Energa S.A. Zielone światło dla dywidend

Transkrypt

1 PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa r. RAPORT Kupuj (nowa) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 16,45 Cena docelowa (PLN) 18,20 Min 52 tyg (PLN) 15,80 Max 52 tyg (PLN) 16,54 Kapitalizacja (mln PLN) 6 811,40 EV (mln PLN) ,93 Liczba akcji (mln szt.) 414,07 Free float 50,0% Free float (mln PLN) 3 405,70 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 55,70 Kod Bloomberga ENG PW Kod Reutersa ENGP.WA Zmiana kursu Energa WIG 1 miesiąc 1,9% -3,2% 3 miesiące 0,9% 6 miesięcy 15,1% 12 miesięcy 7,3% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 50,00 62, , , gru Energa Energa WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, Doradca Inwestycyjny (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl Energa S.A. Zielone światło dla dywidend Sektor energetyczny Inicjujemy wydawanie rekomendacji dla spółki ENERGA S.A. od rekomendacji Kupuj z ceną docelową na poziomie 18,20 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Energa jest grupą energetyczną, która dzięki koncentracji na biznesie regulowanym relatywnie dobrze powinna radzid sobie nawet w środowisku niskich cen energii. Atutem Spółki jest polityka dywidendowa, według której stopa zwrotu z dywidendy w tym i przyszłym roku powinna wynieśd odpowiednio 5,9% i 7,3% biorąc pod uwagę obecną cenę akcji. Energa to jedna z czterech zintegrowanych grup energetycznych w Polsce. Zajmuje się dystrybucją (udział 16% w całkowitym wolumenie energii dystrybuowanej w Polsce w 2012 r.), sprzedażą (17% wolumenu sprzedanego klientom koocowym w 2012 r.) i wytwarzaniem energii (3% udziału w produkcji brutto w 2012 r.). W porównaniu z innymi grupami, waga poszczególnych segmentów rynku energetycznego przeniesiona została znacznie w kierunku dystrybucji, która stanowi dla spółki główne źródło marży. Energa zajmuje również istotną pozycję w segmencie OZE polskiego rynku. W 2012 r. grupa wygenerowała 36% energii pochodzącej z polskich elektrowni wodnych. Dystrybucja jest głównym segmentem działalności Grupy Energa i według naszych przewidywao sytuacja ta nie zmieni się również w nadzchodzącej przyszłości. W 2012 r. skorygowany zysk EBITDA wygenerowany w tym segmencie stanowił ok. 70% skorygowanego EBITDA Grupy. Według naszych szacunków trend ten może się umacniad w kolejnych latach. Inwestycje w segmencie dystrybucji (12,5 mld PLN) także stanowią większośd zasadniczego programu inwestycyjnego spółki (15,9 mld PLN) na kolejne osiem lat. Dywidendy stanowią istotny element strategii spółki. Polityka dywidendowa przewiduje wypłacanie 92% jednostkowego zysku netto Energa S.A. (limit 92% stosuje się do momentu, gdy kapitał zapasowy osiągnie jedną trzecią wartości kapitału akcyjnego), z zastrzeżeniem, że dywidenda za rok 2013 wypłacana w 2014 r. nie może przekroczyd 400 mln PLN, a dywidenda za 2014 r. wypłacana w 2015 r. nie może przekroczyd 500 mln PLN. Ponadto po 2015 r. dywidendy będą indeksowane przy pomocy stopy procentowej nie niższej niż stopa inflacji w Polsce. Jednocześnie jednak ostateczna kwota proponowanej dywidendy zależed będzie od kondycji finansowej spółki oraz warunków rynkowych. Główne ryzyka stojące przed spółką wynikają ze środowiska regulacyjnego w Polsce, ponieważ większośd EBITDA spółki pochodzi z dystrybucji energii oraz segmentu OZE. Obecnie opracowywany jest model regulacyjny dla dystrybutorów energii na kolejny okres rozpoczynający się od 2016r., który ma wprowadzid elementy wynagradzania parametrów jakościowych pracy sieci. W fazie legislacyjnej znajduje sie również projekt nowej ustawy o OZE. Dane finansowe mln PLN P 2014P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,10 1,66 1,72 1,51 1,64 DPS (PLN) 1,58 1,16 0,97 1,21 1,24 P/E 14,9 9,9 9,6 10,9 10,0 P/BV 0,9 0,9 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA 5,1 5,4 5,2 5,7 5,5 P - prognoza PKO DM Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

2 Argumenty inwestycyjne Grupy energetyczne w Polsce Energia dostarczona przez OSD w 2012 r. (TWh) ,9 31,3 Uwaga: OSD operatorzy systemu dystrybucyjnego 20,1 17,2 Tauron PGE Energa Enea Energia wytworzona przez grupy energetyczne w 2012 r. (TWhnetto) 55,06 3,79 11,48, szacunki DM PKO BP 19,11 57,05 PGE Tauron Enea Energa Other Wolumen sprzedany do finalnych klientów w 2012 r. (TWh) ,7 31,9 20,5 Produkcja elektrowni wiatrowych i wodnych w 2012 r. (TWh) 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 14,9 Tauron PGE Energa Enea 0,45 0,33 Wodne 0,13 0,12 Wiatrowe 0,15 0,10 0,76 PGE Tauron Enea Energa Źródło: PGE, Tauron, Enea, Energa Farmy wiatrowe przejęte w czerwcu i w lipcu 2013 r. wygenerowały 318GWh w 2012 r. 0,00 Energa to jedna z czterech zintegrowanych grup energetycznych w Polsce. Zajmuje się dystrybucją, sprzedażą i wytwarzaniem energii. W porównaniu z innymi grupami, waga poszczególnych segmentów rynku energetycznego jest znacznie przesunięta w kierunku dystrybucji, która stanowi dla spółki główne źródło marży. Energa zajmuje również istotną pozycję w segmencie OZE polskiego rynku. W 2012 r. grupa wygenerowała 36% energii pochodzącej z polskich elektrowni wodnych. Znormalizowana EBITDA Energi (w mln PLN) Q Q 2013 Dystrybucja OZE Elektrownie systemowe Elektrociepłownie Sprzedaż Usługi Pozostałe i korekty Uwaga: Znormalizowana EBITDA nie bierze pod uwagę jednorazowych zdarzeni tj. odpisy z tytułu utraty wartości, spory sądowe z PSE i PKN Orlen oraz dobrowolnych odpraw i zysk na tytułu okazyjnego nabycia) * Włączając elektrownie wodne i elektrownie szczytowo-pompowe. Wyłączając biomasę. 2

3 Udział segmentu dystrybucji w generowanym wyniku prawdopodobnie dodatkowo się zwiększy po wdrożeniu nowego systemu wsparcia dla OZE, na mocy którego, zgodnie z najnowszą propozycją, wsparcie dla elektrowni wodnych o całkowitej mocy przekraczającej 1 MW ma zostad wycofane. Alokacja aktywów Energi Podobnie do innych polskich grup energetycznych, Grupa Energa powstała wskutek połączenia mniejszych przedsiębiorstw energetycznych. Została utworzona w 2004 r. w wyniku połączenia ośmiu spółek energetycznych z północnej i centralnej Polski. W obecnym kształcie spółka działa od 2009 r. (po wydzieleniu działalności dystrybucyjnej do podmiotu Energa Operator). Główne aktywa Energi obejmują: w segmencie dystrybucyjnym - sied dystrybucyjną w północnej części Polski, za pomocą której w 2012 r. przeprowadzono dystrybucję 20,1 TWh energii elektrycznej (ok. 16% całkowitej energii w Polsce); w segmencie wytwórczym - 46 przepływowych elektrowni wodnych o łącznej mocy 203 MW, w tym największą w Polsce elektrownię wodną we Włocławku o mocy 160 MW, szczytowo-pompową elektrownię wodną o mocy 150 MW w Żydowie, a od połowy 2013 r. także trzy farmy wiatrowe o łącznej mocy 165 MW. Największym konwencjonalnym źródłem wytwórczym Energi jest elektrownia węglowa w Ostrołęce o całkowitej mocy zainstalowanej 741 MWe i 417,2 MWt. Segment wytwórczy obejmuje także instalacje kogeneracyjne: Elbląg (49 MWe, 293 MWt), Kalisz (8 MWe, 128 MWt) i 3 małe ciepłownie o całkowitej mocy cieplnej 28,9 MWt. Jeżeli chodzi o segment sprzedaży, Energa jest głównym sprzedawcą energii w obszarze geograficznym objętym siecią dystrybucyjną spółki. W 2012 r. Spółka miała 2,9 mln klientów i sprzedała na rzecz odbiorców koocowych 20,5 TWh energii. 3

