Polska Energetyka. Sektor energetyczny RAPORT

Transkrypt

1 RAPORT Polska Energetyka ENEA Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 18,0 Cena bieżąca (PLN) 16,64 Stopa dywidendy 3,3% Potencjał wzrostu 11,5% Kapitalizacja (mln PLN) 7346 Free float 29% Bloomberg ENA PW Reuters ENAE.WA PGE Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 20,6 Cena bieżąca (PLN) 18,25 Stopa dywidendy 7,2% Potencjał wzrostu 20,1% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 37% Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Tauron Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 5,1 Cena bieżąca (PLN) 4,59 Stopa dywidendy 6,8% Potencjał wzrostu 17,4% Kapitalizacja (mln PLN) 8044 Free float 60% Bloomberg TPE PW Reuters TPE.WA Rekomendujemy kupno akcji PGE z ceną docelową 20,6 PLN, kupno akcji ENEA z ceną docelową 18,0 PLN oraz kupno akcji Tauron PE z ceną docelową 5,1 PLN. Uwzględniając wypłacane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w horyzoncie 12 miesięcznym wynoszą odpowiednio 20% dla PGE, oraz 12% dla ENEI i 17% dla Taurona. Uważamy, że spółki giełdowe z sektora energetycznego uwzględniają już w swoich wycenach czynniki obniżające poziom marży w kolejnych latach takie jak brak wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych, presja na ceny energii i wzrost cen węgla oraz wzrost kosztów z tytułu CO2. Czynnikami, które mogą przyczynić się do poprawy marży są przede wszystkim głębokie programy restrukturyzacji kosztów. Jednak ich efekty mogą być w pełni widoczne po ok. 2-3 latach. Preferowaną przez nas spółką w sektorze jest PGE, która dzięki silnym przepływom pieniężnym ma potencjał do wypłaty dywidendy na poziomie zbliżony do rentowności obligacji. Wszystkie wymienione spółki energetyczne stoją w obliczu dużych programów inwestycyjnych mających na celu wymianę mocy wytwórczych pochodzących z lat 60 i 70-tych. Ze względu na cykl inwestycyjny nakłady te będą widoczne najpierw w postaci wzrostu zadłużenia i kosztów odsetkowych, a w przychodach i zyskach spółek, w pełni pojawią się za kilka lat. PGE PGE jest notowane na poziomie EV/EBITDA 4,3 i 5,1 oraz P/E 8,2 i 9,6 na lata 2012/2013. Spółka w najbliższym okresie pomimo dużego programu inwestycyjnego powinna utrzymać poziom wypłaty dywidendy rzędu 40-50% zysku netto. Ze względu na sprzedaż Exatela w tym roku, stopa dywidendy w 2012 r. i 2013 r. może wynieść odpowiednio ok. 7% i 5%. W ciągu najbliższych dwóch lat na wyniki spółki niekorzystnie oddziaływać będą rezerwy z tytułu PPE tworzone w koszty segmentu wytwarzania. Wyniki będą wspierane przez pracę nowego bloku w Bełchatowie jak również prawdopodobne rozwiązanie części rezerw z tytułu KDT utworzonych w koszty 2011r. Enea ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,4 i 5,2 oraz P/E 10,4 i 9,8 na lata 2012/2013. Widoczny w wycenach wskaźnikowych na kolejne lata wzrost zadłużenia to efekt rozpoczęcia największej inwestycji w grupie, którą jest budowa bloku 1000 MW w Kozienicach. Wyniki w 2012r będą słabsze ze względu na efekt odwracania się czynników jednorazowych obecnych w wynikach 2011r. szczególnie w segmencie wytwarzania. W latach 2012/2013 nastąpi kolejny etap prywatyzacji spółki, ale udział w niej inwestora strategicznego nie jest obecnie przesądzony. Tauron Tauron jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,2 i 5,2 oraz P/E 6,7 i 9,5 na lata 2012/2013. W wynikach spółki w roku bieżącym widoczne będą znaczne rezerwy w PKE z tytułu programu dobrowolnych odejść. W przyszłym roku dodatkowo dojdzie efekt braku wsparcia ze strony KDT oraz likwidacji zielonych certyfikatów dla elektrowni wodnych. Braki te uda się częściowo pokryć przez poprawę wyników w segmencie dystrybucji i oddanie kilku instalacji do spalania biomasy. Obecna stopa wypłaty dywidendy powinna utrzymać się także w 2013r., a stopy zwrotu z dywidendy wynoszą w tym okresie ok. 5% Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa 25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

2 mln PLN Łączny wynik na działalności energetycznej (zysk brutto przed opodatkowaniem) przedsiębiorstw energetycznych Elektrownie na węglu brunatnym Elektrownie na węglu kamiennym Elektrociepłownie Elektrownie wodne Przedsiębiorstwa obrotu łącznie Operatorzy systemów dystrybucyjnych Źródło: ARE W 2011r. zyski przedsiębiorstw energetycznych rosły głównie za sprawą poprawy marży w segmencie dystrybucji ze względu na rozpoznawanie większej części WRA, niż w poprzednim roku. Suma zysków w elektrowniach na węglu brunatnym zwiększyła się ze względu na wzrost produkcji energii, który wyniósł 8,4% głównie za sprawą elektrowni Bełchatów i pozwolił obniżyć jednostkowe koszty stałe. Wyniki pozostałych segmentów rynku znajdowały sie na poziomie zbliżonym do 2010r. Rok 2012 oznacza początek zmian czekających sektor wytwórców energii w najbliższych latach. Zmiany obejma zarówno wytwórców energii konwencjonalnej jak i z odnawialnych źródeł energii. W bieżącym roku jednym z głównym tematów dla energetyki pozostawać będą zmiany w wynagradzaniu wytwórców odnawialnych źródeł energii, które zostaną wprowadzone w nowej ustawie o OZE. Pierwotny projekt ustawy zgłoszony w grudniu 2011r nabiera nowego kształtu w toku konsultacji społecznych. Pierwotnie ustawa nie zakładała gwarancji ceny i gwarancji zakupu dla energii wytworzonej w odnawialnych źródłach energii. Konsultacje społeczne ustawy wywołały wiele dyskusji i postulatów, które szły w kierunku przywrócenia tych istotnych zapisów. Wg dostępnych informacji prasowych w nowej propozycji ustawy spełnionych zostanie większość postulatów środowisk zajmujących się energetyka odnawialną. Należą do nich przede wszystkim wprowadzenie gwarancji zakupu energii z OZE, gwarancja ceny minimalnej oraz minimalnej ceny opłaty zastępczej, dodatkowo ma istnieć 2

