiszpanii 0,56),
Nierozwiązany problem kontraktów długoterminowych (KDT), zawieranych pomiędzy
państwowym operatorem PSE a producentami energii elektrycznej, które były
podstawą do uzyskania kredytów na przeprowadzenie modernizacji elektrowni (m.in.
budowy instalacji odsiarczania). Kontrakty długoterminowe zaciemniają obraz rynku
i utrudniają jego liberalizację. Na ich podstawie sprzedawane jest około 45% energii,
a w roku 2006 ma to być 30%. Dodatkowo, Komisja Europejska rozpoczęła śledztwo
w sprawie ich legalności. Istnieje pomysł rozwiązania KDT przy pomocy konsolidacji
pionowej branży, jednak biorąc pod uwagę wcześniejsze niepowodzenia rządu przy
likwidacji kontraktów, trudno szacować jak szybko ten problem zostanie rozwiązany,
Wybrane kontrakty długoterminowe (KDT)
Elektrownia
Elektrownia Bełchatów (BOT)
okres
obowiązywania KDT
1997-2005
Elektrownia Opole (BOT)
1996-2012
Elektrownia Turów (BOT)
1994-2016
Elektrownia Jaworzno III (PKE)
1995-2011
Elektrownia Łaziska (PKE)
1995-2011
Elektrownia Łagisza (PKE)
1996-2006
Elektrownia Siersza (PKE)
1996-2012
EC Katowice (PKE)
1996-2011
Elektrownia Kozienice
1997-2014
Electrabel Połaniec
1996-2006
Zespół Elektrowni Dolna Odra
1996-2010
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna
1997-2020
Elektrociepłownia Chorzów ELCHO
1998-2023
Elektrownia Pątnów II
1996-2027
Elektrociepłownia Zielona Góra
1998-2024
Żarnowiecka Elektrownia Gazowa
1998-2027
Źródło: Nowy Przemysł nr 10(90), Październik 2005
22 grudnia 2005
6
BRE Bank Securities
•
•
Rafako
Problemy z pozyskaniem finansowania nowych inwestycji z uwagi na czynniki
wspomniane wcześniej,
Ograniczenia w wymianie transgranicznej, które pozwoliłyby na większą integrację
systemu polskiego z europejskim.
Światowy rynek energii elektrycznej
Z punktu widzenia Rafako, w którym udział sprzedaży eksportowej w roku 2004 wyniósł prawie
50%, istotne znaczenie mają również tendencje na światowym rynku energii elektrycznej.
Według projekcji EIA (Energy Administration Information) konsumpcja tej energii będzie
wzrastała znacząco, z dominującą rolą rynków wschodzących. Średnioroczny światowy wzrost
rynku w analizowanym okresie ma wynieść 2,6%, z czego na rynki dojrzałe przypada 1,5%, na
gospodarki przechodzące transformację systemową 3,1% (kraje Europy Środkowej)
i gospodarki wschodzące 4,0% (np. Chiny, Indie). Szacuje się, że pokrycie gwałtownego
wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w Chinach stworzy koniczność
przeprowadzenia nowych inwestycji rzędu 20-30 mld USD rocznie. W chwili obecnej Rafako
notuje wzmożoną aktywność inwestycyjną ze strony inwestorów azjatyckich. Problemem
w tym regionie jest nieuregulowany stosunek własności gruntów, co stwarza problemy przy
pozyskiwaniu finansowania inwestycji. Partycypację w boomie inwestycyjnym w krajach
azjatyckich, poprzez uczestnictwo w przetargach i pozyskiwanie kontraktów, ma zapewnić
polskiemu producentowi chińska spółka zależna – Sanbei-Rafako, w której Rafako posiada
26,23% udziałów. Szacuje się, że w kolejnych latach rozpocznie się również modernizacja
mocy wytwórczych w Niemczech. Do modernizacji i wymiany przeznaczone będą bloki
o łącznej mocy ponad 10 GW.
Światowa konsumpcja energii elektrycznej w latach 2002-2025
30,0
26,0
mld kWh
23,7
25,0
21,4
18,9
20,0
15,0
14,3
10,0
5,0
0,0
2002
2010P
2015P
2020P
2025P
Źródło: EIA, System for the Analysis of Global Energy Markets (2005)
W ciągu ostatnich trzydziestu lat zmieniła się na świecie struktura udziału pierwotnego paliwa
wykorzystywanego do produkcji energii elektrycznej. Głównym surowcem pozostawał i, wg
prognoz EIA, nadal pozostanie węgiel. Od początku lat 70-tych do połowy 80-tych wzrosło
znaczenie energii pozyskiwanej w reakcjach jądrowych, a w latach 80-tych i 90-tych
gwałtownie zwiększył się udział gazu w całości produkcji. Po kryzysie energetycznym lat 70tych i wzroście cen ropy naftowej zmalało znaczenie tego surowca. EIA w swoim bazowym
scenariuszu szacuje, że w latach 2005-2025 w dalszym ciągu będzie wzrastało znaczenie
gazu (docelowo 24%) na rzecz węgla jako paliwa pierwotnego. Mimo tego, węgiel pozostanie
najważniejszym surowcem wykorzystywanym do produkcji energii elektrycznej (docelowo
38%). W analizowanym okresie ma spadać udział energii nuklearnej (docelowo 16%), a
energii pochodzącej z odnawialnych źródeł ma pozostać na niezmienionym poziomie (18%).
Zużycie paliwa pierwotnego nie pokrywa się z udziałem zainstalowanych mocy. Wynika to w
dużej mierze ze specyfikacji poszczególnych źródeł mocy. Elektrownie gazowe zapewniają
wysoką sprawność i elastyczność kontroli procesu produkcyjnego, z kolei elektrownie węglowe
i jądrowe produkują po niskim koszcie jednostkowym, jednak elastyczne sterowanie produkcją
jest w nich utrudnione.