4 Segment dystrybucyjny Energa jest jednym z pięciu największych przedsiębiorstw dystrybucyjnych w Polsce. Spółka działa w północnej części Polski na obszarze obejmującym km2, który stanowi ok. 25% całkowitej powierzchni kraju, i posiada ok km sieci dystrybucyjnych, ok. 1,102 mln przyłączeo i 2,9 mln klientów. WRA aktywów dystrybucyjnych spółki w 2013 r. wyniosła mln PLN. Polska mapa dystrybucji energii elektrycznej Dystrybucja jest podstawowym segmentem działalności Grupy Energa. W 2012 r. skorygowany zysk EBITDA wygenerowany w tym segmencie stanowił ok. 70% skorygowanego EBITDA Grupy. Według naszych prognoz trend ten może się umacniad w kolejnych latach. Inwestycje w segmencie dystrybucji stanowią także większośd programu inwestycyjnego spółki na kolejne osiem lat. W 2012 r. Energa przeprowadziła dystrybucję 20,1 TWh energii do swoich klientów, co stanowi ok. 16% energii na polskim rynku. Cechą charakterystyczną sieci dystrybucyjnej Energi, związaną z prowadzeniem działalności na terenie o stosunkowo wysokiej wietrzności, jest największa liczba instalacji OZE (całkowita liczba instalacji należących do Energi i osób trzecich), w szczególności farm wiatrowych przyłączonych do sieci (na dzieo 30 września 2013 r. w sumie do sieci Energii podłączonych było 1,63 GW mocy farm wiatrowych, co stanowiło ok. 51,5% mocy wszystkich farm wiatrowych w Polsce). Kolejną cechą Energi jest najbardziej zaawansowany program instalacji inteligentnych liczników w Polsce: do kooca 2013 r. ich liczba sięgnęła W strukturze dystrybucji energii dominującą grupę klientów stanowi grupa taryfowa B (średnie napięcia), która obejmuje średnie przedsiębiorstwa (33,5% dystrybuowanej energii w I-III kw r.) oraz grupa taryfowa G (gospodarstwa domowe), która odpowiadała za ok. 26,5% wolumenu dystrybuowanej energii. 4

5 Parametry jakościowe pracy sieci dystrybucyjnej Energi są stosunkowo dobre w kontekście polskiego rynku (w 2012 r. wynosiły SAIDI 309, SAIFI 3,8 i wskaźnik strat sieciowych 6,2%). 16% 14% 12% Straty sieciowe w Polsce na tle innych krajów europejskich (w 2011, %) 11,0% 14,3% 10% 8% 6,9% 7,8% 8,7% Europejska średnia: 7.3% 6% 4% 2% 4,8% Energa 2011: 6.4% Energa 2012: 6.2% 0% Niemcy Francja Czechy Polska Węgry Estonia Indeks SAIDI dla OSD w Polsce i na świecie (w mln PLN) ,8 530, , ,8 277, ,2 RWE Stoen Operator 22,1 28,9 119,1 112,0 Energa Tauron Enea PGE Dania Niemcy Portugalia Francja Szwecja Wielka Brytania 88,1 Źródło:Energa, RWE Stoen, WNP.PL *SAIDI: System Average Interruption Duration Index - wskaźnik przeciętnego (średniego) systemowego czasu trwania przerwy długiej w dostawach energii elektrycznej (w minutach na 1 odbiorcę) Uwaga: dane dla krajów (Dania, Niemcy, Portugalia, Francja, Szwecja i Wielka Brytania) są za 2010r., dla Polski za 2012 r. Działalnośd dystrybucyjna jest naturalnym monopolem na danym obszarze, w efekcie czego podlega organowi regulacyjnemu, który ustanawia obowiązujące zasady działania, sprawdza, czy pozycja monopolisty nie jest nadużywana, i zatwierdza taryfy dystrybucyjne. Polskim organem regulacyjnym jest Urząd Regulacji Energetyki (URE). Zasady dotyczące regulacji, w tym kwestii wynagradzania zainwestowanego kapitału i poziomu wartości inwestycji, ustanawiane są w ramach kilkuletnich okresów. Aktualnie trwający okres obejmuje lata od 2012 do 2015, a kolejny zacznie się w 2016 r. System wynagradzania aktywów dystrybucyjnych w Polsce uległ zmianie w 2010 r. Organ regulacyjny zaczął także uwzględniad zwrot z zainwestowanego kapitału oraz rzeczywistą wartośd aktywów dystrybucyjnych. Wartośd regulacyjna aktywów (WRA) została przeszacowana do wartości rynkowej. W przypadku spółki Energa Operator S.A., WRA zwiększyła się z mln PLN w 2009 r. do mln PLN w 2010 r. Aktualny poziom WRA wynosi mln PLN. Jednocześnie, aby uniknąd dużych jednorazowych podwyżek opłat dystrybucyjnych, wdrożono model stopniowego dojścia do rozpoznawania pełnej wartości aktywów w wynikach finansowych spółek dystrybucyjnych. 5

6 Zyski przed opodatkowaniem sektora energetycznego w Polsce (mln PLN) , , Elektrownie na węglu brunatnym Elektrownie na węglu kamiennym Elektrociepłownie Elektrownie wodne Sprzedaż energii Dystrybucja Source: ARE, DM PKO BP Początkowo w 2010 r. podmioty dystrybucyjne rozpoznawały efektywnie poprzez stopę zwrotu z WRA ok. 50% swoich aktywów. Wzrost wartości efektywnie rozpoznawanych aktywów następował poprzez model stopniowej adaptacji, który zakłada coroczny wzrost kwoty zwrotu z kapitału o 1,5% regulowanych przychodów (skorygowanych o wzrost przychodu z inwestycji zrealizowanych po 2008 r.). W konsekwencji, a częściowo także dzięki spadkowi stóp procentowych, dystrybutorzy obecnie rozpoznają lub są bliscy rozpoznawania 100% WRA w swoich wynikach finansowych. W 2013 r. Energa rozpoznała już 94% swoich aktywów, a w 2014 r. planuje rozpoznanie 100% WRA. Zwrot z aktywów dystrybucyjnych w wynikach finansowych operatorów systemu dystrybucyjnego rozpoznawany jest poprzez przychody regulowane określone na podstawie taryf dystrybucyjnych zatwierdzonych przez URE. Poza zwrotem z zainwestowanego kapitału przychody regulowane obejmują także koszty operacyjne, podatki, koszty strat sieciowych, amortyzację i opłaty przesyłowe wraz z opłatą przejściową. Od 2014 r. dodatkowym kosztem będzie także opłata z tytułu operacyjnej rezerwy mocy. Wartośd regulacyjna aktywów Energi od 2009 r. do 2013 r. (w mln PLN)