3 mechanizm zabezpieczający przed nadmiernym spadkiem ceny certyfikatów pochodzenia energii. Minimalna stawka opłaty zastępczej ma znaleźć się bezpośrednio w ustawie. Wcześniej wielkość opłaty zastępczej miała być uzależniona od ceny energii. Odnawialne źródła energii mają mieć również pierwszeństwo w przyłączaniu do sieci. Źródła, które rozpoczęły działalność przed wejściem w życie ustawy (co może nastąpić już od 2013r) będą wspierane na dotychczasowych zasadach przez 15 lat. Przywilej ten nie dotyczył będzie współspalania biomasy, które ma być wspierane do 2020r i to w ograniczonym zakresie. Szczególnie ważne dla wytwórców OZE jest także potwierdzenie informacji, że poszczególne jednostki będą wynagradzane wg jednego współczynnika przez 15 lat. Współczynniki korygujące dla poszczególnych źródeł mają być wpisane w pierwszym pięcioletnim okresie ich obowiązywania do ustawy. Kolejne współczynniki mają być ustalane co trzy lata. Oprócz energii wspierane ma być także zielone ciepło, ale szczegóły nie są jeszcze znane. Nie znane są również aktualne propozycje współczynników dla konkretnych źródeł. Przesądzona wydaje się natomiast sprawa braku kontynuacji wsparcia dla elektrowni wodnych pochodzących sprzed 1997r. W poszczególnych grupach energetycznych elektrownie spełniające kryteria wsparcia stanowią tylko kilka procent produkcji energii w elektrowniach wodnych. Wspołczynniki korelacyjne zaprezentowane w uzasadnieniu ustawy o OZE 2,5 2 1,5 1 0,5 0 el. wodna > 20MW el. biomasowa CHP < 10MW el. wiatrowa > 20kW el. wiatrowa off-shore współspalanie fotowoltaika stare el. wodne Źródło: MG 3

4 Wykonanie obowiązku umorzenia certyfiaktów OZE TWh % 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% obowiązek umorzenia certyfikatów OZE produkcja energii z OZE Wymagane umorzenie certyfikatów OZE % Źródło: ARE, MG PEP SA Oprócz wprowadzenia ustawy o OZE dojdzie prawdopodobnie także do zmiany rozporządzenia w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, które zmieni wielkość obowiązku zakupu energii z OZE. W 2011r. rynek zielonych certyfikatów był praktycznie zbilansowany, a produkcja energii w instalacjach odnawialnych źródeł energii wyniosła GWh. Zbilansowanie rynku wynikało z wielkości współczynnika obowiązku zużycia energii z OZE przez odbiorców końcowych, który jest na poziomie 10,4%, niezmiennym od 2010r. Brak zmian w rozporządzeniu prowadziłby do powstania znacznych nadwyżek na rynku zielonych certyfikatów w kolejnych latach. Prawdopodobna nadwyżka certyfikatów w 2012r, przy wzroście popytu zostanie skonsumowana w kolejnym okresie. W roku 2012 kończy się także okres obowiązywania rozporządzeń o czerwonych i żółtych certyfikatach. Obecnie szczegóły i zakres kontynuowania tego obowiązku nie są znane, przedstawiciele branży zakładają jednak, że polityka wsparcia będzie kontynuowana. Szczególnie dotyczy to kogeneracji gazowej. Negatywnie na energetykę oddziaływał będzie wzrost cen węgla, który nastąpił od IV kwartału 2011 i przełożył się na cały 2012 rok. Część wytwórców energii, miała wprawdzie podpisane kontrakty indeksowane do inflacji lub wzrostu cen producentów, ale podwyżki na niezabezpieczoną cześć dostaw mają wzrost rzędu 10-15%. Podwyżki zakończyły okres praktycznie stałych cen węgla w energetyce trwający od 2009r. Ceny w 2009 i 2010r wynosiły ok. 11 PLN/GJ i utrzymywały się na tym poziomie aż do IV kwartału 2011r. Braki węgla na rynku przyspieszyły podwyżki, które już w IV kwartale przełożyły się na ceny węgla. W 2011r. średnia cena energii wzrosła o 2,8% przy wzroście cen węgla ok 3-4%. W bieżącym roku szacowany wzrost cen na rynku energii wyniesie 3,1%, a wzrost cen węgla dla energetyki szacujemy na ok. 8-10%. Perspektywy nie są korzystne również na 2013r. Biorąc pod uwagę ceny kontraktów BASE na ten rok na poziomie ok PLN i PEAK ok. 246 PLN dalszy spadek marży w wytwarzaniu jest również bardzo prawdopodobny w przyszłym roku. Wzrost kosztów z tytułu CO2 raczej nie zostanie w całości przeniesiony na klientów. 4

5 Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych PLN/MWh Elektrownie na węglu kamiennym Ceny energi elektrycznej Elektrownie na węglu brunatnym Źródło: ARE, URE Presja na marże spotyka się z działaniami mającymi na celu obniżenie kosztów stałych działalności. Zarówno PGE jak i Tauron planują programy dobrowolnych odejść w segmentach wytwarzania, które obejmą ok. 20% zatrudnionych tam osób. Oznaczać to będzie konieczność tworzenia rezerw z tego tytułu, które obciążą koszty dwóch kolejnych lat. Pewnych zmian branża oczekuje w segmencie obrotu. Zmiany te mają dotyczyć uwolnienia taryfy G. Obecnie po zmianach taryf, jakie miały miejsce na koniec 2011r, i polegały na podniesieniu taryfy średnio o 5,1% przy szacowanym przez nas wzroście kosztów o ok. 3,5-4%. Sprawia to, że taryfa G generuje już niewielką rentowność na poziomie operacyjnym. Uwolnienie taryfy G może spowodować dalszy kilkuprocentowy wzrost rentowności operacyjnej tego segmentu. Szacujemy, że w 2011r dalej trwała presja na marże w segmentach WN i SN, które uległy dalszemu obniżeniu. Na podobnym poziomie udało się utrzymać marże po kosztach zmiennych w taryfie C. Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym w kraju wg odbiorców (bez Ec przemysłowych i Ec niezależnych) , Odbiorcy na WN Odbiorcy SN Odbiorcy na nn (grupa C) Gosp. Domowe i rolne Źródło: ARE Umowy sprzedaży Umowy kompleksowe 5