22 grudnia 2005
7
BRE Bank Securities
Rafako
Moce produkcyjne w podziale na paliwo pierwotne (lata 2002/2025)
20,0%
23,0%
Gaz i ropa
naf tow a
36,4%
Węgiel
7,7%
46,6%
10,9%
Energia
jądrow a
Odnaw ialne
źródła energii
25,5%
29,7%
Źródło: EIA, System for the Analysis of Global Energy Markets (2005)
Pozycja rynkowa i perspektywy rozwoju spółki
Pozycja rynkowa Grupy Rafako
Głównym trzonem grupy kapitałowej Rafako jest spółka matka z siedzibą w Raciborzu,
produkująca m.in. kotły na potrzeby energetyki oraz spółka Elwo z siedzibą w Pszczynie,
zajmująca się produkcją elektrofiltrów stosowanych w instalacjach energetycznych.
Rafako jest największym na rynku polskim producentem kotłów parowych i wodnych dla
energetyki zawodowej i przemysłowej oraz urządzeń ochrony środowiska. Firma dostarczyła
kotły dla większości krajowych elektrowni zawodowych oraz setki jednostek dla energetyki
przemysłowej w Polsce. Firma posiada również referencje w szeregu krajów Europy i Azji,
w tym w Chinach, Turcji, Indiach, Jugosławii, Niemczech, Francji, Szwajcarii, Belgii, Czechach
i w Skandynawii.
Kotły produkowane przez Rafako
paliwo
istota
rodzaje kotłów
prognozy
segment
rozwijany ze
szczególnym
naciskiem
położonym na
kotły o
parametrach
nadkrytycznych
(pyłowe, fluidalne)
segment
rozwijany w
mniejszym
zakresie w pobliżu
kopalni węgla
brunatnego
węgiel
kamienny
najliczniejsza i najróżnorodniejsza
grupa konstrukcji w polskiej
energetyce, powszechnie stosowana i
ciągle udoskonalana
rusztowe, pyłowe
wodne, pyłowe
walczakowe, pyłowe
przepływowe, fluidalne
węgiel
brunatny
węgiel brunatny jest najtańszym
paliwem, dlatego też jego rola jest
ciągle duża
pyłowe walczakowe,
pyłowe przepływowe,
fluidalne
olej, gaz i
kombinacje
paliw
budowane są głównie przy zakładach
chemicznych i petrochemicznych,
posiadających tego typu paliwo
kotły olejowe i gazowe,
kotły opalane
mieszaniną różnych
paliw
wykorzystywane
na małą skalę
biomasa i
paliwa
odpadowe
spalanie odpadów i innych paliw
stałych, takich jak słoma czy odpady
drzewne, wymaga bardzo
specjalistycznych systemów
przygotowania i spalania paliwa
kotły do spalarni
odpadów i biomasy
ten segment
rynku będzie się
rozwijał w miarę
pojawiania się
większego
zapotrzebowania
na energię zieloną
gaz
bloki parowo-gazowe charakteryzują
się dużą sprawnością. Głównymi
elementami tych bloków są: turbina
gazowa, kocioł odzyskowy i turbina
parowa.
kotły odzyskowe za
turbiną gazową
ten segment
będzie miał
istotne znaczenie
w przypadku
realizacji wariantu
podstawowego
gazowego
Źródło: Rafako, DI BRE Banku
22 grudnia 2005
8
BRE Bank Securities
Rafako
Rafako ma rozległe doświadczenie w segmencie kotłów rusztowych, pyłowych walczakowych
oraz pyłowych przepływowych, natomiast mniejsze przy produkcji kotłów fluidalnych.
Dodatkowo spółka projektuje i dostarcza "pod klucz" instalacje odsiarczania spalin wg różnych
metod, w tym instalacje odsiarczania metodą mokrą wapienną. W dziedzinie ochrony
środowiska Rafako działa również w segmencie termicznej utylizacji odpadów oraz
oczyszczania ścieków. W ostatnich latach, kiedy inwestycje w energetyce były wstrzymywane
z uwagi na niejasną sytuację branży, spółka skoncentrowała swoją działalność na produkcji
kotłów do spalarni odpadów (10-12 kotłów rocznie) oraz projektowaniu i pracach
inżynieryjnych.
Zakład w Pszczynie zajmuje się produkcją urządzeń odpylających (elektrofiltrów i filtrów
workowych) oraz instalacji transportu pyłów na rynek krajowy i zagraniczny. W okresie
ostatnich 50-ciu lat Elwo zbudowało ponad 900 elektrofiltrów. Swoje urządzenia i usługi
fabryka dostarcza głównie dla elektrowni oraz elektrociepłowni, a także cementownictwa,
przemysłu chemicznego, materiałów budowlanych, celulozowo-papierniczego, hutnictwa,
koksownictwa, spalarni odpadów. Spółka wykonuje również remonty i modernizacje
istniejących instalacji.
Łączne moce produkcyjne Rafako wynoszą około 1,5-2,0 mln roboczogodzin rocznie, co
pozwala na wyprodukowanie w tym czasie dwóch bardzo dużych kotłów. Zarząd spółki planuje
wkrótce zwiększyć moce produkcyjne o około 30% przy niewielkim nakładzie finansowym (6,5
mln PLN) poprzez zakup automatu do spawania ścian szczelnych oraz wykorzystanie
potencjału produkcyjnego zakładu w Pszczynie.
Rafako jest bardzo dobrze przygotowane do realizacji zarówno dużych, jak i małych projektów.