7 Dozwolony przychód regulowany Energi (w mln PLN) Koszty operacyjne i inne Koszty usług przesyłowych Amortyzacja Koszty strat z sieci Podatki od majątku sieciowego Zwrot z kapitału Po całkowitym rozpoznaniu pełnej wartości aktywów w wynikach finansowych, stopa zwrotu z WRA w kolejnych latach będzie więc w znacznym stopniu zależed od poziomu nowych inwestycji i poziomu średniego ważonego kosztu kapitału (WACC). Z uwagi na poziom dekapitalizacji majątku oraz parametry jakości pracy sieci należy założyd, że poziom inwestycji pozostanie na wysokim, zbliżonym do obecnego poziomie. Capex segmentu dystrybucji w latach (w mln PLN) P 2014P 2015P Capex zatwierdzony przez URE * Rzeczywisty capex **, Eurostat, EMA * W oparciu o plan inwestycyjny na lata zatwierdzony przez URE w 2010 r. ** Capex dotyczący jedynie przez ENERGA Operator i nie reprezentuje całkowitego capexu segmentu dystrybucji Z tego powodu działalnośd dystrybucyjna pozostanie kapitałochłonna w ciągu kilku najbliższych lat w tym sensie, że nadwyżka generowanych przepływów gotówkowych nad poziomem nakładów inwestycyjnych nie będzie wysoka. Według naszych szacunków, znaczące przepływy pieniężne zaczną byd generowane od 2017 r., kiedy to EBITDA powinna przekroczyd 2 mld PLN. W Polsce dystrybutorzy są obecnie wynagradzani za zainwestowane aktywa według stopy zwrotu bazującej na wzorze uwzględniającym strukturę kapitału. Zarówno modelowa struk- 7

8 [%] Sektor energetyczny tura kapitału jak i poszczególne parametry wykorzystywane do wyliczenia WACC określone zostały przez organ regulacji rynku (URE) dla obecnego okresu regulacyjnego. Metodologia obliczania średnioważonego kosztu kapitału zgodnie z regulacją Obecny okres regulacyjny Stopa wolna od ryzyka (%) * 5,88 5,96 5, Premia za ryzyko długu (%) 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 r d : Koszt długu (%) 6,88 6,96 6, Beta aktywów 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 Beta kapitału własnego 0,61 0,65 0,69 0,74 0,80 Premia za ryzyko kapitału własnego (%) 5,00 4,90 4,80 4,70 4,60 r e : Koszt kapitału własnego (%) 8,91 9,12 8, D/(D+E): Udział długu 0,34 0,38 0,42 0,46 0,50 WACC Przed opodatkowaniem nominalny (%) 7,77 7,80 7, WACC Po opodatkowaniu nominalny (%) 9,60 9,62 8, Źródło: URE Uwaga: E = Kapitał własny, D = Dług, t = Stopa opodatkowania na poziomie 19% * Skorygowana w bieżącym roku n jako średnie oprocentowanie 10 letnich polskich obligacji rządowych na okres do 01 października w roku n-2 do 30 września w roku n-1 Parametr determinowany przez rynek to średnia rentownośd 10-letnich obligacji skarbowych według cen zamknięcia BONDSPOT za poprzedni rok (od 1 października do 30 września). Uwzględniając szacowaną rentownośd obligacji na poziomie 4,03% w roku ubiegłym, WACC na rok 2014 można szacowad na 7,3%, co oznacza spadek o ok. 150 pb r/r. W efekcie, mimo znacznego wzrostu WRA spowodowanego nowymi inwestycjami, dynamika wyników spółek dystrybucyjnych będzie znacznie słabsza niż w roku 2013 (a w niektórych przypadkach wręcz ujemna), jeżeli założyd, że pozostałe parametry modelu URE pozostaną na niezmienionym poziomie. Średnia rentownośd obligacji 10-letnich (1 październik - 31 września) 7,0% 6,5% 6,0% 5,5% 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% Source: Treasury BondSpot Poland, PKO Securities Poland 10-year bond Yield Average 1 October - 31 September Biorąc pod uwagę obecny poziom stóp procentowych można oczekiwad, że poprawa rentowności powinna nastąpid w 2015 r. 8

9 Na poziom zysku operacyjnego osiągany efektywnie w segmencie dystrybucyjnym miał również wpływ poziom kosztów operacyjnych i strat sieciowych uznawanych przez URE, który odbiegał od rzeczywistych wartości, było to widoczne szczególnie w ciągu kilku pierwszych lat od wejścia nowych regulacji w życie. Obecnie, dzięki zwiększeniu efektywności operacyjnej i jakości pracy sieci przez operatorów sieci dystrybucyjnych, koszty te są w zasadzie w pełni pokryte. W 2012 r. URE stworzyło możliwośd osiągnięcia dodatkowej stopy zwrotu poprzez inwestycje w sieci inteligentne. To bardzo istotny czynnik dla Energi, która zajmuje obecnie wiodącą pozycję w dziedzinie wdrażania programu inteligentnych liczników. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej stanowi, że paostwa członkowskie UE mają obowiązek zapewnid wdrożenie systemów inteligentnych liczników, dzięki którym konsumenci mogą aktywnie uczestniczyd w rynku dostaw energii elektrycznej. Ponadto, zgodnie z Dyrektywą wdrożenie tych systemów może zależed od oceny ekonomicznej długoterminowych kosztów i korzyści dla rynku oraz dla indywidualnych konsumentów. W razie podjęcia pozytywnej decyzji dotyczącej wdrożenia postanowieo Dyrektywy, wdrożenie systemów musi objąd 80% klientów do 2020 r. Polska nie przyjęła jeszcze żadnych oficjalnych regulacji dotyczących Dyrektywy 2009/72/WE, zostaną one jednak ujęte w projekcie dużego trójpaku energetycznego. Niezależnie od opracowao na ten temat przygotowanych przez Ministerstwo Gospodarki, Operatora Systemu Przesyłowego i URE, Energa przeprowadziła własne analizy opłacalności i zdecydowała się na wdrożenie programu inteligentnych liczników. Program pilotażowy przeprowadzono w Kaliszu, gdzie spółka zamontowała liczników. Były one wykorzystywane w pierwszej kolejności do zdalnego odczytu zużycia energii elektrycznej. Do kooca tego roku Energa zainstalowała ok liczników, i planuje ok instalacji rocznie w kolejnych latach. Inwestycje w inteligentne liczniki to dla operatorów systemów dystrybucyjnych okazja na osiągnięcie wyższych zysków, ponieważ wynagradzane są dodatkową stopą zwrotu przekraczającą poziom regulacyjnego WACC. W latach dodatkowa stopa zwrotu wynosiła 2%, a od 2014 r. wzrośnie do 7%. Po urynkowieniu zasad działalności operatorów systemów dystrybucyjnych poziom opłat dystrybucyjnych istotnie wpływał na wzrost cen energii. Obecnie tempo wzrostu kosztów jest nadal znaczące z uwagi na wielkośd nowych inwestycji, które wynoszą kilkanaście procent obecnego poziomu WRA. Dodatkowo od 2014 r. w ramach rachunku za dystrybucję pojawiła się nowa opłata za rezerwę operacyjną. Budzi to pewne obawy dotyczące akceptowalnego wzrostu kosztów usług w przyszłości. Według opinii rynkowych wysoki poziom inwestycji jest jednak niezbędny z uwagi na poziom dekapitalizacji sieci. Parametry jakościowe pracy sieci, mierzone wskaźnikami SAIDI i SAIFI, nadal odbiegają od wartości europejskich, a poziom opłat jest niższy niż obserwowany w krajach UE. Ponadto, dodatkowe nakłady na inteligentne liczniki powinny przełożyd się na oszczędności po stronie konsumentów, np. w formie niższych kosztów zużycia energii. 9

10 [0.01 EUR/kWh] Sektor energetyczny Ceny usług dystrybucyjnych dla gospodarstw domowych (0.01 EUR/kWh) Żródło: Eurostat, PKO Securities W 2013 r. roku rozpoczęła się debata na temat modelu regulacyjnego na kolejny okres, który zacznie się w 2016 r. Zgodnie z bieżącymi informacjami zmiany w modelu regulacyjnym będą mied charakter raczej ewolucyjny niż rewolucyjny. Będą też prawdopodobnie wdrażane bez znaczących zmian prawnych. Za ich podstawę posłużą aktualne zasady wynagradzania WRA, uzupełnione dodatkowo elementami jakościowymi. Określone zostaną wzorce funkcjonowania sieci, np. pomiary SAIDI i SAIFI - ich wykonanie ma odpowiadad za kilka procent przychodów regulowanych. Prace zostaną zakooczone w 2014 r. Energa może się poszczycid stosunkowo dobrymi wskaźnikami SAIDI i SAIFI w kontekście polskiego rynku i potencjalnie może skorzystad na wprowadzeniu jakościowej części wynagrodzenia. Obecnie jednak brak informacji szczegółowych na temat nowych zasad oraz wskaźników KPI dla poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych. Segment wytwarzania W aktualnym ujęciu sektorowym, w segmencie wytwórczym Grupa Energa raportuje wyniki finansowe dla wszystkich źródeł generujących energię elektryczną i cieplną, zarówno odnawialnych (elektrownie wodne i wiatrowe) jak i konwencjonalnych (np. elektrownia Ostrołęka i instalacje kogeneracyjne). 10