6 Cały czas zniżkowały ceny CO2, ze względu na słabe nastroje gospodarcze w strefie Euro, podaż praw do emisji z programu NER300 (EBI od początku grudnia do końca marca sprzedało 78,6 mln praw EUA) oraz brak uzgodnień co do możliwości zaostrzenia polityki redukcji emisji CO2. Konferencja klimatyczna w Durbanie uzgodniła wprawdzie porozumienie mające na celu wypracowanie do 2015 roku uzgodnień o kontynuowaniu porozumienia z Kioto, do którego miałyby przystąpić także kraje dotychczas nieobecne jak USA, Brazylia, Chiny i Indie. Zawarto także deklaracje przedłużenia protokołu na drugi okres rozliczeniowy. Porozumienie miałoby obowiązywać po 2020r. Nie zapadły jednak żadne decyzje o konkretnych działaniach. Po konferencji w Durbanie z protokołu z Kioto wystąpiła Kanada tłumacząc to względami ekonomicznymi. Polska kolejny raz sprzeciwiała się polityce środowiskowej UE i zawetowała przyjęcie Mapy drogowej dojścia do gospodarki niskowęglowej w Mapa zakładała m.in.: redukcję CO2 o 40% do 2030r, o 60% do 2040r oraz o minimum 80% do 2050r. Głównym argumentem Polski przeciwko przyjmowaniu nawet niewiążących zobowiązań w tej sprawie było oczekiwanie na rezultaty negocjacji klimatycznych mających wypracować porozumienie obowiązujące po 2020r. Ze względu na spadek cen uprawnień do emisji UE próbuje przedsięwziąć kroki mające na celu zwiększenie ceny uprawnień. Polegać mają redukcji puli przyznanych uprawnień na lata r nawet o 10%, czyli ok. 1,4 mld praw. Nie do końca rozstrzygnięta jest kwestia przydziałów bezpłatnych uprawnień CO2 dla dotychczasowych wytwórców oraz nowych instalacji. Polska złożyła propozycję przydziału uprawnień we wrześniu minionego roku, ale do tej pory nie otrzymała odpowiedzi z UE, mimo półrocznego terminu na przedstawienie stanowiska. Według przedstawionych propozycji w pierwszym roku obowiązywania nowego okresu handlu instalacje miałyby otrzymać ok. 53% bezpłatnych uprawnień. GWh Krajowe zużycie energii brutto styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Źródło: PSE

7 Wsparciem dla sektora są cały czas dodatnie dynamiki wzrostu produkcji i zużycia energii elektrycznej. W 2011r. dodatnią dynamikę rocznych zmian wykazywały wszystkie miesiące z wyjątkiem grudnia (ze względu na ciepłą pogodę). Produkcja energii brutto w 2011r. wzrosła o 4,36%, a zużycie energii o 1,88%. Jednym z powodów była cały czas dobra koniunktura gospodarcza. Wzrost PKB wyniósł 4,3%, a produkcji przemysłowej 7,3%. Skutkowało to wzrostem zużycia głównie w przemyśle. W sektorze największych klientów zużycie wzrosło o 2%, w sektorze średnich napięć (duże i średnie firmy ) dynamiki były na poziomie 4,8%. Natomiast w segmencie niskich napięć i gospodarstw domowych dynamiki były lekko ujemne. Po zamknięciu elektrowni atomowych w Niemczech znacznie w stosunku do 2010r. wzrósł export energii, saldo wymiany netto wyniosło 5,2 TWh wobec 1,3 TWh w 2011r. Nieco inne tendencje możemy obserwować na rynku w pierwszych trzech miesiącach 2012r, jednak zdaniem branży duży wpływ na zużycie, produkcję i ceny energii na rynku SPOT mogły mieć czynniki sezonowe. Największe dynamiki zużycia energii miały miejsce w lutym (+7,3% r/r) ze względu na niskie temperatury. Zmiana pogody w marcu, import energii z Nord Pool i Ukrainy spowodowały załamanie produkcji -6%r/r oraz znaczne spadki cen na RDN. W pierwszym kwartale zarówno dynamiki produkcji, jak i krajowego zużycie energii były dodatnie i wyniosły ogółem 0,6% i 1,6%. Taka sytuacja na rynku sprzyjała kontynuacji tendencji do wzrostu produkcji energii w blokach na węglu brunatnym +10,4% od początku roku i spadku produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym o 6,5%. 280,00 Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. - marzec 2012 r.) 260,00 240,00 PLN/MWh 220,00 200,00 180,00 160,00 Źródło: TGE styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec Mies. kurs BASE (PLN/MWh) BASE_Y-12 BASE_Y-13 sierpień wrzesień październik listopad grudzień styczeń Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) PEAK5_Y-12 PEAK5_Y-13 luty marzec Ceny energii w kontraktach rocznych na TGE były stabilne przez cały 2011r. Spadały natomiast ceny energii w kontraktach terminowycvh na EEX. Wpływ na to mógł mieć również wzrost poziomu produkcji energii w źródłach odnawialnych w Niemczech, których udział w produkcji brutto wyniósł w 2011r. ok. 20%. Spadek produkcji energii w elektrowniach atomowych wynoszący 32,6 TWh został głównie skompensowany właśnie przez te źródła. Indykatywne ceny energii szacowane na podstawie kontraktów BASE i PEAK na kolejne lata wskazują także, że spadek cen energii może mieć charakter nie tylko chwilowy, a moment zrównania się cen energii w Polsce i Niemczech może nastąpić już w 7

