Atrem jest spółką inżynieryjną, która skupia się głównie na realizacji projektów energetycznych i przemysłowych. Ostatni czas był bardzo dobry dla spółki, ponieważ zaczęły procentować kontrakty, które Atrem podpisał kilka lat temu. Duża w tym zasługa transformacji, która miała miejsce od 2019 r. Po przejęciu przez grupę Immobile, rozpoczęła się zmiana modelu biznesowego.
🟢Weź udział w webinarze fundamentalnym z Przemysławem Staniszewskim – omówienie ciekawych spółek z GPW + Q&A (02.09.2025)
🟢Zobacz również - 4 spółki do obserwacji w październiku. Kruk i inne pod lupą analityka
Wcześniej Atrem walczył o kontrakty ceną, co powodowało, że wygrywał niskomarżowe zlecenia, które często kończyły się stratami na kontraktach. Obecnie spółka skupia się na realizacji kontraktów wysokomarżowych, które wymagają specjalistycznej wiedzy. W efekcie jest mniej konkurentów, co powoduje, że generowana marża brutto na sprzedaży jest bardzo dobra. Obecnie marża brutto na sprzedaży wynosi ponad 20%, co jest wynikiem świetnym jak na branżę w której spółka działa. W 2024 roku marża netto wyniosła 8%, a uważa się że bardzo dobra marża w tej branży jest powyżej 5%.
🟢Zobacz również - Lululemon Athletica po wynikach Q2 2025. Zarząd obniża prognozę zysku na 2025 [Analiza]
Model biznesowy
To co wyróżnia spółkę na tle innych graczy z branży to rozwiązania „ab ovo ad mala”, czyli od początku do końca. Oznacza to, że zespół Atrem:
- projektuje instalacje
- realizuje prace
- serwisuje instalacje
W projektowaniu chodzi o to, aby dana instalacja (np. automatyka) była dopasowana do oczekiwań klienta zarówno pod względem jej efektywności, jak i założeń budżetowych. Im bardziej złożona instalacja, tym więcej potrzeba fachowej wiedzy, aby zaprojektować i zrealizować określony projekt. I właśnie w takie projekty celuje Atrem, a to automatycznie odcina konkurujących wyłącznie ceną i przynajmniej w teorii powinno zapewniać wyższą rentowność. Spółce pomaga także historia realizacji dużych projektów (jak ten na obiekcie Orlenu, o którym nieco wspomnę później). To z jednej strony potwierdzenie fachowości zespołu, jak i cenne doświadczenie dla organizacji (o ile potrafi się uczyć na błędach).
Spółka dzieli swoją działalność na dwa segmenty:
- automatyka przemysłowa i elektroenergetyka
- pozostałe
W automatyce przemysłowej chodzi m.in. o robienie projektów związanych z instalacją aparatury kontrolno-pomiarowej, telemetrii, teletechniki czy np. instalacją klimatyzacji, wentylacji, ogrzewania, systemów oczyszczania ścieków itp. Obecnie największym klientem w tym sektorze jest Orlen.
W elektroenergetyce chodzi o budowę czy modernizację sieci niskiego, średniego i wysokiego napięcia. Oprócz tego w skład tego segmentu wchodzą także modernizacje sieci transformatorowych, rozdzielni, podstacji. Wśród klientów można wymienić PSE (Polskie Sieci Energetyczne) czy operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD), wśród których można wymienić: PGE, Energa czy Enea.
Pozostałe: w skład tego segmentu wchodzą m.in. instalacje systemów alarmowych, kontroli dostępu czy systemów metrologii przepływu (np. gazu w stacjach LNG).
W planach spółka ma jeszcze rozwój nowej odnogi biznesowej tj. produkcji biometanu. Docelowo z odpadów rolniczych i biomasy ma być produkowany biometan (po oczyszczeniu biogazu). Na razie jednak brak jest pomocy rządowej o czym mówił zarząd spółki w komentarzu do wyników za II kw. 2025 roku.
Spółka bazuje na kontraktach rządowych albo od spółek z udziałem Skarbu Państwa. Obecnie realizowane są duże kontrakty podpisane jeszcze w latach 2022-2023, które powoli się kończą. W tym momencie brakuje nowych, dużych kontraktów co widać po backlogu, który nie wzrósł k/k, a w momencie opublikowania raportu za II kw. 2025 roku był nawet niższy niż na koniec czerwca 2025 roku.