11 Wynik finansowy segmentu wytwarzania (Znormalizowana EBITDA; w mln PLN) Q Q2013 Elektrownie systemowe OŹE * Elektrociepłownie Uwaga: Znormalizowana EBITDA nie bierze pod uwagę jednorazowych zdarzeni tj. odpisy z tytułu utraty wartości, spory sądowe z PSE i PKN Orlen oraz dobrowolnych odpraw i zysk na tytułu okazyjnego nabycia) * Włączając elektrownie wodne i elektrownie szczytowo-pompowe. Wyłączając biomasę. Wyniki operacyjne segmentu wytwarzania Wytwarzanie energii elektrycznej (GWh) Wytwarzanie ciepła (TJ) Wyjątkowe warunki wodne w Wytwarzanie energii z wiatru pro-forma w ,1 599, ,2 41,8 824,3 * Spadek w związku z dużą utratą ciepła Q Q2013 Elektrownie systemowe OŹE Q Q2013 Elektrownie systemowe Elektrociepłownie * Wyłączając wytwarzanie energii z wiatru W kontekście generowanych wyników finansowych elektrownie wodne stanowią najważniejsze źródło wytwórcze dla spółki, ponieważ korzystają z dodatkowego wsparcia w formie zielonych certyfikatów. Od połowy 2013 roku segment OZE został dodatkowo poszerzony o farmy wiatrowe przejęte od Dong Energy i Iberdroli. W Polsce trwa obecnie debata na temat nowej ustawy o OZE, która może istotnie zmienid istniejący system wsparcia. Jeżeli nowy projekt ustawy wejdzie w życie, może znacząco zmienid poziom rentowności w segmencie wytwarzania zostanie on obniżony na skutek braku wsparcia dla większości elektrowni wodnych Grupy. Z drugiej jednak strony w wynikach Energi pojawi się podsegment farm wiatrowych i do pewnego stopnia ograniczy wpływ wycofania wsparcia dla elektrowni wodnych. Obecnie rentownośd projektów OZE jest ograniczona niższymi cenami energii i zielonych certyfikatów. Portfel farm wiatrowych wraz z nabytymi kompetencjami w tym zakresie w formie pracowników przejętych od Iberdroli i Dong Energy należy więc traktowad oportunistycznie. Najnowsza propozycja systemu aukcyjnego dla nowych projektów może obniżyd 11

12 oczekiwany poziom IRR dla kapitału dla tego typu projektów i spowodowad preferowanie najefektywniejszych projektów, w tym tych charakteryzujących się najlepszymi warunkami wietrznymi. Oczekujemy, że osiągany poziom wsparcia może byd niższy niż poziom osiągnięty efektywnie w latach Nowe założenia w zakresie systemu wsparcia OZE, które znacznie zmieniają aktualne propozycje, ogłoszono pod koniec 2013 r. Podstawowym założeniem nowej propozycji jest utrzymanie praw nabytych oraz jednoczesne obniżenie i zoptymalizowanie kosztów wsparcia dla istniejących i nowych instalacji. Całkowity okres wsparcia dla producentów energii elektrycznej z OZE ma wynosid maksymalnie 15 lat od daty pierwszego wytworzenia energii, dla którego należny był certyfikat. W przypadku współspalania biomasy wsparcie zostało określone do 31 grudnia 2021 r. i następnie ma byd rozważane jego przedłużenie na kolejne lata. Instalacje o całkowitej zainstalowanej mocy elektrycznej przekraczającej 1 MW, które wykorzystują hydroenergię do wytwarzania energii elektrycznej, byłyby wykluczone z systemu wsparcia (od dnia wejścia nowych regulacji w życie). Wsparcie dla instalacji współspalających biomasę zostałoby ograniczone do wspierania wyłącznie energii elektrycznej wytwarzanej do poziomu średniej ilości energii generowanej w latach , zaś liczba należnych świadectw pochodzenia ograniczona zostałaby do 0,5/MWh (od dnia wejścia nowych regulacji w życie). Wytwórcy (z wyjątkiem elektrowni wodnych o mocy zainstalowanej przekraczającej 1 MW oraz instalacji współspalających) będą mogli wybrad między utrzymaniem aktualnie obowiązujących zasad wsparcia, bazujących na świadectwach pochodzenia (prawa nabyte) a zadeklarowaniem zamiaru przystąpienia do nowego systemu aukcyjnego, przeznaczonego dla ukooczonych inwestycji. Elektrownie wodne Majątek Grupy Energa obejmuje 46 elektrowni przepływowych o mocy całkowitej 203 MW, w tym największą w Polsce elektrownię wodną we Włocławku o mocy 160 MW, 45 mniejszych elektrowni o mocy zainstalowanej od 40 KW do 6,7 MW oraz szczytowo-pompową elektrownię wodną w Żydowie o mocy 150 MW. W 2012 r. elektrownie wodne wyprodukowały łącznie 755 GWh energii (w tym szczytowo-pompowa elektrownia wodna 21,5 GWh), z czego ok. 603 GWh wygenerowała elektrownia wodna we Włocławku. Szczytowo-pompowa elektrownia wodna wytworzyła 21,5 GWh energii, jednak jej wynagrodzenie jest kontraktowane z PSE Operator i nie zależy od wolumenu produkcji. Podstawowym źródłem przychodów generowanych przez elektrownie wodne są przychody ze sprzedaży zielonych certyfikatów, jednak zmniejszyły się one znacznie w roku 2013 wskutek spadku cen certyfikatów. Opublikowane niedawno założenia dla nowej ustawy o OZE nie przewidują wsparcia dla elektrowni wodnych o całkowitej mocy zainstalowanej przekraczającej 1 MW. W przypadku Energi, z uwagi na strukturę mocy jej elektrowni, według szacunków spółki może to oznaczad utratę przychodów z tytułu zielonych certyfikatów w wysokości 160 mln PLN (800 GWh rocznie). 12