8 ciągu 2 lat. Warto zauważyć, że na popyt na energię coraz większy wpływ mogą mieć regulacje unijne dotyczące zwiększania efektywności energetycznej. W Niemczech w 2011r. nastąpił spadek zużycia energii elektrycznej mimo bardzo dobrej koniunktury gospodarczej. Przy wzroście PKB o 3% i produkcji przemysłowej o 8,7% zużycie energii spadło o 0,3%. W ciągu ostatnich miesięcy nie podpisano jeszcze żadnej umowy na budowę bloków energetycznych. W ciągu najbliższych tygodni powinna zostać podpisana umowa na budowę elektrociepłowni w Stalowej Woli. Ostatecznie została wybrana oferta Abener Energia o wartości 1,57 mld. W przypadku dużych bloków węglowych EDF podpisał już umowę z Alstom na budowę bloku w Rybniku o mocy 900MW. PGE podpisało umowę na wykonawstwo dwóch bloków w Opolu o tej samej mocy, ale w tym przypadku zaskarżony przez organizację pozarządową został raport o oddziaływaniu na środowisko, W elektrowni Kozienice termin składania ofert trwa do 25 kwietnia br. W Ostrołęce przetarg w optymistycznym wariancie ma być rozstrzygnięty do końca roku. Przetarg trwa również w Jaworznie. W przypadku elektrowni Północ trwa wybór wykonawców i organizowane jest finansowanie. Reasumując rozpoczęcie prac budowlanych w żadnym z dużych projektów węglowych nie wydaje się możliwe w tym roku, realnie w połowie 2013r. Z tego względu przesuwa się także wejście nowych bloków do eksploatacji, co nastąpi prawdopodobnie w 2017/2018 roku. Zgodnie z planem prywatyzacji przyjętym przez Radę ministrów prywatyzacja sektora energetycznego będzie kontynuowana w latach Jako spółki przeznaczone do prywatyzacji wymieniane są PGE, ENEA, ENERGA,ZE PAK oraz ZEW Niedzica. W ramach planowanych projektów preferowana ma być sprzedaż akcji na giełdzie. W lutym bieżącego roku Skarb Państwa sprzedał ok. 7% akcji PGE. Kolejnym etapem prywatyzacji może być sprzedaż akcji ZE PAK, co może nastąpić w drugiej połowie roku. Obecna strategia rządowa zakłada, że ENEA i ENERGA mogą być sprzedane również do inwestorów strategicznych. W przypadku ENERGI istotny w tej kwestii może być wyrok Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, który rozstrzygnie kwestię przejęcia tej spółki przez PGE. Rozprawa planowana jest na 14 maja br. 8

9 Dane podstawowe RAPORT Kupuj Cena bieżąca (PLN) 18,25 Cena docelowa (PLN) 20,6 Min 52 tyg (PLN) 17,01 Max 52 tyg (PLN) 24,04 Kapitalizacja (tys PLN) EV (tys PLN) Liczba akcji (tys szt.) Free float 37,0% Free float (tys PLN) Śr. obrót/dzień (tys PLN) Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc -2,8% -4,4% 3 miesiące -9,4% -0,7% 6 miesięcy -5,4% -1,6% 12 miesięcy -17,2% -21,2% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 62,3% 62,3% PGE 18 kwi 1 lip 12 wrz 23 lis 3 lut 17 kwi PGE WIG znormalizowany PGE PPE i strategia długoterminowa Sektor energetyczny Rekomendujemy kupno akcji PGE z ceną docelową na poziomie 20,6 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 1,32 PLN). PGE opracowało na początku bieżącego roku Program Poprawy Efektywności na lata oraz Strategię na lata r. Uważamy, że założenia obu dokumentów będą wyznaczać kierunki rozwoju spółki i wpływać na wyniki w ciągu najbliższych lat. W pierwszej kolejności będą widoczne efekty programu poprawy efektywności. PPE naszym zdaniem będzie się koncentrował głównie na stronie kosztowej, czyli redukcji zatrudnienia w segmencie wytwarzania. Mimo realizacji szerokiego programu inwestycyjnego PGE dzięki wysokim wolnym przepływom pieniężnym będzie mógł dzielić się z akcjonariuszami dywidendą na poziomie 40-50% zysku netto. Oczekujemy, że stopa zwrotu z dywidendy wyniesie ok. 7% w 2012r i 5% w 2013r. Podstawą zysków w grupie PGE jest segment wytwarzania. Segment ten ze względu na produkcję na węglu brunatnym nie odczuwa takiej presji na marże jak w pozostałych spółkach. Dodatkowo spadek rentowności w bieżącym roku będzie w pełni pokrywany przez wzrost wolumenów w Bełchatowie pochodzący z nowego bloku 858 MW. Mimo dobrych wyników PGE zdecydowało się wdrożyć program poprawy efektywności, który obejmie redukcje zatrudnienia sięgające 20% ogółu zatrudnionych. W dwóch pierwszych latach koszty programu mają wynieść ok. 700 mln, czyli tyle ile łączne efekty w kolejnych latach. Program ma na celu ochronę marży w przyszłości. Odczuwalny dla spółki, może być także spadek przychodów z tytułu wsparcia dla elektrowni wodnych. Elektrownie wodne w grupie wyprodukowały w 2011r 500 GWh, z czego tylko kilka procent będzie mogło uzyskać wsparcie w postaci certyfikatów po zmianie ustawy. Istotne z punktu widzenia PGE jest także kontynuacja wsparcia z tytułu żółtych certyfikatów, ponieważ roczna produkcja w elektrociepłowniach gazowych wynosi ok. 2 TWh rocznie. PGE przedstawiło strategię na lata wraz z projekcją zysków i zadłużenia. Znaczna część z zakładanego na 2035r. zysku EBITDA w wysokości 34 mld PLN ma pochodzić z projektów realizowanych po 2020r., czyli elektrowni atomowej, farm wiatrowych i nowej elektrowni na węglu brunatnym. Poziom zysków z tych instalacji zależy jednak od wielu założeń przedstawionych przez spółkę jak realny wzrost cen prądu o 1,5% r/r, wzrost popytu na energię o 1-1,7% rocznie, uśredniony koszt produkcji w elektrowni jądrowej na poziomie EUR/MWh. Dlatego nie uwzględniamy tych inwestycji w wycenie spółki, zaznaczymy jednak, że ich zdyskontowany efekt wynosi ok. 5 PLN na akcję. W lutym br. Skarb Państwa sprzedał w trybie przyśpieszonej budowy księgi popytu 7% akcji spółki. Z tego względu nie należy się spodziewać podaży akcji PGE w ciągu najbliższych miesięcy. Do kolejnego etapu prywatyzacji może dojść jednak ponownie w 2013r. ponieważ PGE znalazło się na liście prywatyzacyjnej zatwierdzonej przez Radę Ministrów. Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa PGE - wybrane dane finansowe tys PLN P 2013P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,80 1,61 2,64 2,21 1,90 DPS (PLN) 0,66 0,70 0,64 1,32 0,88 Div.Yield % 3,6% 3,9% 3,5% 7,2% 4,8% P/E 10,1 11,3 6,9 8,2 9,6 P/BV 0,7 0,9 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA 3,7 4,7 4,6 4,3 5,1 P - prognoza PKO DM 25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