Do tej pory wynikało to też z tego, że spółka nieco bardziej wybrednie podchodziła do ogłoszonych przetargów. Jednak jeśli podaży „dobrych” kontraktów nie będzie, to spółka zmuszona będzie konkurować także w tych o niższej marżowości. W takim scenariuszu można będzie się spodziewać potencjalnego spadku rentowności całej grupy Atrem. Ale tak być nie musi, trzeba pamiętać, że już niedługo czeka Polskę bardzo duża transformacja infrastruktury lotniczej, kolejowej oraz co najważniejsze energetycznej. Szczególnie dużo środków zostanie przeznaczonych na modernizację sieci energetycznej, co jest przecież jednym z „koników” spółki. Sumując plany Polskich Sieci Energetycznych (PSE) i spółek energetycznych działających w Polsce można oczekiwać około 200 mld PLN wydatków w perspektywie najbliższej dekady. Dla Atrem szczególnie łakomym kąskiem są stacje elektroenergetyczne WN/SN, które wymagają dużych modernizacji.
Otoczenie rynkowe
Rozwój sieci dystrybucyjnej stał się dziś kluczowym warunkiem bezpieczeństwa energetycznego i tempa transformacji polskiej energetyki w kierunku OZE. Polska sieć wysokiego, średniego i niskiego napięcia w najbliższych latach będzie mocno odmłodzona. Jest to konieczność, ponieważ duży odsetek sieci pamięta jeszcze PRL. Dotyczy to głównie sieci napowietrznych (zarówno wysokiego, średniego jak i niskiego napięcia), które często mają ponad 40 lat. Powoduje to spadek efektywności przesyłu energii do klienta końcowego tj. przemysłu, usług i gospodarstw domowych.
Źródło: PSE
Duże inwestycje będą dotyczyć również stacji WN/SN, które też proszą się o pilne remonty. Dla Atremu to bardzo dobra informacja, ponieważ tego typu projekty wymagają specjalistycznej wiedzy. W efekcie przetargi ogłaszane na modernizację, przebudowę lub budowę nowych stacji WN/SN mogą być „żyłą złota” dla spółki w najbliższych latach. Raczej należy się spodziewać, że inwestycje w tym zakresie nie będą odwlekane. Zatem w najbliższych latach można spodziewać się „odmładzania” sieci dystrybucyjnej oraz także tego, że infrastruktura będzie doposażana w telemechanikę oraz automatykę, która ma zdolność do zdalnego sterowania elementami sieci. Inwestycje mają doprowadzić do polepszenia wskaźnika niezawodności sieci (mniej czasu bez prądu dla odbiorców).
Modernizacja jest także konieczna z innego powodu: sieć była budowana w innych latach, kiedy nie było rozproszonej generacji energii elektrycznej (mali producenci OZE). Wtedy wytwórcy byli ograniczeni i produkowali energię bez dużych „skoków”. Obecny system musi sobie radzić z tym, że w okresach dużego nasłonecznienia czy silnego wiatru trafia do niego duża ilość mocy, z którą trzeba „coś” zrobić. Już teraz czasami pojawiają się problemy z przyłączeniem dodatkowej mocy pochodzącej z OZE, aby nie przeciążać sieci. To z kolei spowalnia transformację energetyczną Polski. Czy obecny i kolejne rządy chcą, czy nie chcą mechanizmy certyfikatów CO2 powodują, że odejście od węgla to konieczność.
Aby to zrozumieć warto spojrzeć na to jak zbudowany jest system dystrybucyjny energii elektrycznej. Wyróżnia się następujące „napięcia”:
- najwyższe napięcie
- wysokie
- średnie
- niskie
Najwyższe napięcie: zajmuje się nim PSE i są to głównie linie i stacje 400 kV oraz 220 kV.
Wysokie napięcie (WN) służy do przesyłu dużych mocy na większe odległości i łączenia głównych punktów zasilających (GPZ). W Polsce to z reguły 110 kV. Dominują tutaj linie napowietrzne, ponieważ były tańsze w instalowaniu.
Średnie napięcie (SN) to przedział od 1kV do kilkudziesięciu kV. Właśnie na tym poziomie OSD (Operatorzy Systemów Dystrybucji) rozprowadzają energię po miastach, miasteczkach i wsiach. Tutaj stoją stacje SN/nn. Coraz więcej linii jest tutaj pod ziemią oraz wyposaża się je w telemechanikę.
Niskie napięcie (nn) jest to „wszystko do 1kV”. Jest to tak zwana ostatnia mila, czyli zasilanie domów, małych firm itp.