Skomputeryzowany proces projektowania spełnia światowe standardy pod względem jakości.
O pozycji firmy na rynku świadczą również jej rozległe referencje i doświadczenie w realizacji
szeregu projektów zarówno w kraju, jak i za granicą.
Otoczenie rynkowe – konkurencja
W ostatnich latach, w wyniku braku inwestycji w segmencie energetycznym, nastąpiła redukcja
mocy produkcyjnych przez wielu producentów kotłów. W tym trudnym dla branży okresie
Rafako skupiło się na pracach inżynieryjnych oraz produkcji kotłów dla spalarni śmieci.
Działalność ta jest mniej rentowna z uwagi na mniej skomplikowaną technologię wytwarzania,
jednak pozwoliła spółce przetrwać trudne czasy. W chwili obecnej zauważalne jest znaczne
ożywienie na rynku budownictwa dla sektora energetyki, zarówno na rynku polskim, jak
i rynkach zagranicznych.
Wchodząc na rynki zagraniczne Rafako zmierzy się z takimi konkurentami, jak Alstom, Foster
Wheeler, Babcock Hitachi, Ansaldo czy Mitsui. W Polsce konkurentami spółki są Foster
Wheeler FAKOP i Sefako, należący do grupy kapitałowej Polimex-MS. Pierwszy jest polskim
oddziałem światowego giganta i poważnym konkurentem dla Rafako w segmencie kotłów
fluidalnych. Od 1995 roku Foster Wheeler Polska zainstalował w Polsce kotły o łącznej mocy
2,5 GW, w tym 1,5 GW dla Elektrowni Turów. W najbliższym czasie dostarczy również kocioł
460 MW do Elektrowni Łagisza. Można oczekiwać, że Foster Wheeler będzie poważnym
konkurentem Rafako w segmencie kotłów fluidalnych. Z kolei druga wspomniana spółka,
Sefako, jest producentem małych kotłów 5-40 MW i ma ograniczone zdolności wytwórcze do
100-200 tys. roboczogodzin rocznie.
Generalne wykonawstwo
Jedna z większych inwestycji ostatnich lat, w której Rafako uczestniczyło jako dostawca kotła,
była rozpoczęta w 2001 roku budowa nowego bloku energetycznego o mocy 460 MW
w Elektrowni Pątnów II. Generalnym wykonawcą inwestycji był Elektrim-Megadex. Z uwagi na
kłopoty finansowe głównego wykonawcy, realizacja inwestycji została zawieszona w maju
2003 roku. Rok później ogłoszono upadłość Megadexu, a jego zadanie przejął SNC Lavalin.
Za zwłokę w realizacji konsorcjum Rafako i Alstom Power Boiler otrzymało 8,9 mln EUR
tytułem rekompensaty. Realizacja umowy ma się zakończyć do marca 2006.
W kontekście poprawy sytuacji w branży budownictwa energetycznego, nowy prezes Rafako
planuje zwiększyć zaangażowanie spółki w generalnym wykonawstwie. Zdaniem prezesa,
spółka jest przygotowana do zwiększenia udziału generalnego wykonawstwa w całości
sprzedaży, a tym samym zatrzymania większej części marży i poprawy rentowności spółki. Ma
to się odbywać poprzez stopniowe zwiększanie zakresu wykonywanych prac. W chwili obecnej
Rafako realizuje projekty w charakterze generalnego wykonawcy w segmencie odsiarczania.
Kolejnym etapem ma być zwiększanie zaangażowania przy realizacji całego pola kotłowego,
obejmującego poza samym kotłem również palniki, pompy, młyny i inne specjalistyczne
elementy. Ostatnim etapem przechodzenia w generalne wykonawstwo ma być realizowanie
22 grudnia 2005
9
BRE Bank Securities
Rafako
budowy całej elektrowni pod klucz. Przykładem takiego projektu jest mały kontrakt w Bułgarii
za 30 mln EUR. Zwiększanie zaangażowania w generalne wykonawstwo pociągnie za sobą
konieczność zlecania realizacji części prac podwykonawcom, co podwyższa ryzyko, ale
umożliwia również osiągnięcie wyższych rentowności przy realizacji kontraktów. W tym
kontekście działania Rafako oceniamy pozytywnie, jednak nie uwzględniamy ich w naszych
prognozach. Dla przykładu, Alstom Power, zajmujący się generalnym wykonawstwem
w Polsce, w ostatnim pełnym okresie rozrachunkowym zrealizował marżę netto na poziomie
9,5%.
Znaczące nowe kontrakty i perspektywa kolejnych
W chwili obecnej Rafako posiada portfel zamówień na najbliższe trzy lata w wysokości ponad
1,7 mld PLN. Celem zarządu spółki jest również utrzymywanie w rezerwie 1 mld dodatkowych
zleceń.