13 Elektrownie wiatrowe Zakup farm wiatrowych od firm Iberdrola i Dong Energy był istotną inwestycją w segmencie wytwarzania. Energa i PGE nabyły aktywa podmiotów zagranicznych wycofujących się z polskiego rynku. Transakcję tę zawarto oficjalnie w lutym 2013 i sfinalizowano odpowiednio w czerwcu i lipcu 2013 r. Została ona zawarta po cenach rynkowych dla okresu prowadzenia negocjacji (obecnie brak jest na rynku transakcji z uwagi na niepewnośd w zakresie bieżącego systemu wsparcia oraz poziomu cen zielonych certyfikatów). Energa nabyła następujące farmy wiatrowe: Karcino o mocy 51 MW (zbudowana w 2010 r.), Karścino (90 MW, zbudowana w 2009 r.) oraz Bystra (24 MW, zbudowana w 2012 r.). W 2012 r. całkowita produkcja wyniosła 318 GWh, jednak farma wiatrowa w Bystrej działała tylko około pół roku. W I poł r. produkcja wyniosła 143 GWh (jednak w I połowie roku warunki wiatrowe w Polsce były znacznie gorsze od średniej). Ponadto wraz z działającymi farmami wiatrowymi Energa nabyła portfel 38 projektów farm wiatrowych na różnym etapie rozwoju o całkowitej mocy MW. Według szacunków spółki ok MW z zakupionego portfela produktów może zostad uruchomionych do 2020 r. Elektrownia Ostrołęka Elektrownia Ostrołęka to największe konwencjonalne aktywo wytwórcze w Grupie Energa. W elektrowni Ostrołęka B znajdują się trzy bloki wytwórcze o łącznej mocy 647 MW. W elektrowni Ostrołęka A znajdują się bloki kogeneracyjne o całkowitej mocy elektrycznej 93,5 MWe i cieplnej 417,2 MWt. W Elekttrowniach A i B współspalana jest biomasa. Całkowita produkcja energii brutto w 2012 r. wyniosła 3.171,7 GWh, z czego 551,9 GWh wytworzono z biomasy. Elektrownia wygenerowała również TJ ciepła. Oprócz ZEDO Elektrownia Ostrołęka to obecnie największa elektrownia zawodowa na północy Polski. W efekcie działa głównie na potrzeby Operatora Sieci Przesyłowej (PSE Operator). W latach elektrownia generowała ponad 50% energii w pracy wymuszonej. Obecnie tryb wymuszony wynagradzany jest 5-procentową premią ponad kwotę kosztów zmiennych. Dodatkowym wsparciem dla rynku energii będzie wchodzący w życie od początku roku nowy program Operacyjna rezerwa mocy. W ramach programu wytwórcy mogą dostad wsparcie w wysokości 37,13 PLN/MWh w godzinach szczytu za gotowośd pracy na rzecz OSP. W programie mogą brad udział wszyscy wytwórcy posiadający dostępne moce wytwórcze. Dla operacyjnej rezerwy mocy został wyznaczony limit mocy wynoszący 18% średniego maksymalnego miesięcznego zapotrzebowania na energię z poprzedniego roku. Szacunkowy koszt dla systemu to ok. 500 mln PLN rocznie. Na programie skorzysta w dużym stopniu także elektrownia Ostrołęka. Elektrownia Ostrołęka A zajmuje się głównie dostarczaniem ciepła do miasta Ostrołęka. Z uwagi na wymogi środowiskowe ta elektrociepłownia będzie działad do 2015 r. Następnie jej rola zostanie przejęta przez elektrownię Ostrołęka B, w której wybudowany zostanie blok ciepłowniczy. Całkowite nakłady na inwestycje w zakresie elektrowni Ostrołęka B wyniosą 500 mln PLN. W 2012 r. elektrownia wyemitowała łącznie ok ton CO 2, zaś przydział bezpłatnych uprawnieo do emisji w okresie EU ETS II wyniósł ton rocznie. Z uwagi złożony przez Polskę wniosek, który został zatwierdzony przez Komisję Europejską, w 2014 r. przydział bezpłatnych uprawnieo do emisji CO 2 obejmie ton. Z powodu pracy w wymuszeniu i współspalania biomasy według naszych szacunków elektrownia Ostrołęka nie będzie musiała kupowad uprawnieo do emisji CO 2 przez kolejne dwa lata (w przypadku pracy w wymuszeniu ich koszty zostaną pokryte przez PSE Operator). 13

14 PLN/MWh Sektor energetyczny Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeo 2011 r. - listopad 2013 r.) Mies. kurs BASE (PLN/MWh) Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) BASE_Y-12 PEAK5_Y-12 BASE_Y-13 PEAK5_Y-13 Źródło: TGE BASE_Y-14 PEAK5_Y-14 Z powodu niekorzystnych warunków rynkowych, spadku cen energii w 2013 r. o ok. 7-8% i obniżki cen zielonych certyfikatów o ok. 30%, w I-III kw r., elektrownia wygenerowała straty w wysokości 2,8 mln PLN na poziomie skorygowanego EBITDA (bez uwzględnienia odpisów). Poza programem inwestycyjnym ENERGA Elektrownie Ostrołęka S.A. realizowad będzie szereg inicjatyw ukierunkowanych na zwiększenie efektywności kosztowej elektrowni. Najważniejsze wśród nich obejmują (i) redukcję kosztów zakupu i transportu paliwa, (ii) zwiększenie przychodów z usług systemowych, (iii) zwiększenie dostępności mocy elektrowni, (iv) optymalizację zarządzania odpadami, (v) optymalizację struktury zatrudnienia, (vi) redukcję kosztów usług naprawczych i konserwacyjnych, (vii) sprzedaż aktywów nieoperacyjnych. Raportowane wyniki segmentu elektrowni systemowych za rok 2012 i 2013 obniżone zostały odpisami z tytułu trwałej utraty wartości. W 2012 r. spółka odpisała aktywa trwałe w kwocie 122,6 mln PLN w związku z projektem budowy elektrowni Ostrołęka C (moc MW), który został zamrożony. Ponadto w 2013 r. odpisano 123,4 mln PLN z tytułu utraty wartości elektrowni Ostrołęka B. Segment kogeneracji i produkcji ciepła W skład segmentu wytwarzania wchodzą dwie jednostki kogeneracyjne w Elblągu (49 MWe, 293 MWt) i Kaliszu (8 MWe, 128 MWt), trzy małe ciepłownie o łącznej mocy 28,9 MWt oraz przedsiębiorstwa energetyki cieplnej w Ostrołęce i Kaliszu. Całkowita produkcja energii w 2012 r. wyniosła 146 GWh i TJ ciepła. Niemniej jednak wpływ tego segmentu na wyniki Grupy Energa nie jest duży. W 2012 r. skorygowany EBITDA wyniósł 9 mln PLN, a w I-III kw r. ok. 12,6 mln PLN. 14

15 Segment sprzedaży Grupa Energa jest istotnym sprzedawcą energii na polskim rynku. W 2012 r. Grupa sprzedała klientom koocowym 20,5 TWh energii elektrycznej, co zapewnia jej udział w rynku na poziomie 17%. Ponadto Energa sprzedała 7,8 TWh na rynku hurtowym. Największy udział w sprzedaży energii elektrycznej przez spółkę mają klienci z grupy taryfowej B (średnie napięcia), np. zakłady przemysłowe, szpitale, centra handlowe i rekreacyjne, a także z grupy taryfowej G, tj. gospodarstwa domowe. Sprzedaż energii elektrycznej na rzecz klientów koocowych wzrosła w 2012 r. o 6,4% r/r, a w I-III kw r. spadła o 10,2%. Zmiany te spowodowane były głównie ruchami w grupach taryfowych A i B, obejmujących największych klientów. Sprzedaż do finalnych klientów w latach (GWh) ,552 19,328 20, ,169 13, Q Q2013 Taryfa A Taryfa B Taryfa C Taryfa G W latach Spółce udało się utrzymad poziom marż mimo rosnącej konkurencji, w szczególności w grupach taryfowych A i B. Widoczna była również rosnąca konkurencja w grupie taryfowej C, która jest aktualnie najbardziej dochodowa. Coraz większa liczba klientów wypowiada umowy kompleksowe i decyduje się na odrębne umowy sprzedaży. Zjawisko to jest widoczne także na terenie działalności operatora sieci dystrybucyjnej Energa Operator, czyli naturalnym obszarze działania segmentu sprzedaży. W pierwszej połowie 2013 r. w segmencie sprzedaży zaobserwowano widoczny wzrost marży. Wynikał on ze stosunkowo niskich obniżek cen energii w grupie taryfowej C oraz stałego poziomu cen dla grupy taryfowej G w I połowie roku przy znaczącym spadku kosztu zakupu energii. Spadek ten był efektem zarówno obniżenia hurtowych cen energii, jak i spadku kosztów kolorowych certyfikatów. W drugiej połowie roku ze względu na spadek cen w taryfie G zjawisko to uległo odwróceniu i marże istotnie spadły. Od początku 2013 r. nie ma obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, a cena zielonych certyfikatów spadła o ok. 30% w relacji do 2012 r. Oznacza to, że koszty zakupu energii elektrycznej mogły zmniejszyd się o nawet 20 PLN/MWh. W ramach swojej strategii sprzedaży Grupa Energa stara się poszerzyd swój portfel klientów poprzez działania ograniczające wskaźnik odejśd, a także skupia się na klientach z najbardziej dochodowej grupy taryfowej C, tj. klientach niskich napięd, do których należą mniejsze 15