10 Wyniki grupy PGE za 2011r. były zniekształcone przez odpisy w wysokości 1038 mln PLN z tytułu sporów z URE dotyczących rozliczenia kontraktów KDT za lata Zawiązanie rezerwy z tego tytułu nastąpiło po niekorzystnym wyroku Sądu Apelacyjnego dotyczącym odwołania URE od wyroku Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w sprawie wsparcia z tytułu KDT dla EC Lublin-Wrotków za rok Wartość sporu wynosiła 26,7 mln PLN. W trzech analogicznych sprawach zapadły wyroki korzystne dla PGE. Dotyczyły EC Rzeszów 14,6 mln PLN oraz ZEDO 42,4 mln PLN i elektrowni Turów 164,5 mln PLN. W przypadku korzystnych decyzji dla PGE z tytułu rozliczeń dla kolejnych instalacji odpisy mogą być odwrócone. Oprócz poniesionych już kosztów księgowych w przypadku niekorzystnych wyroków odpływ gotówki z PGE wyniesie 421 mln PLN. Na wyniki segmentu wytwarzania pozytywnie wpłynęło uruchomienie komercyjnej eksploatacji nowego bloku oraz zaksięgowane odszkodowania od firmy Alstom z tytułu opóźnień w realizacji tego projektu w wysokości ok. 321 mln PLN. Zwiększenie wolumenów wytwarzania na węglu brunatnym w segmencie o 9,6%, obniżyło poziom kosztów stałych produkcji. Można szacować, że łączny jednostkowy koszt wytworzenia był na poziomie zbliżonym do 2010r. Wzrost kosztów jednostkowych wytwarzania w 2012r będzie również złagodzony przez dalszy wzrost wolumenów w Bełchatowie. PGE w bieżącym roku opublikował dwa dokumenty, o istotnym znaczeniu dla przyszłości spółki. Nalezą do nich program poprawy efektywności i strategia spółki na lata Program Poprawy efektywności Wpływy na wynik operacyjny i cash flow programu PPE mln PLN Źródło: PGE wpływ na wynik operacyjny wpływ na cash flow Kontynuacja programu dobrowolnych odejść podstawą części kosztowej Podstawa programu jest kontynuacja programu dobrowolnych odejść zapoczątkowanego w 2011r. (okresy ochronne kończą się w poszczególnych spółkach Grupy w latach ). Oszczędności z tego tytułu mają stanowić ponad 50% całego efektu oszczędności. 10

11 Koszty z tego tytułu zostaną poniesione w latach , co wpłynie negatywnie na wyniki PGE w tym okresie. Główne efekty programu oszczędności mają być widoczne w segmencie Wytwarzanie Konwencjonalne (76% całego efektu oszczędności). Program ma objąć blisko 20% obecnego stanu zatrudnienia w tym segmencie. Zwiększenie współspalania biomasy podstawą części przychodowej Po stronie przychodowej program bazuje głównie na segmencie wytwarzania i obejmuje ponad dwukrotne zwiększenie wytwarzania energii z biomasy, sprzedaż produktów ubocznych procesów wydobycia i wytwarzania. Łącznie segment wytwarzania ma odpowiadać za 74% efektu poprawy EBIT przez inicjatywy przychodowe. Za pozostałą część efektu ma odpowiadać segment sprzedaży detalicznej, przez zwiększenie przychodów po uwolnienie rynku energii i sprzedaż agencyjną. Efekty programu Program oceniamy pozytywnie, ale jego wpływ na kurs PGE w krótkim okresie może być częściowo ograniczony poprzez jego negatywny wpływ na wynik operacyjny w latach 2012 i 2013 w wysokości odpowiednio 279 mln i 35 mln PLN oraz na cash flow w tym okresie w wysokości odpowiednio 237 i 489 mln PLN. Koszty będą związane głównie z odprawami dla pracowników a inwestycje z instalacjami do spalania biomasy. PGE będzie raportować o realizacji programu i jego efektach począwszy od wyników za pierwsze półrocze 2012r. Wpływ na EBIT 2016 r. projektów kosztowych i przychodowych mln PLN inicjatywy kosztowe inicjatywy przychodowe Energetyka konwencjonalna Dystrybucja Sprzedaż Detaliczna Źródło: PGE Efekty programu poprawy efektywności w części kosztowej są naszym zdaniem możliwe do realizacji, natomiast program zwiększania spalania i współspalania biomasy na proponowaną skalę (wzrost z 1 TWh do 4 TWh) wydaje się trudny do osiągnięcia ze względu rosnące ceny biomasy oraz na zmianę ustawy o OZE, która ma ograniczyć współczynniki dla współspalania biomasy oraz zakończyć wsparcie w 2020r. Strategia Grupy PGE na lata PGE opublikowało strategię Grupy na lata Celem strategicznym spółki jest budowa wartości ekonomicznej dla akcjonariuszy. Strategia pokazuje kierunki rozwoju grupy 11