Kontrakt
Podpisane
Rybnik (elektrofiltry, ELWO w konsorcjum z PPU Energo-Invest)
wartość waluta
32,6
PLN
czas realizacji
2005
HKW Schoeneweide, Niemcy (kocioł)
2,7
EUR
06.2004-05.2005
Elektroprivreda, Bośnia i Hercegowina (elektrofiltry)
3,9
EUR
09.2004-03.2006
Elektrowni Nikola Tesla, Serbia i Czarnogóra (remont bloku)
5,5
EUR
11.2004-10.2005
Allington, Anglia (3 kotły do utylizacji odpadów)
40,3
PLN
10.2004-10.2005
Bełchatów (kocioł na nowy blok 833MW + IOS)
800,0
PLN
2005-2009
4,2
EUR
03.2005
NEM dv, Holandia (2 kotły do termicznej utylizacji odpadów)
Bełchatów (IOS bloki 3, 4)
70,3
EUR
05.2005-11.2007
121,7
PLN
05.2005-12.2007
Elektrownia Litewska (4 podgrzewacze powietrza)
10,5
EUR
2005-2007
Seyitomer, Soma, Turcja (elektrofiltry)
13,3
EUR
-
298,0
PLN
11.2005-12.2007
Ostrołęka (IOS)
PAK, Pątnów (IOS bloki 1-4)
PAK, Pątnów II (budowa bloku 460MW)
47,0
EUR
04.2001-03.2006
Vattenfall, Boxberg, Niemcy (Elektrofiltry)
13,0
EUR
2006-2007
W trakcie przetargu
Vattenfall, Boxberg, Niemcy (kocioł 660MW)
60,0
EUR
2006-2007
CEZ, elektrownia Tuszynice (Czechy)
50,0
EUR
2006-2009
Ostrava, Czechy (IOS)
30,0
EUR
2006-2007
Bełchatów (modernizacja bloków 3-4)
40,0
EUR
2006-2009
230,0
PLN
2006-2008
80,0
PLN
04.2006-10.2007
Elektrownia Rybnik (IOS)
Skawina (IOS)
Inwestycja w rozwój technologii zgazowania węgla
Jako czołowy producent kotłów w Europie, Rafako dotrzymuje kroku najnowszym tendencjom
panującym na tym rynku. Należało do nich pierwsze zastosowanie mokrej wapiennej
technologii odsiarczania, budowa nowoczesnego kotła gazowo-parowego dla bloku w Zielonej
Górze oraz budowa kotłów fluidalnych. W chwili obecnej spółka zainteresowana jest rozwojem
technologii łączącej możliwości wykorzystania polskich złóż węglowych z ochroną środowiska.
Taką technologią jest zgazowanie węgla. Zakładamy, że w ciągu trzech lat Rafako przeznaczy
na ten cel łącznie 6 mln PLN. Pierwsza inwestycja tego typu mogłaby być sfinansowana ze
wsparciem Unii Europejskiej.
Zgazowanie węgla polega na jego chemicznej przemianie w określonych warunkach w paliwo
gazowe. Proces ten przeprowadzany jest w generatorach gazu, w temp. 700–1800°C, pod
ciśnieniem 1–10 MPa. W wyniku reakcji pierwiastka węgla zawartego w paliwach
z doprowadzanymi do reagującego układu tlenem (z powietrza), parą wodną, wodorem lub
dwutlenkiem węgla powstaje gaz, którego głównymi składnikami palnymi są metan, wodór
i tlenek węgla. Zgazowaniu poddaje się głównie węgiel kamienny i brunatny. Proces ten nie
jest pomysłem nowym, gdyż pochodzi z XIX wieku, jednak badania nad tą technologią zostały
zaniechane z uwagi na rozwój wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego.
Zgazowanie węgla może być wykorzystane do produkcji energii elektrycznej. W wyniku reakcji
chemicznych węgiel zostaje zamieniony na gaz, który później zostaje wykorzystywany
22 grudnia 2005
10
BRE Bank Securities
Rafako
w blokach gazowo-parowych do produkcji energii elektrycznej. W tych układach osiąga się
dużą sprawność wytwarzania energii przy małych emisjach szkodliwych substancji.
Nowa emisja i akwizycje zagranicznych spółek
Prezes Rafako zapowiada, iż w I połowie 2006 roku planuje przeprowadzić nową emisję akcji
o wartości ponad 100 mln PLN akcji, która w części ma być przeznaczona na kapitał obrotowy,
a pozostał suma na akwizycje zagranicznych spółek. Głównym celem akwizycji jest zdobycie
dostępu do nowych rynków i zwiększenie przychodów.
W naszych prognozach nie uwzględniamy planowanej emisji. Biorąc pod uwagę nasze
założenia, dotyczące wzrostu przychodów i poprawy kondycji finansowej spółki, nie widzimy
konieczności przeprowadzenia emisji w celu zasilenia kapitału obrotowego. Naszym zdaniem
spółka będzie w stanie pokryć swoje zwiększone potrzeby kapitałowe ze środków własnych
i kredytów bankowych. Z uwagi na bardzo ogólny charakter zamierzeń inwestycyjnych
zarządu, w naszych projekcjach nie uwzględniamy również potencjalnych akwizycji.
Ewentualna emisja akcji o wartości 100 mln PLN (około 30% obecnej rynkowej kapitalizacji)
wpłynie na rozwodnienie EPS. Poniżej przedstawiamy nasze szacunki skutków emisji przy
założeniu, że akwizycje nie wpłyną na zmianę przychodów i zysków skonsolidowanych.
Rozwodnienie EPS na skutek emisji akcji o wartości 100 mln PLN
2006P
1,16
2007P
1,35
2008P
1,57
EPS po emisji
1,08
1,21
1,36
P/E przed emisją
18,7
16,0
13,8
P/E po emisji
20,1
18,0
16,0
EPS przed emisją
Źródło: DI BRE Banku (cenę emisyjną nowych akcji wyznaczyliśmy z zastosowaniem 10% dyskonta
do naszej ceny docelowej, środki z emisji w całości przeznaczamy na zakup bezpiecznych papierów
wartościowych, co przekłada się na częściowe zniwelowanie spadku EPS)
Wyniki finansowe
Po trzech kwartałach 2005 roku spółka odnotowała znaczący wzrost przychodów w stosunku
do roku poprzedniego. Wynikało to z większego portfela zamówień pozyskanego w roku 2004,
głównie pochodzących z eksportu. Największe zagraniczne kontrakty spółka realizowała
w Niemczech, Finlandii, Serbii i Czarnogórze oraz w Holandii. Głównymi odbiorcami na rynku
polskim były m.in. Elektrownia Bełchatów i Elektrownia Rybnik.