16 Sektor energetyczny przedsiębiorstwa, sklepy, punkty usługowe itp. Poziom kosztów operacyjnych w segmencie sprzedaży został dodatkowo ograniczony poprzez utworzenie kanałów samoobsługowych dla klientów oraz automatyzację procesu rozliczeo. W przyszłości produkty związane z inteligentnymi licznikami i sieciami, jak np. możliwośd monitorowania kosztów zużycia energii i bieżące nimi zarządzanie, także stanowid będą istotny czynnik w pozyskiwaniu klientów. Ponadto Grupa poszerza swoją sied sprzedaży pośredniej i współpracuje z zewnętrznymi partnerami sprzedażowymi Sprzedaż energii do koocowych odbiorców w Polsce (w GWh) Klienci używający wysokiego napięcia Klienci używający średniego napięcia Klienci używający niskiego napięcia (grupa c) Gospodarstwa domowe i pozostali Umowy z dostępem stron trzecich Zwykła umowa serwisowa, szacunki PKO BP Ponieważ w 2012 r. Grupa wytworzyła ok. 4,1 TWh energii brutto, a w okresie I-III kw. 2013r. 3,3 TWh energii brutto, zajmuje niską pozycję w zakresie energii elektrycznej. W efekcie zmuszona jest do dokonywania zakupów energii na rynku. Energa zarówno zawiera kontrakty dwustronne, jak i kupuje energię elektryczną na giełdzie towarowej. Ryzyka związane z kupowaniem energii elektrycznej zarządzane są za pomocą systemu zarządzania ryzykiem, który uwzględnia dywersyfikację źródeł zakupów, rodzaje produktów i instrumentów oraz okres ich wygasania. Struktura portfela energetycznego zawarta jest w codziennych raportach, podobnie jak wskaźniki ryzyka VAR i PAR. Według naszych szacunków, z uwagi na lokalizację na obszarach cechujących się wysoką wietrznością (51,5% mocy zainstalowanej wszystkich farm wiatrowych w Polsce) Grupa Energa posiada relatywnie większą liczbę kontraktów na odbiór energii z tych instalacji. Jeżeli chodzi o sprzedaż energii elektrycznej w Polsce, coraz większa grupa klientów rezygnuje z umów kompleksowych na rzecz umów sprzedaży. Zjawisko to, widoczne uprzednio w przypadku największych klientów z grup taryfowych A i B, upowszechnia się obecnie także w segmencie C (małe przedsiębiorstwa i usługodawcy), czyli w segmencie rynkowym generującym największą marżę. Może to również oznaczad bardziej zażartą konkurencję cenową i spadek marż w segmencie sprzedaży. 16

17 Strategia i program inwestycyjny Głównym celem strategicznym spółki jest tworzenie wartości dla akcjonariuszy poprzez rozwój efektywnego i innowacyjnego przedsiębiorstwa. Strategia osiągnięcia tego celu bazuje na trzech podstawach: dalszym rozwoju działalności dystrybucyjnej, minimalizacji czynnika oddziaływania na środowisko oraz koncentracji na obsłudze klienta. Program Inwestycyjny Program inwestycyjny na lata (%) Działalnośd podstawowa: PLN 15.9bn ** Ogółem: 19,7 mld PLN 81% 19% Działalnośd pozostała: PLN 3.8bn Dystrybucja 78% Elektrownie systemowe 3% Pozostałe 4% Elektrociepło wnie 4% Pozostałe 18% Segment OŹE* 82% OŹE 11% Program inwestycyjny na lata stanowi bazę do osiągnięcia wyznaczonych celów strategicznych. Dzieli się na dwie części: podstawową i dodatkową. Częśd podstawowa obejmuje niezbędne nakłady inwestycyjne, które nie będą zależed od warunków rynkowych i regulacyjnych. Wartośd nakładów inwestycyjnych w ramach podstawowej części programu wynosi 15,9 mld PLN, z czego niemal 80% (12,46 mld PLN) stanowią inwestycje w aktywa dystrybucyjne, co zostało uzgodnione z regulatorem do 2015 r. Kolejną grupą inwestycji jest segment OZE, obejmuje ona nakłady o wartości 1,74 mld PLN, segment kogeneracji i ciepła, gdzie planowane nakłady wynoszą 0,62 mld PLN, segment elektrowni systemowych (Elektrownia Ostrołęka) z nakładami w wysokości 0,5 mld PLN, oraz pozostałe inwestycje, które obejmują łącznie 0,58 mld PLN. Są to m.in. nakłady na IT w wysokości 0,37 mld PLN, na oświetlenie uliczne i peleciarnie. W części dodatkowej programu planowane nakłady wynoszą 3,8 mld PLN. Program ten będzie wdrażany jedynie w sprzyjających warunkach rynkowych i regulacyjnych. Główną częśd programu stanowią nakłady na rozwój przejętego portfela projektów farm wiatrowych. W sprzyjających okolicznościach spółka zamierza oddawad rocznie od 40MW do 80MW. 17

18 Implementacja Sektor energetyczny Podstawowy program inwestycyjny Segment Dystrybucji Największa częśd nakładów w segmencie dystrybucji przypadnie na przyłączenie nowych klientów i budowę nowych sieci (4,67 mld PLN) oraz modernizację istniejącego majątku sieciowego (3,08 mld PLN). Energa będzie także wdrażad program inteligentnych liczników i inwestowad w inteligentne sieci. Inwestycje w inteligentne sieci są obecnie premiowane dodatkową stopą zwrotu (2% w 2013 r. i 7% od 2014 r.) w stosunku do pozostałych aktywów dystrybucyjnych. Łączne nakłady mają wynieśd 1,72 mld PLN. Począwszy od przyszłego roku Energa planuje instalację ok. 450 tys. inteligentnych liczników rocznie. Szczegółowy plan wydatków inwestycyjnych w segmencie dystrybucji (PLN mln) Projekt Alokacja capexu Capex (w mln PLN) 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Ogółem Nowi klienci Przyłączenia OŹE Modernizacja Inteligentne liczniki Pozostałe Dystrybucja Ogółem Projekty działalności podstawowej w latach : Dystrybucja (%) Pozostałe Inwestycje w IT, komunikację itp. Nowi klienci Budowa nowych przyłączy Nakłady inwestycyjne będą ostatecznie uzależnione od wymaganej rozbudowy sieci w celu przyłączenia nowych klientów Inwestycje ogółem: mln PLN Połączenia OZE Dotyczy ustawowego obowiązku przyłączenia nowych projektów OZE do sieci dystrybucyjnej Całkowita wielkośd inwestycji w oparciu o oczekiwany wzrost pojemności sieci dystrybucji z OZE z dzisiejszych 1.8GW do 7,7 GW do 2021 r. Inwestycje ogółem: mln PLN 37% 15% 9% 14% 25% Całkowita wartośd: mln PLN* 78% całkowitego capexu przeznaczonego na działalnośd podstawową Inwestycje ogółem: mln PLN Inteligentne liczniki/sieci Modernizacja Inwestycje w inteligentne sieci i liczniki w celu zwiększenia niezawodności dostaw oraz poprawy jakości obsługi klienta Inwestycje te mają wyższą stopę dozwolonego zwrotu niż w inne rodzaje nakładów inwestycyjnych na rozwój sieci (dodatkowe 7% dozwolonego WACC w 2014 r.) Inwestycje ogółem: mln PLN Inwestycje w celu zwiększenia pojemności sieci, zmniejszenia strat i awaryjności Inwestycje ogółem: mln PLN * Obejmuje 536 mln PLN capexu poniesionego w I połowie 2013 r. 18