12 i nakłady inwestycyjne w kolejnych pięcioletnich okresach. Podstawą programu jest rozwój energetyki jądrowej, zastąpienie elektrowni Bełchatów przez nową odkrywkę w Gubinie oraz rozwój energetyki odnawialnej głównie poprzez farmy na morzu. Blisko 25% łącznych nakładów inwestycyjnych w okresie stanowią inwestycje jeszcze niezidentyfikowane, co stanowi pewne ryzyko dla całego programu. Oprócz nakładów inwestycyjnych strategia prezentuje także prognozy EBITDA i poziomu zadłużenia. W 2035 EBITDA ma wynieść 34 mld PLN wobec 6,5 mld PLN w 2010r. (bez KDT), a rentowność na poziomie EBITDA 50% wobec 35% w 2010r. Docelowy poziom zadłużenia netto wg strategii wynosi 2,3. Zarząd określa te założenia jako ambitne, ale wykonalne. W stosunku do wcześniejszych komunikatów spółki nowość stanowią plany sprzedaży 50% udziałów w elektrowni Opole i większa skala inwestycji w energetykę odnawialną na morzu (2 GW). Sprecyzowane zostały także plany rozwoju kopalni odkrywkowej i elektrowni w rejonie Gubina. Określone zostały także rejony o największym potencjale akwizycji: Polska, Niemcy, Austria, Szwecja, Wielka Brytania, Czechy i Słowacja. Średnioroczne wydatki inwestycyjne będą relatywnie największe (w stosunku do EBITDA) w najbliższym okresie , następnie będą spadać, co przy wzroście zadłużenia umożliwi spółce kontynuację dotychczasowej polityki wypłaty dywidend. Docelowo po roku 2025 stopa wypłaty dywidendy może być nawet wyższa. Wytwarzanie pozostanie głównym źródłem EBITDA dla spółki, dlatego założenia co do wzrostu cen prądu realnie (średnio 1,5% rocznie) i popytu na energię elektryczna w Polsce (średnio 1-1,7% rocznie) mają kluczowe znaczenie dla osiągania założonych rentowności. Koszty wytwarzania prądu w elektrowniach jądrowych, które w 2035r. mają generować ok. 1/3 EBITDA szacowane są na EUR/ MWh i będą w dużym stopniu zależeć od ostatecznych kosztów budowy tych elektrowni. Dla rentowności elektrowni konwencjonalnych na węglu brunatnym i kamiennym kluczowe jest założenie stabilizacji realnych cen węgla. Rentowność odnawialnych źródeł energii jest zależna od regulacji ze strony państwa w tym zakresie. Ok. 7% EBITDA w 2015 roku i 23% EBITDA w 2035 ma pochodzić z nowej działalności (np.: elektrownie gazowe, akwizycje), która nie jest obecnie zidentyfikowana. W latach nakłady inwestycyjne wyniosą mld PLN (średniorocznie 10-11,3 mld PLN wobec ok. 5,5 mld PLN w latach ). Głównymi inwestycjami będą bloki na węglu kamiennym w Opolu, na węglu brunatnym w Turowie oraz gazowe w Bydgoszczy, Puławach, Gorzowie i Lublinie oraz farmy wiatrowe na lądzie o łącznej mocy 1000 MW. W latach nakłady inwestycyjne wyniosą mld PLN (ok. 8 mld PLN średniorocznie) i składać się na nie będą nakłady na dokończenie inwestycji rozpoczętych w poprzednim okresie, farmy na morzu o mocy 1000 MW oraz wydatki związane z rozpoczęciem inwestycji w budowę pierwszej elektrowni jądrowej o mocy 3000 MW (PGE chce docelowo posiadać w tym projekcie 51%). W latach wydatki zwiększą się do 67 mld PLN i obejmą nakłady na budowę elektrowni jądrowych i farm wiatrowych na morzu 1000 MW. W latach nakłady wyniosą mld i skoncentrują się na budowie drugiej elektrowni jądrowej o mocy 3000 MW oraz budowie kopalni odkrywkowej węgla brunatnego w rejonie Gubina i pierwszego bloku elektrowni o mocy 900 MW. W latach maja powstać kolejne dwa bloki w elektrowni Gubin o łącznej mocy 1800 MW. Zdecydowana większość nakładów inwestycyjnych w tym okresie ok. 74 mld z 95 mld planowanych ma dotyczyć niezidentyfikowanych projektów (gazowych, wiatrowych, akwizycji). 12

13 Produkcja energii w elektrowniach wodnych w PGE GWh Źródło: PGE W naszych prognozach uwzględniamy realizacje programu w zakresie inwestycji oddawanych do 2020r. Wpływ realizacji programu w zakresie inwestycji realizowanych po 2020r. na wycenę spółki szacujemy dodatkowo na ok. 5 PLN na akcję. Jako ryzyko dla programu uważamy oprócz założeń co do kosztów paliw i cen energii znaczny udział inwestycji niezidentyfikowanych, który stanowią 25% planowanych nakładów inwestycyjnych. Szczególne obawy inwestorów budzą plany inwestycji zagranicznych. W najbliższym czasie rozstrzygnie się, czy PGE dokona akwizycji grupy ENERGA. Posiedzenie Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów planowane jest na 14 maja br. Ewentualna akwizycja wymagała będzie jednak renegocjacji ceny ze strony PGE Pierwotnie akwizycja została dokonana w 2010r. Cena zapłacona przez PGE implikuje wycenę spółki na 2011r na poziomie P/E 13,5 i EV/EBITDA 6,4, czyli znacznie powyżej bieżących wycen grup energetycznych notowanych na GPW. Nie bez znaczenia jest także znaczny udział w wyniku operacyjnym ENERGI przychodów ze świadectw pochodzenia energii produkowanych w elektrowniach wodnych, które znikną prawdopodobnie od 2013r. Polskie spółki z sektora energetycznego będą brały aktywny udział w poszukiwaniach gazu łupkowego. Inwestycje w ten sektor miałyby odbywać się przy współpracy z partnerami jakimi są PGNIG i PKN. Udział spółek energetycznych polegałby głównie na wspólnym finansowaniu odwiertów i prac poszukiwawczych w zamian za udziały w złożu i przychodach ze sprzedaży gazu. Szacujemy, że inwestycje tego rodzaju w przypadku poszczególnych spółek mogą wynieść od ok. kilkuset milionów złotych. Główne ryzyko dla wyceny stanowią niezidentyfikowane w strategii długoterminowej inwestycje, które mogą wynieść w latach ok. 7-8 mld PLN. Niekorzystnie na wycenę może również wpłynąć naszym zdaniem kupno ENERGI po waluacjach zbliżonych do ceny wynegocjowanej w 2010r. Ryzykiem jest także wsparcie kogeneracji w postaci żółtych i czerwonych certyfikatów, które na dotychczasowych zasadach obowiązuje jedynie do końca 2012r. Nowe propozycje w tej kwestii na razie nie są jeszcze znane. Według informacji z branży wsparcie powinno być kontynuowane. 13

14 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 20,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF PGE: model DCF tys PLN 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 10,5% 10,0% 9,5% 9,0% 8,7% 8,9% 8,9% Współczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,20 1,31 1,43 1,55 1,69 DFCF Wzrost w fazie II 1,25% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość DCF Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości ,0 Wartość firmy ,1 Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na ,2 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 20,6 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,32 Cena bieżąca 18,3 Oczekiwana stopa zwrotu 20% Źródło: prognozy PKO DM PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 205,0 218,0 226,8 235,9 245,3 254,2 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) 12,4 12,1 12,6 12,8 13,0 13,7 Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) 7,0 7,3 7,6 7,9 8,2 8,5 Wolumen produkcji energii (TWh) 58,6 59,1 59,3 60,1 61,2 73,1 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 31,2 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski PGE: WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% koszt długu 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% waga długu -3,1% 9,2% 19,6% 29,6% 34,8% 30,2% 31,0% WACC 10,5% 10,0% 9,5% 9,0% 8,7% 8,9% 8,9% Źródło: prognozy PKO DM 14