Wyniki za III kwartał 2005
(mln PLN)
IIIQ2005
IIIQ2004
zmiana
I-IIIQ2005
I-IIIQ2004
zmiana
Przychody
127,4
110,7
15,1%
384,3
287,0
33,9%
15,0
12,9
16,6%
38,9
32,9
18,3%
11,81%
11,66%
10,1%
11,5%
5,1
7,4
4,0%
zysk brutto na sprzedaży
marża na sprzedaży
EBIT
marża EBIT
Zysk netto
marża zysku netto
-31,9%
11,7
10,3
6,7%
3,0%
3,6%
1,2
4,1
4,3
1,8
1,0%
3,7%
1,1%
0,6%
13,1%
134,3%
Źródło: Rafako, DI BRE Banku
Marża brutto na sprzedaży i marża operacyjna w okresie trzech pierwszych miesięcy 2005
była nieznacznie niższa niż w analogicznym okresie roku poprzedniego. Z uwagi na wyższy
wynik na działalności finansowej spółka poprawiła rentowność netto. Warto w tym miejscu
wspomnieć, że z uwagi na duży udział eksportu w całości sprzedaży, spółka narażona jest na
ryzyko kursowe, a ujemne różnice kursowe wpływają na pogorszenie rentowności zarówno na
poziomie operacyjnym, jak i netto. Rafako próbuje ograniczać negatywne skutki ryzyka
kursowego, stosując „naturalny hedging”, jednak jest to możliwe jedynie w przypadku
posiadania nadwyżek środków pieniężnych i nie zapewnia pełnej kontroli ryzyka. Dlatego
w najbliższym okresie spółka zamierza wdrożyć procedury przewidujące wykorzystanie
dostępnych walutowych instrumentów finansowych, w celu zabezpieczenia ryzyka walutowego
związanego z realizowanymi kontraktami.
22 grudnia 2005
11
BRE Bank Securities
Rafako
Struktura i rentowność sprzedaży
W mijającym okresie największy udział w całości sprzedaży miała produkcja kotłów, która jest
również najbardziej rentownym segmentem działalności. Mniejsze przychody spółka
zrealizowała w segmencie instalacji elektrofiltrów i odsiarczania (IOS), które charakteryzują się
mniejszą rentownością.
Struktura sprzedaży wg segmentów
przychody
segment
I-IIIQ2004
182,9
Kotły
I-IIIQ2005
238,0
IOS
18,7
53,2
Elektrofiltry
80,4
88,4
Pozostałe
Razem
5,1
4,7
287,0
384,3
Źródło: Rafako, DI BRE Banku
Rentowność sprzedaży wg segmentów
marża brutto na
sprzedaży
segment
I-IIIQ2004
13,4%
Kotły
marża EBIT
udział %
I-IIIQ2005
11,5%
I-IIIQ2004
12,3%
I-IIIQ2005
11,1%
I-IIIQ2004
63,7%
I-IIIQ2005
61,9%
IOS
0,4%
0,6%
13,8%
-1,5%
6,5%
13,8%
Elektrofiltry
9,3%
13,5%
0,7%
5,0%
28,0%
23,0%
11,5%
10,1%
3,6%
3,0%
1,8%
1,2%
Razem
Źródło: Rafako, DI BRE Banku
W nadchodzących latach, zgodnie z istniejącym i możliwym zakontraktowaniem, zwiększy się
udział przychodów w segmencie kotłów (Bełchatów, Boxberg) oraz IOS (Bełchatów, Ostrołęka,
PAK). Zwiększenie wykorzystania mocy produkcyjnych i przeważenie przychodów
pochodzących z pierwszego segmentu powinno przełożyć się na poprawę rentowności
operacyjnej, a niższe koszty finansowe na wzrost rentowności netto.
Struktura rodzajowa kosztów
W strukturze rodzajowej kosztów największą pozycję zajmuje zużycie materiałów i energii oraz
usługi obce. Te dwie pozycje stanowią razem 70-80% całkowitych kosztów rodzajowych.
Z kolei na koszty materiałowe składają się głównie koszty stali, które Rafako zakupuje
u szeregu różnych dostawców. W związku z tym spółka narażona jest na ryzyko cen stali.
Kolejną istotną pozycją kosztów rodzajowych są usługi obce, które wynikają ze zlecania
pewnych prac podwykonawcom. W związku z wchodzeniem w segment generalnego
wykonawstwa, pozycja ta powinna się stopniowo zwiększać. Ostatnią największą pozycją są
koszty wynagrodzeń. W I półroczu 2005 roku średnie zatrudnienie w grupie kapitałowej
wynosiło 2037 osób, z czego 72% stanowili pracownicy produkcyjni.
Struktura rodzajowa kosztów w I półroczu 2005
amortyzacja
2,0%
2,2%
3,7%
zużycie materiałów i energii
14,9%
usługi obce
1,6%
40,0%
podatki i opłaty
wynagrodzenia
35,6%
ubezpieczenia społeczne i
inne świadczenia
pozostałe koszty rodzajowe
Źródło: Rafako, DI BRE Banku
22 grudnia 2005
12
BRE Bank Securities
Rafako
Prognozy przychodów i rentowności
Z uwagi na przesunięcie rozpoczęcia realizacji inwestycji w nowy blok w Bełchatowie na
początek przyszłego roku, nie oczekujemy znaczącej poprawy wyników finansowych w IV
kwartale tego roku. Jednak opierając się na informacjach o podpisanych kontraktach
i perspektywie zdobycia kolejnych, szacujemy, że spółka w kolejnych latach znacząco
zwiększy przychody i realizowane zyski. Jesteśmy konserwatywni w kontekście zwiększania
przez spółkę realizacji projektów w zakresie generalnego wykonawstwa, a tym samym
realizowanej marży.