19 Segment OZE Projekty inwestycyjne w ramach działalności podstawowej w latach : Segment OZE (%) Modernizacja hydroelektrowni Modernizacja trzech elektrowni wodnych w elektrowni szczytowopompowych elektrowni w Żydowie Małe elektrownie wodne: naprawa i wymiana części elektrowni wodnych, wymiana urządzeo elektrycznych i mechanicznych (turbin wodnych i generatorów) Elektrownia wodna we Włocławku: Modernizacja systemu chłodzenia generatora i instalacja systemu automatyki Całkowita wartośd: 230 mln PLN 64% 13% 22% Nowe projekty OZE Przejęcie farm wiatrowych zakooczone w 2013 r. Budowa i uruchomienie farmy wiatrowej w Myślino (21MW) do 2015 r. Budowa i uruchomienie farmy wiatrowej w Drzewiany (Etap 1) (28 MW) do 2015 r. ** Budowa urządzeo fotowoltaicznych (6 MW) Całkowita wartośd: 390 mln PLN Przejęcie aktywów wiatrowych od Iberdola Renewables Polska i DONG Energy Całkowita wartośd: mln PLN* 11% całkowitego capexu na działalności podstawową Całkowita wartośd: mln PLN *Obejmuje 302 mln PLN capex u w związku z przejęciem aktywów od Dong i 804 mlnpln w związku z przejęcie aktywów od Iberdrola, powiększone koszty transakcyjne już poniesione w I połowie 2013 r. Uwaga: Wielkośd capexu jest zaokrąglona do 10 mln PLN ** W zależności od ostatecznych decyzji administracyjnych, zgodnie z harmonogramem. Druga pod względem wielkości częśd programu zasadniczego obejmuje inwestycje w segmencie OZE w wysokości 1,7 mld PLN. Inwestycje w tym segmencie zostały już w dużym stopniu przeprowadzone poprzez zakup farm wiatrowych od Dong Energy i Iberdroli, na które wydano 1,12 mld PLN. Dodatkowo Energa planuje rozwój najbardziej zaawansowanych projektów z nabytego portfela, których łączna moc wynosi 49 MW (mają one byd gotowe do 2015 r.). Nakłady na te farmy, łącznie z projektem fotowoltaicznym, wyniosą 390 mln PLN. Projekt farm fotowoltaicznych o mocy 4 MW i 2 MW zostanie dodatkowo wsparty przez dotacje. Najmniejszą częśd nakładów inwestycyjnych w części zasadniczej programu inwestycyjnego dotyczącej OZE stanowią nakłady na modernizację istniejących elektrowni wodnych i pompowo-szczytowych. Segment kogeneracji i ciepła W segmencie kogeneracji i ciepła planowane nakłady wynoszą 620 mln PLN. Blisko połowa z nich (290 mln PLN) ma byd przeznaczona na zakup elektrociepłowni oraz infrastruktury dystrybucyjnej. Znaczna częśd nakładów (220 mln PLN) przeznaczona zostanie na zastąpienie bloków węglowych w elektrociepłowni w Kaliszu dwoma blokami gazowymi oraz blokiem na biomasę o mocy ok. 10 MWe każdy. 19

20 Przejęcia i inne Projekty inwestycyjne w ramach działalności podstawowej w latach : Kogeneracja i ciepło (%) Nabycie jednostek elektrociepłowni i systemów ciepłowniczych Inne inwestycje 8% Nabycie systemu grzewczego (Kalisz) - zakooczone Nabycie spółki Ciepło Kaliskie, która jest właścicielem lokalnej sieci ciepłowniczej Całkowita wartośd: 290 mln PLN 47% 10% Całkowita wartośd: 50 mln PLN Nowe jednostki wytwarzania w Kaliszu Budowa i uruchomienie układów kogeneracyjnych opartych na małych silnikach gazowych w Kaliszu. Odbudowa elektrociepłowni, wymiana paliwa węglowego na gaz ziemny Budowa i uruchomienie bloku energetycznego w Kaliszu (10MW) Całkowita wartośd: 220 mln PLN 35% Całkowita wartośd: 620 mln PLN* 4% całkowitego capexu na działalności podstawową Biomasa (Elbląg) COD 2014 Budowa i uruchomienie bloku energetycznego w Elblągu (25 MW) Pozostała wartośd inwestycji (2013): 60 mln PLN ** Uwaga: Wielkośd capexu jest zaokrąglona do 10 mln PLN * Obejmuje PLN 76 mln PLN capexu poniesionego w I połowie 2013 r. ** Całkowita wartośd inwestycji: 210 mln PLN Segment elektrowni systemowych IT Projekty inwestycyjne w ramach działalności podstawowej w latach : Elektrownie systemowe i inne (%) Większośd nakładów inwestycyjnych będzie przeznaczona na inwestycje w system wsparcia biznesu (BSS). Inne znaczące inwestycje IT to m.in. wydatki zw. z Enterprise Resource Planning (ERP) i budowa infrastruktury informatycznej. 34% 20% Inne Szeroka kategoria objemuje m.in. nakłady inwestycyjne na oświetlenie ulic, inwesycje w zakład produkcji pelletu i inne inicjatywy. Całkowita wartośd: 220 mln PLN Całkowita wartośd: 370 mln PLN Uwaga: Wielkośd capexu jest zaokrąglona do 10 mln PLN * Obejmuje 65 mln PLN capexu poniesionego w I połowie 2013 r. 46% Całkowita wartośd: mln PLN 7% całkowitego capexu na działalności podstawową Ostrołęka B Budowa i uruchomienie nowej elektrociepłowni Redukcja emisji tlenków azotu Redukcja emisji tlenków siarki Zwiększenie mocy i efektywności Pozostałe Całkowita wartośd: 500 mln PLN* W segmencie elektrowni systemowych planowane nakłady inwestycyjne wynoszą 500 mln PLN. W segmencie tym główna inwestycja zakłada dostosowanie elektrowni Ostrołęka B do norm emisji wprowadzonych przez dyrektywę IED, tak by umożliwid jej dalszą pracę po roku Jednocześnie obok dostosowania elektrowni do norm emisji NOx i SOx zostanie przeprowadzona modernizacja trzech turbin w części wysokoprężnej oraz jednej turbiny w części niskoprężnej. Zabiegi modernizacyjne zwiększą sprawnośd bloków oraz moc elektrowni o około 20

21 50 MW. Dodatkowo, przy nabyciu Ostrołęckiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ENER- GA zobowiązała się zapewniad dostawy ciepła, co ze względu na zamknięcie Elektrowni Ostrołęka A wymagad będzie budowy instalacji kogeneracyjnej w Elektrowni Ostrołęka B. Pozostałe inwestycje Na pozostałe planowane inwestycje składają się inwestycje w IT, obejmujące nakłady w wysokości 370 mln PLN. Większośd nakładów związana jest z systemem business support system. Pozostałe dotyczą systemu ERP oraz infrastruktury. Dodatkowo 220 mln PLN przeznaczono m.in. na oświetlenie uliczne i zakład produkcji peletów. Dodatkowy program inwestycyjny Projekty zależne od warunków rynkowych/regulacyjnych ( , %) Elektrociepłownia CCGT w Elblągu Rozwój CCGT (Turbin gazowych o cyklu łączonym) Przygotowanie projektu budowy elektrowni CCGT w Grudziądzu (500 MW) Przygotowanie projektu budowy elektrowni CCGT w Gdaosku (500 MW) Całkowita wartośd: 90 mln PLN 2% 12% 4% Ostrołęka B Wymiana węgla na gaz ziemny. Budowa nowej elektrociepłowni CCGT (115MW) i kotłowni szczytowego obciążenia Całkowita wartośd: 450 mln PLN Zmniejszenie własnego zużycia energii elektrycznej 4% Rozbudowa i modernizacja składowiska popiołu w Łęgu Inne Całkowita wartośd: 150 mln PLN Nowe projekty OZE Rozbudowa znajdującego się obecnie we wczesnej fazie rozwoju rurociągu projektów wiatrowych Planowane zwiększenie mocy o 40 MW do 80 MW rocznie Całkowita wartośd: mln PLN 78% Całkowita wartośd: mln PLN Wisła hydro Przygotowanie projektu budowy nowej struktury piętrzenia na rzece Wiśle i elektrowni wodnej Całkowita wartośd: 150 mln PLN* *Odnosi się to jedynie do capexu przygotowawczego Uwaga: Wielkośd capexu jest zaokrąglona do 10 mln PLN Program dodatkowy obejmuje projekty o charakterze oportunistycznym, uzależnione od warunków rynkowych i regulacyjnych. Projekty te będą realizowane w razie możliwości uzyskania odpowiedniej stopy zwrotu, wyższej niż koszt kapitału spółki skorygowany o poziom ryzyka dla tych projektów. Łączne nakłady wynoszą 3,79 mld PLN. Największy projekt o takim charakterze obejmuje inwestycje w rozwój portfela farm wiatrowych, który został nabyty od Donga i Iberdroli, wraz z istniejącymi już farmami. W sprzyjających okolicznościach Spółka chce oddawad do użytku 40 MW-80 MW rocznie, a całkowite nakłady na te projekty mogą wynieśd 2,96 mld PLN. Kolejny projekt dotyczy modernizacji elektrociepłowni w Elblągu i polega na wymianie instalacji węglowej na gazową oraz budowie kotła szczytowego. Wartośd projektu wynosi 450 mln PLN. Program dodatkowy zakłada również nakłady na przygotowanie inwestycji w jednostkę wytwórczą w układzie skojarzonym (CCGT) w Grudziądzu, nową elektrownię przepływową oraz tamę na Wiśle. 21