Na wyższym napięciu oprócz modernizacji samych linii potrzeba dużych nakładów na modernizację i rozbudowę GPZ-ów, w których specjalizuje się spółka. Na średnim szczeblu działają głównie OSD, którzy w najbliższych latach będą ponosić duże nakłady na modernizację sieci i zagęszczenie sieci nadzoru, które mają skrócić czas lokalizacji uszkodzeń i przywracania zasilania. Dodatkowo coraz więcej linii ma przebiegać pod ziemią, co ma ograniczyć podatność sieci na wichury i oblodzenia. Z kolei w niskim napięciu konieczna jest modernizacja sieci w kierunku „dwukierunkowej”, aby prosumenci nie destabilizowali sieci.
Źródło: PSE
Jak widać przed polską energetyką lata dużych inwestycji, które są konieczne, aby poprawić sprawność energetyczną kraju oraz zwiększyć udział OZE w sieci. Nie są to tylko moje słowa. Odsyłam do fragmentu raportu przygotowanego przez PSE:
Rozwój OZE Od 2019 roku widoczny jest gwałtowny rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE), w szczególności fotowoltaiki prosumenckiej i farm PV, który diametralnie zmienia sposób funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Sieć dystrybucyjna, historycznie projektowana do przesyłu energii w jednym kierunku – od dużych elektrowni do odbiorców końcowych – dziś musi sprostać nowej rzeczywistości, w której większość małych źródeł energii oddaje nadwyżki energii elektrycznej do sieci. Na koniec 2024 roku całkowita moc zainstalowana źródeł OZE przyłączonych do sieci pięciu największych operatorów dystrybucyjnych wyniosła niemal 32 GW, z czego większość stanowiły źródła zlokalizowane na poziomie niskiego i średniego napięcia. Tak szybki przyrost mocy zainstalowanej sprawia, że dotychczasowa infrastruktura musi sprostać wyzwaniom realizacji nowych przyłączeń bez ryzyka przeciążenia sieci lub występowania zjawisk niekorzystnych, takich jak wzrost napięcia czy problemy z bilansowaniem sieci. W związku z dynamicznym rozwojem odnawialnych źródeł energii konieczna jest modernizacja sieci dystrybucyjnej, realizowana najczęściej poprzez m.in.:
-
- Budowę nowych stacji transformatorowych – (przede wszystkim WN/SN ale również SN/nn), które zwiększają lokalną dostępność mocy i umożliwiają dalsze przyłączanie odbiorców i źródeł;
- Rozbudowę linii WN, często w parze z budową nowych stacji WN/SN, która pozwala na lepsze rozłożenie obciążeń w sieci;
- Zwiększanie mocy transformatorów w stacjach WN/SN i SN/nn. Modernizacja stacji, polegająca na wymianie transformatorów na jednostki o większej mocy lub lepszych parametrach regulacyjnych (np. z regulacją pod obciążeniem), pozwala na przyłączanie większej liczby źródeł rozproszonych;
- Kablowanie sieci średniego i niskiego napięcia. Operatorzy konsekwentnie przebudowują linie napowietrzne na kablowe. Kablowanie poprawia niezawodność zasilania, eliminuje wpływ warunków atmosferycznych i zwiększa możliwości przesyłowe;
- Wdrożenie systemów automatyki i telemechaniki pozwalające na zdalne monitorowanie i sterowanie przepływem energii;
- Rozwój systemów monitorowania napięcia i przepływu mocy (smart grid) – raport PSE 2025
Warto wspomnieć, iż w tym raporcie pojawiła się informacja, że w sytuacji idealnej, kiedy wszystkie jednostki OZE pracowałyby z maksymalną mocą, to przekroczyłyby 200% zapotrzebowania dziennego na energię w danym regionie (według PSE z takim teoretycznym problemem zmagają się Energa Operator i Enea Operator).
Im wyższy ten stosunek, tym częstsze ryzyko nadwyżek energii – szczególnie w dni słoneczne i wietrzne, gdy zapotrzebowanie jest niskie (np. w weekendy, święta, latem w południe). Polska powoli wchodzi w ten etap, który kraje takie jak Niemcy czy Dania znają od lat – i który wymaga wdrażania rozwiązań elastyczności systemu – raport PSE 2025
Co znajdziesz w dalszej części analizy?
- pozostałe informacje na temat otoczenia rynkowego
- omówienie strategii i perspektyw rozwoju
- omówienie wyników finansowych spółki
- omówienie czynników ryzyka
- Podsumowanie oraz opinię na temat bieżącej ceny akcji