Prognoza przychodów i rentowności operacyjnej
1200,0
7,0%
Przychody
1000,0
marża EBIT
6,0%
5,0%
800,0
4,0%
600,0
3,0%
400,0
2,0%
200,0
1,0%
0,0
0,0%
2003
2004
2005P 2006P 2007P 2008P 2009P
Źródło: Rafako, DI BRE Banku
Płynność finansowa i dywidenda
Szacujemy, że zapotrzebowanie spółki na kapitał obrotowy będzie największe w pierwszych
latach dynamicznego wzrostu sprzedaży. Konserwatywnie oceniamy plany wejścia Rafako
w generalne wykonawstwo, które wiązałoby się ze zwiększonym zapotrzebowaniem na kapitał
obrotowy. W naszych projekcjach finansowych spółka jest w stanie sfinansować wzrost
kapitału obrotowego ze środków operacyjnych. Uwzględniając ten czynnik, jak również
wypowiedzi dla prasy prezesa Rafako, który wskazał możliwość wypłacenia przez spółkę
dywidendy, zakładamy począwszy od roku 2007, że spółka będzie wypłacać połowę zysku
netto w postaci dywidendy.
Czynniki ryzyka
Ryzyko walutowe i cen surowców
Szacujemy, że w nadchodzących latach większa część sprzedaży będzie realizowana na
terenie kraju, wobec czego ryzyko walutowe dotyczyć będzie poniżej 50% przychodów.
Według zapowiedzi prezesa Rafako, spółka poza stosowaniem „naturalnego hedgingu”
rozważa również możliwość wykorzystania walutowych instrumentów pochodnych w celu
minimalizacji tego ryzyka. W przypadku cen stali, po ostatnich wzrostach sytuacja na rynku
tego surowca się ustabilizowała. Zakładamy, że zawierane obecnie kontrakty uwzględniają
wyższe ceny stali, a ponieważ nie oczekujemy ich dalszego gwałtownego wzrostu, ryzyko
pogorszenia rentowności na wskutek tego czynnika szacujemy jako małe.
Główny akcjonariusz - Elektrim
Większościowy pakiet Rafako jest w posiadaniu inwestora strategicznego – Elektrimu. Stanowi
on zastaw bankowy, wobec czego w chwili obecnej ograniczona jest możliwość jego
upłynnienia. Naszym zdaniem w przypadku uwolnienia tego pakietu, i w kontekście
pojawiającego się ożywienia w sektorze budownictwa dla energetyki, zainteresowanie
nabyciem udziałów w Rafako ze strony potencjalnych inwestorów branżowych powinno być
spore. Dlatego nie widzimy ryzyka związanego z ewentualnym nawisem podażowym
zastawionego pakietu akcji.
Nowa emisja akcji
Prezes Rafako zapowiada, że spółka w przyszłym roku zamierza przeprowadzić emisję
nowych akcji o wartości ponad 100 mln PLN. Ma ona zostać przeznaczona na zasilenie
kapitału obrotowego oraz akwizycje zagranicznych spółek. Ponieważ nie znamy dokładnych
zamierzeń inwestycyjnych spółki, nową emisję postrzegamy jako czynnik ryzyka, wpływający
na rozwodnienie zysków dla obecnych i potencjalnych akcjonariuszy, co może przekładać się
na wycenę spółki. Ewentualnej emisji nie uwzględniliśmy w naszych prognozach.
22 grudnia 2005
13
BRE Bank Securities
Rafako
Skonsolidowany rachunek zysków i strat (tys. zł)
Przychody netto ze sprzedaży
2003
459,2
2004
390,0
2005P
471,6
2006P
843,2
2007P
969,1
2008P
1017,4
Koszty sprzedanych produktów
372,8
339,2
416,2
743,1
854,7
894,6
Zysk (strata) brutto ze sprzedaży
86,4
50,7
55,4
100,2
114,4
122,8
marża zysku brutto na sprzedaży
18,8%
13,0%
11,7%
11,9%
11,8%
12,1%
Koszty sprzedaży
11,0
15,5
18,8
33,6
38,6
40,5
Koszty ogólnego zarządu
20,7
20,1
20,5
21,0
21,4
22,0
Zysk (strata) na sprzedaży
54,6
15,1
16,0
45,6
54,4
60,2
marża zysku na sprzedaży
11,9%
3,9%
3,4%
5,4%
5,6%
5,9%
EBITDA
marża EBITDA
EBIT
marża EBIT
Przychody finansowe
Koszty finansowe
24,6
25,7
24,4
47,5
54,5
57,1
5,4%
6,6%
5,2%
5,6%
5,6%
5,6%
14,6
16,1
14,6
34,2
41,3
46,5
3,2%
4,1%
3,1%
4,1%
4,3%
4,6%
13,4
5,5
1,9
2,1
1,5
1,9
8,3
17,8
9,3
8,3
10,2
10,5
Zysk (strata) brutto
19,7
3,8
7,3
28,0
32,6
37,9
Podatek
13,8
1,4
1,4
5,3
6,2
7,2
Zyski (straty) mniejszości
0,3
0,3
0,6
2,5
2,9
3,4
Zysk (strata) netto
5,6
2,0
5,2
20,2
23,5
27,3
1,2%
0,5%
1,1%
2,4%
2,4%
2,7%
marża zysku netto
Skonsolidowany bilans (tys. zł)
AKTYWA