15 Wycena porównawcza PGE Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR EDF ,5 8,2 7,7 7,4 4,4 4,1 4,0 GDF SUEZ ,3 12,2 11,0 10,2 6,2 5,8 5,5 RWE AG ,4 7,7 7,9 8,2 4,4 4,2 4,1 IBERDROLA ,0 7,2 7,4 7,2 6,2 6,0 5,8 CEZ ,9 10,1 9,5 9,5 6,9 6,6 6,6 DRAX GROUP PLC 2441,8 10,5 10,6 18,1 5,4 5,6 8,2 FORTUM OYJ ,5 11,5 10,7 10,6 8,5 8,6 8,4 ENEA 1723,7 9,0 10,3 9,6 3,5 4,3 5,2 TAURON 1940,3 6,7 6,8 9,6 4,4 4,2 5,3 średnia 9,2 9,1 10,1 5,5 5,5 5,9 PGE 8240,4 7,0 8,4 9,7 4,6 4,4 5,1 premia/dyskonto do średniej -24% -8% -3% -17% -20% -13% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 24,4 20,1 19,1 22,2 23,1 21,3 21,2 22,2 wagi 50% 50% wycena porównawcza 21,70 Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM 15

16 Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży detalicznej Segment sprzedaży hurtowej Sement pozostałe Odnawialne żródła energii Korekty Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2012P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 12,0% 9,6% 7,9% 8,3% 7,9% ROA 6,2% 5,6% 8,4% 6,6% 5,1% 5,1% 4,6% Dług netto Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,4 0,2 0,8 1,4 Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM 16

17 Wyniki kwartalne segmentów PGE (tys PLN) IQ'10 IIQ'10 IIIQ'10 IVQ'10 IQ'11 IIQ'11 IIIQ'11 IVQ'11 Energetyka Konwencjonalna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Energetyka Odnawialna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Obrót hurtowy Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Sprzedaż detaliczna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Razem Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Źródło: PGE 17

18 Dane podstawowe RAPORT Kupuj Cena bieżąca (PLN) 16,64 Cena docelowa (PLN) 18,0 Min 52 tyg (PLN) 14,95 Max 52 tyg (PLN) 19,53 Kapitalizacja (tys. PLN) EV (tys. PLN) Liczba akcji (tys. szt.) Free float 29,2% Free float (tys PLN) Śr. obrót/dzień (tys. PLN) Bloomberg Reuters ENA PW ENAE.WA Zmiana kursu ENEA WIG 1 miesiąc -4,8% -4,4% 3 miesiące -11,3% -0,7% 6 miesięcy -15,3% -1,6% 12 miesięcy -15,7% -21,2% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 52,1% 52,1% Vattenfall 18,7% 18,7% 21 18, ,5 Enea 18 kwi 1 lip 12 wrz 23 lis 3 lut 17 kwi Enea WIG znormalizowany ENEA Nowy etap prywatyzacji Sektor energetyczny Rekomendujemy kupno akcji spółki ENEA z ceną docelową 18,0 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 0,54 PLN). Uważamy, że obecna wycena akcji spółki odzwierciedla spadek wyników w bieżącym roku wynikający z odwracania pozycji jednorazowych w segmencie wytwarzania obecnych w rachunku wyników za 2011 rok. Spółka ma szanse jako pierwsza rozpocząć budowę bloku 1000 MW w elektrowni Kozienice i najszybciej oddać go do eksploatacji, oraz zyskać przewagę kosztowa ze względu na tańszy węgiel z Bogdanki. Oprócz segmentu dystrybucji wsparciem dla wyników w kolejnych latach powinna być kontrybucja elektrociepłowni Białystok, w tym nowego kotła na biomasę, który powinien zostać oddany do końca biezącego roku. W ciągu najbliższego roku może rozpocząć się kolejny etap prywatyzacji ENEI, tym razem udział inwestora strategicznego nie jest jednak przesądzony. Oczekujemy, że ze względu na szybkie rozpoczęcie inwestycji w Kozienicach relatywna wyceny spółki zbliży się do wycen pozostałych spółek z sektora, a efekt dyskonta z tytułu posiadania znacznych środków pieniężnych będzie zanikać. W roku obecnym spółka zanotuje spadek wyników głównie z powodu odwracania efektów jednorazowych z roku Głównym czynnikiem obniżającym zysk operacyjny będą odpisy z tytułu amortyzacji wartości niematerialnych i prawnych w wysokości ok. 50 mln PLN. W roku 2011 były one źródłem zysków jednorazowych z tytułu negatywnego goodwilu po akwizycji elektrociepłowni Białystok. ENEA znajduje się w planie prywatyzacji na lata 2012 i Preferowaną metodą prywatyzacji jest sprzedaż akcji na GPW. Ministerstwo Skarbu nie wyklucza udziału w procesie również inwestora strategicznego. Prawdopodobnie akcje będzie sprzedawał także inwestor branżowy obecny w spółce Vattenfall, który sprzedał już pozostałe polskie aktywa. W najbliższym czasie powinien zostać wyłoniony wykonawca bloku 1000 MW w elektrowni Kozienice. Ze względu na opóźnienia w elektrowni Opole blok ten ma szanse zostać pierwszym dużym blokiem węglowym, którego budowa zostanie rozpoczęta. Dzięki temu, że źródłem paliwa dla nowego bloku będzie tańszy węgiel z położonej o 100 km Bogdanki, inwestycja ta może uzyskać przewagę kosztów zmiennych nad innymi blokami węglowymi. Produkcja energii w grupie w elektrowniach wodnych wynosi ok. 160 MWh, z czego kilka procent będzie otrzymywać wsparcie po wejściu w życie nowej ustawy o OZE. Spadek przychodów z tytułu utraty zielonych certyfikatów może wynieść ok. 40 mln PLN. Zmniejszenie przychodów z tego tytułu może zostać jednak skompensowane po uruchomieniu drugiego kotła biomasowego w elektrociepłowni Białystok oraz przychodami ze wsparcia dla produkcji ciepła w OZE. Oczekujemy, że ENEA powiększy w tym roku wolumeny sprzedanej energii, ale, że nastąpi to kosztem marży. Na koniec 2011 spółka szacowała koszt wynikający z niezbilansowania energii na 37 mln PLN. Nie wiadomo jednak, jaki będzie łączny efekt odwracania tego salda oraz ujemnego salda za 2012r, i czy przyczyni się ono do porawy wyników. ENEA na razie nie wdrożyła tak dużych programów dobrowolnych odejść jak w pozostałych grupach.na przeszkodzie stoją gwarancje zatrudnienia wygasające na przełomie 2018/2019 r. Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa ENEA - wybrane dane finansowe tys PLN P 2013P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,16 1,45 1,82 1,59 1,70 DPS (PLN) 0,46 0,38 0,44 0,54 0,48 Div.Yield % 2,8% 2,3% 2,6% 3,3% 2,9% P/E 14,3 11,5 9,2 10,4 9,8 P/BV 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 EV/EBITDA 4,6 3,7 3,5 4,4 5,2 P - prognoza PKO DM 25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