Aktywa trwałe, w tym
WNiP
Rzeczowe aktywa trwałe
2003
2004
2005P
2006P
2007P
2008P
362,0
110,1
353,9
97,6
458,2
143,2
544,7
138,2
580,9
130,5
607,0
123,8
3,4
2,8
1,7
2,2
3,0
2,0
53,4
49,8
119,5
114,0
105,5
99,8
Należności długoterminowe
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Inwestycje długoterminowe
41,0
27,4
12,4
12,4
12,4
12,4
Długoterminowe rozliczenia międzyokresowe
Aktywa obrotowe
Zapasy
12,2
17,6
9,6
9,6
9,6
9,6
252,0
256,3
315,0
406,5
450,4
483,2
25,5
27,6
22,7
60,9
70,1
73,4
Należności krótkoterminowe
126,7
152,0
182,1
258,5
284,3
294,2
Inwestycje krótkoterminowe
29,1
19,3
52,8
29,7
38,6
58,1
Krótkoterminowe rozliczenia międzyokresowe
PASYWA
70,6
57,4
57,4
57,4
57,4
57,4
362,0
353,9
458,2
544,7
580,9
607,0
Kapitał własny
156,8
159,0
206,8
229,5
245,8
264,7
Zobowiązania i rezerwy na zobowiązania, w tym
205,2
194,9
251,4
315,2
335,1
342,2
20,5
21,2
21,2
21,2
21,2
21,2
Rezerwy na zobowiązania
Zobowiązania długoterminowe
1,8
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
Zobowiązania krótkoterminowe
114,6
121,7
123,2
187,0
206,9
214,0
68,3
51,1
106,1
106,1
106,1
106,1
Rozliczenia międzyokresowe
22 grudnia 2005
14
BRE Bank Securities
Rafako
Skonsolidowany rachunek przepływów pieniężnych (tys. zł)
Przepływy środków pieniężnych z działalności
operacyjnej
Zysk (strata) netto
2003
2004
2005P
2006P
2007P
2008P
-21,8
-24,3
46,9
-14,0
24,4
35,3
27,3
5,6
2,0
5,2
20,2
23,5
Korekty razem
-27,4
-26,3
41,7
-34,2
0,9
8,0
Amortyzacja
10,0
9,6
9,8
13,2
13,2
10,7
Zmiana stanu rezerw
5,6
0,7
0,0
0,0
0,0
0,0
Zmiana stanu zapasów
5,2
-2,1
4,9
-38,2
-9,2
-3,3
Zmiana stanu należności
-13,3
-25,3
-30,1
-76,4
-25,9
-9,9
Zmiana stanu zobowiązań krótkoterminowych, z
wyjątkiem pożyczek i kredytów
-31,1
-4,0
1,5
63,9
19,9
7,1
-2,0
-9,4
55,0
0,0
0,0
0,0
7,3
12,4
-3,0
-9,0
-5,5
-4,0
Zmiana stanu rozliczeń międzyokresowych
Przepływy środków pieniężnych z działalności
inwestycyjnej
Wpływy
23,0
22,4
0,0
0,0
0,0
0,0
Wydatki
-15,7
-10,0
-3,0
-9,0
-5,5
-4,0
-7,6
-6,1
-3,0
-9,0
-5,5
-4,0
-11,7
7,6
0,0
0,0
-10,1
-11,8
Wpływy
225,5
100,5
0,0
0,0
0,0
0,0
Wydatki
-237,2
-92,9
0,0
0,0
-10,1
-11,8
Nabycie WNiP oraz rzecz. aktywów trwałych
Przepływy środków pieniężnych z działalności
finansowej
Dywidendy
-1,9
0,0
0,0
0,0
-10,1
-11,8
-26,2
-4,3
43,9
-23,0
8,9
19,5
Środki pieniężne na początek okresu
39,3
13,2
8,9
52,8
29,7
38,6
Środki pieniężne na koniec okresu
13,2
8,9
52,8
29,7
38,6
58,1
Przepływy pieniężne netto, razem
22 grudnia 2005
15
BRE Bank Securities
Rafako
Departament Sprzedaży Instytucjonalnej i Analiz:
Sprzedaż:
Tomasz Mazurczak tel. (+48 22) 697 47 35
Dyrektor
[email protected]
Analiza strategiczna
Grzegorz Domagała tel. (+48 22) 697 48 03
Wicedyrektor
[email protected]
Sprzedawcy:
Analitycy:
Michał Marczak tel. (+48 22) 697 47 38
Wicedyrektor
[email protected]
Telekomunikacja, surowce, metale, media, hotele
Marta Jeżewska tel. (+48 22) 697 47 37
[email protected]
Banki
Andrzej Lis tel. (+48 22) 697 47 42
[email protected]
IT
Krzysztof Radojewski tel. (+48 22) 697 47 01
[email protected]
Farmaceutyki, budownictwo, usługi
Sławomir Sklinda tel. (+48 22) 697 47 41
[email protected]
Chemia, ropa naftowa i gaz
Jacek Borawski tel. (+48 22) 697 48 88
[email protected]\
Analiza techniczna
Przemysław Smoliński tel. (+48 22) 697 49 64
[email protected]
Analiza techniczna
22 grudnia 2005
Michał Skowroński tel. (+48 22) 697 49 68
[email protected]
Marzena Łempicka tel. (+48 22) 697 48 95
[email protected]
Maklerzy:
Emil Onyszczuk tel. (+48 22) 697 49 63
[email protected]
Grzegorz Stępień tel. (+48 22) 697 48 62
[email protected]
Joanna Niedziela tel. (+48 22) 697 48 54
[email protected]
Aleksander Mazur tel. (+48 22) 697 48 69
[email protected]
Michał Świtakowski tel. (+48 22) 697 48 16
[email protected]
Dom Inwestycyjny
BRE Banku S.A.
ul. Wspólna 47/49
00-950 Warszawa
www.dibre.dibre.com.pl
16
BRE Bank Securities
Rafako
Wyjaśnienia użytych terminów i skrótów:
EV - dług netto + wartość rynkowa (EV- wartość ekonomiczna)
EBIT - Zysk operacyjny
EBITDA - zysk operacyjny przed operacjami finansowymi, opodatkowaniem i amortyzacją
BOOK VALUE - wartość księgowa
WNDB - wynik na działalności bankowej
P/CE - cena do zysku wraz z amortyzacją
MC/S - wartość rynkowa do przychodów ze sprzedaży
EBIT/EV- zysk operacyjny do wartości ekonomicznej
P/E - (Cena/Zysk) - Cena dzielona przez roczny zysk netto przypadający na jedną akcję
ROE - (Return on Equity - Zwrot na kapitale własnym) - Roczny zysk netto dzielony przez średni stan kapitałów własnych
P/BV - (Cena/Wartość księgowa) - Cena dzielona przez wartość księgową przypadającą na jedną akcję
Dług netto - kredyty + papiery dłużne + oprocentowane pożyczki - środki pieniężne i ekwiwalent
Marża EBITDA - EBITDA / Przychody ze sprzedaży
Rekomendacje Domu Inwestycyjnego BRE Banku S.A.
Rekomendacja jest ważna w okresie 6-9 miesięcy, o ile nie nastąpi wcześniejsza jej zmiana. Oczekiwane zwroty z poszczególnych
rekomendacji są następujące:
KUPUJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji wyniesie co najmniej 15%
AKUMULUJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale 5%-15%
TRZYMAJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale -5% do +5%
REDUKUJ - oczekujemy, ż e stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale od -5% do -15%
SPRZEDAJ - oczekujemy, że inwestycja przyniesie stratę większą niż 15%.
Rekomendacje są aktualizowane przynajmniej raz na 9 miesięcy.
Niniejsze opracowanie wyraża wiedzę oraz poglądy jego autorów, według stanu na dzień sporządzenia opracowania. Niniejsze
opracowanie zostało sporządzone z zachowaniem zasad metodologicznej poprawności i obiektywizmu na podstawie ogólnodostępnych
informacji, które DI BRE Banku S.A. uważa za wiarygodne, w tym informacji publikowanych przez emitentów, których akcje są
przedmiotem rekomendacji. DI BRE Banku S.A. nie gwarantuje jednakże dokładności ani kompletności opracowania, w szczególności w
przypadku, gdyby informacje na których oparto się przy sporządzaniu opracowania okazały się niedokładne, niekompletne, lub nie w
pełni odzwierciedlały stan faktyczny.
DI BRE Banku S.A. nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania, ani za szkody
poniesione w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie niniejszego opracowania.
Do rekomendacji wybrano istotne dane z całej historii Spółki będącej przedmiotem rekomendacji ze szczególnym uwzględnieniem okresu
jaki upłynął od poprzedniej rekomendacji Inwestowanie w akcje wiąże się z szeregiem ryzyk związanych miedzy innymi z sytuacją
makroekonomiczną kraju, zmianą regulacji prawnych, zmianami sytuacji na rynkach towarowych. Wyeliminowanie tych ryzyk jest
praktycznie niemożliwe.
Jest możliwe, że DI BRE Banku S.A. świadczy, będzie świadczyć, lub w przeszłości świadczył usługi na rzecz przedsiębiorców i innych
podmiotów wymienionych w niniejszym opracowaniu.
Raport nie został przekazany do emitenta przed jego publikacją.
DI BRE Banku, jego akcjonariusze i pracownicy mogą posiadać długie lub krótkie pozycje w akcjach emitenta lub innych instrumentach
finansowych powiązanych z akcjami emitenta.
Powielanie bądź publikowanie niniejszego opracowania lub jego części, lub rozpowszechnianie w inny sposób informacji zawartych w
niniejszym opracowaniu wymaga uprzedniej, pisemnej zgody DI BRE Banku S.A. Adresatami rekomendacji są wszyscy Klienci Domu
Inwestycyjnego BRE Banku SA .
Nadzór nad działalnością Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA sprawuje Komisja Papierów Wartościowych i Giełd.
Osoby, które nie uczestniczyły w przygotowaniu rekomendacji ale miały lub mogły mieć dostęp do rekomendacji przed jej przekazaniem
do publicznej wiadomości, to osoby zatrudnione w DI BRE Banku S.A. upoważnione do bezpośredniego dostępu do pomieszczeń, w
których opracowywane były rekomendacje, inne niż analitycy wymienieni jako sporządzający niniejszą rekomendację.
Silne i słabe strony metod wyceny zastosowanych w rekomendacji:
DCF – uważana za najbardziej właściwą metodologicznie techniką wyceny; polega ona na dyskontowaniu przepływów finansowych
generowanych przez spółkę; jej wadą jest duża wrażliwość na zmiany założeń prognostycznych w modelu
Wskaźnikowa – opiera się na porównaniu mnożników wyceny firm z branży; prosta w konstrukcji, lepiej niż DCF odzwierciedla bieżący
stan rynku; do jej wad można zaliczyć dużą zmienność (wahania wraz z indeksami giełdowymi) oraz trudność w doborze grupy
porównywalnych spółek.
DI BRE Banku S.A. nie wydał w ciągu ostatnich 9 miesięcy rekomendacji dotyczących
Rafako.
22 grudnia 2005
17