19 Szacujemy, że spadek marży w wytwarzaniu energii elektrycznej na węglu kamiennym przeniesie się także na wyniki elektrowni Kozienice. W latach 2010 i 2011 dynamika zmian cen węgla i cen energii była dla spółki szczególnie korzystna ze względu na tańszy wegiel z Bogdanki. W 2010r ceny energii spadły o ok. 1,4% przy spadku ceny rozchodowej węgla o 3,6%. W 2011r. średnia cena energii wzrosła o 2,8% przy wzroście cen węgla o 1%. W bieżącym roku szacowany wzrost cen na rynku energii wyniesie 3,1%, a wzrost cen węgla dla energetyki szacujemy na ok. 8%. W grupie ENEA 2012r. będzie pierwszym rokiem pełnej konsolidacji Elektrociepłowni Białystok. Elektrociepłownia w latach generowała ok mln skorygowanego zysku EBIT oraz ok mln zysku EBITDA. Kontrybucja Białegostoku do wyników grupy na poziomie zysku operacyjnego w 2012r będzie jednak niewielka ze względu na odpisy z tytułu amortyzacji wartości niematerialnych (praw do emisji CO2) w wysokości ok. 52 mln PLN. W roku 2011 na wyniki grupy ENEA wpłynęło kilka czynników o charakterze jednorazowym. Główny z nich dotyczył segmentu wytwarzania i związany był z zakupem 70% pakietu akcji elektrociepłowni Białystok. Uwzględnienie alokacji ceny nabycia o zwiększoną amortyzację wartosci niematerialnych poprawiło wyniki segmentu o 45,3 mln PLN. Kolejny czynnik jednorazowy zwiększający zyski segmentu związany jest ze sprzedażą praw do emisji EUA, a kupna w zamian CER. Transakcja dotyczyła limitów dla elektrowni Kozienice za ostatnie 4 lata. Nadwyżka sprzedaży uprawnień CO2 nad kosztami ich zakupu wyniosła ok. 42 mln PLN. W segmencie dystrybucji spółka uzyskała przychody z tytułu nieodpłatnego nabycia środków trwałych w wysokości 25 mln PLN. Wzrost przychodów z tytułu rozliczeń na rynku bilansującym wyniósł 24 mln PLN. Z drugiej strony spółka poniosła koszty Programu Dobrowolnych Odejść w wysokości 21 mln PLN. Produkcja energii w elektrowniach wodnych w ENEA GWh ,2 160,5 0 Źródło: ENEA W segmencie obrotu w stosunku do 2010r spółka poniosła dodatkowy koszt niezbilansowania energii w wysokości 52,8 mln PLN. Saldo z tego tytułu za 2011r. wyniosło 37,4 mln PLN. Nie jest jasne jaki będzie wpływ przesunięcia na wyniki 2012r. ze względu na fakt, że trudno określić w jakiej wysokości saldo z tego tytułu zostanie wygenerowane w 19

20 roku bieżącym. W segmencie obrotu spółka ma plany zintensyfikowania sprzedaży, co odbędzie się jednak prawdopodobnie kosztem marży. W grupie ENEA funkcjonują 21 elektrownie wodne o łącznej mocy ok. 57 MW. Elektrownie te produkują ok. 160 GWh energii rocznie. Po wejściu w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii zdecydowana większość przychodów ze świadectw pochodzenia wytworzonych w tych elektrowniach zniknie. W kolejnych latach przychody te mogą zostać skompensowane przez produkcję z nowego kotła biomasowego w elektrociepłowni Białystok, który powinien produkować ok. 200 GWh energii. Uruchomienie kotła jest planowane na koniec br. co pozwoli dodatkowo utrzymać poziom wsparcia z tytułu wytwarzania energii w OZE na dotychczasowym poziomie. Dodatkowym źródłem przychodów dla tej elektrociepłowni powinny być także certyfikaty pochodzenia energii otrzymane w związku z wprowadzeniem przez nową ustawę o OZE wsparcia dla produkcji ciepła. ENEA w 2011 prowadziła program dobrowolnych odejść w segmencie dystrybucji. Koszt programu wyniósł 21 mln PLN. W roku bieżącym można oczekiwać kontynuacji programu w podobnej skali. W segmencie wytwarzania pewnym ograniczeniem dla tego typu programów są umowy społeczne obowiązujące do 2019 roku. Poza tym elektrownia Kozienice ma wskaźniki zatrudnienia na poziomie 0,8 osoby na MW, czyli jest jedną z bardziej efektywnych. W ciągu najbliższych miesięcy ENEA rozpocznie inwestycje związane z poszukiwaniem gazu łupkowego. Inwestycje miałyby dotyczyć raczej kapitałowego zaangażowania się w projekty poszukiwawcze. Potencjalnym partnerem dla ENEI w tej dziedzinie według informacji prasowych mógłby zostać PGNIG, który posiada własne koncesje poszukiwawcze i prowadzi prace w tym zakresie. Enea znalazła się na liście spółek przeznaczonych do prywatyzacji w latach r. Pierwotnie strategia rządowa zakładała sprzedaż akcji do inwestora strategicznego. Główne ryzyko dla wyceny stanowi możliwa podaż akcji w procesie prywatyzacji, w przypadku gdy spółka nie zostanie sprzedana do inwestora strategicznego. Czynnikiem ryzyka jest również kontynuacja wsparcia dla kogeneracji, z którego w grupie ENEA korzysta m.in: elektrociepłownia Białystok. Wsparcie to jest określone jedynie do 2012r. Według informacji branży powinno być jednak kontynuowane także w przyszłości. 20