22 Finansowanie Z uwagi na znaczne nakłady inwestycyjne wynikające ze specyfiki segmentu dystrybucji, w którym w ostatnich latach nakłady przekraczały generowany zysk EBITDA, nakłady w 2013 r. (ponad 1,1 mld PLN) poniesione na zakup farm wiatrowych, a także z uwagi na wysoki poziom dywidend wypłaconych akcjonariuszom na przestrzeni ostatnich lat, Grupa Energa korzystała z finansowania zewnętrznego i zwiększała poziom długu netto. W swojej strategii na lata r. Grupa przedstawiła istotny program inwestycyjny, którego wartośd tylko w części podstawowej wynosi ok. 16 mld PLN. Dodatkowo polityka dywidendowa Energi zakłada przekazywanie 92% zysku jednostkowego na dywidendę. Oznacza to koniecznośd sięgania po finansowanie zewnętrzne także w przyszłości. Według sprawozdania Spółki na dzieo 30 września 2013 r., poziom zadłużenia odsetkowego wraz z leasingiem wynosił mln PLN, a dług netto mln PLN. Uwzględniając szacowany przez nas EBITDA na 2013 r. w wysokości mln PLN, wskaźnik dług netto/ebitda wynosi 1,7. Energa zakłada utrzymywanie wskaźnika dług netto/ EBITDA w długim terminie na poziomie 2,5. Przekroczenie tego poziomu jest możliwe tylko przez krótki okres czasu. Obecnie spółka finansuje się zarówno przez linie kredytowe, jak też przez emisje obligacji. Zdecydowana większośd zadłużenia ma charakter długoterminowy. Największe płatności z tytułu zapadających obligacji będą mied miejsce w roku 2019 i Gotówka w wysokości mln PLN (na dzieo 30 września 2013 r.) oraz niewykorzystane linie kredytowe w wysokości ok mln PLN zabezpieczają istotną częśd finansowania inwestycji i działalności spółki na kolejne kilka lat. W spółce prowadzone są również programy emisji obligacji w wysokości mln PLN i 500 mln EUR. Profil zapadalności długu na dzieo 30 czerwca 2013*, w mln PLN Zawiera 7-letnie niezabezpieczone obligacje wyemitowane w 2012 r. w ramach programu emisji obligacji krajowych o wartości 4 mld PLN Zawiera 7-letnie niezabezpieczone euroobligacje o wartości 500 mln EUR wyemitowane w 2013 r. w ramach programu emisji euroobligacji W dniu 26 czerwca 2013 Energa podpisała 12-letnią umowę o kredyt inwestycyjny z EBOR o wartości 800 mln PLN, a 10 lipca 2013 zawarła umowę na 15 -letni kredyt inwestycyjny z EBI. Żaden z kredytów nie został jeszcze zaciągnięty. * Porównując te liczby do sprawozdania z sytuacji finansowej wystąpi różnica związana z faktem, że dane w sprawozdaniu finansowymsą obliczane zgodnie z metodą efektywnej stopy procentowej. Obecnie struktura zadłużenia spółki jest zrównoważona pod względem relacji instrumentów o stałej i zmiennej stopie procentowej. Spółka nie ponosi efektywnie ryzyka walutowego. Obligacje emitowane w EUR zostały w 80% zabezpieczone przy pomocy swapów walutowoprocentowych, a pozostałe 20% jest zabezpieczane przez aktywa denominowane w EUR. Struktura ta jest także efektywna pod względem kosztów finansowania, które są niższe od kosztu kapitału obcego założonego przez URE przy wyliczaniu WACC. 22

23 Struktura zobowiązao finansowych Energi Wykorzystanie linii kredytowych na dzieo 30 czerwca 2013 r.* (%) Ekspozycja zobowiązao finansowych na walutę i stopę procentową (%) Stopa procentowa Waluta** Niewykorzysta ne 56% Wykorzystane 44% 60% 60% Ogółem: mln PLN Oprocentowanie zmienne Oprocentowanie stałe * Zaprezentowane dane zawierają umowę finansową podpisaną z EBI w dniu 10 lipca 2013 r. o wartości 1 mld PLN ** 80% zadłużenia w EUR zostało zabezpieczone z wykorzystaniem transakcji CIRS. Pozostałe 20% jest zabezpieczone przez aktywa denominowane w EUR 40% 40% PLN EUR W pełni zahedgowane Do najważniejszych umów kredytowych należą: Umowy z bankami multilateralnymi. Umowa z EBOiR, 12-letnia umowa kredytowa w wysokości 800 mln PLN. Umowa z EBI, 15-letnia umowa kredytowa w wysokości mln PLN. Pożyczki te zostały w pełni wykorzystane. W czerwcu i lipcu 2013 r. Energa zawarła kolejne umowy kredytowe (12-letnią umowę kredytową na 800 mln PLN oraz 15-letnią umowę kredytową na mln z EBI), z których żadna nie została jeszcze wykorzystana. Umowę emisji obligacji krajowych o wartości 4 mld PLN zawarto z bankami BRE S.A. i PEKAO S.A. W jej ramach 19 października 2012 r. wyemitowano obligacje siedmioletnie o wartości nominalnej 1 mld PLN. Kupony płacone są kwartalnie na poziomie WIBOR3M +150bp. Emisja była skierowana do polskich inwestorów instytucjonalnych i została objęta w ponad 80% przez OFE. 19 listopada 2012 roku wyemitowane obligacje zostały wprowadzone do obrotu na jednym z rynków Catalyst platformie Alternatywny System Obrotu (ASO), która jest prowadzona przez BondSpot SA. Emisja euroobligacji: 15 listopada 2012 roku ustanowiony został program emisji euroobligacji średnioterminowych ( Program EMTN ) na kwotę maksymalną 1 mld EUR. W ramach Programu EMTN, ENERGA Finance AB (publ) z siedzibą w Szwecji, działająca jako spółka w 100% zależna od ENERGA SA, może emitowad euroobligacje o terminie wykupu od jednego roku do dziesięciu lat. 19 marca 2013 roku ENERGA Finance AB (publ) przeprowadziła pierwszą emisję euroobligacji w kwocie 500 mln EUR w ramach Programu EMTN. Pierwsza emisja objęła euroobligacje o wartości nominalnej EUR każda, z 7-letnim terminem wykupu, od których płatny będzie roczny kupon w wysokości 3,250%. Wyemitowane euroobligacje sprzedano po EUR; są one notowane na rynku regulowanym w Luksemburgu. ENERGA SA uzyskała rating kredytowy agencji Fitch i Moody s. Długoterminowy rating agencji Fitch dla spółki to BBB ze stabilną perspektywą. Rating agencji Moody s to Baa1 ze stabilną perspektywą. 23

24 Dywidendy Dywidendy są istotnym elementem strategii spółki. Polityka dywidend zakłada wypłatę 92% zysku jednostkowego ENERGA S.A. (ograniczenie do momentu, gdy kapitał zapasowy osiągnie 1/3 kapitału akcyjnego), przy czym dywidenda za 2013 r. płacona w 2014 r. nie może byd wyższa niż 400 mln PLN, a dywidenda za 2014 r. płacona w 2015 r. nie może byd wyższa niż 500 mln PLN. Dodatkowo dywidendy po 2015 r. będą indeksowane przy pomocy stopy procentowej nie niższej niż stopa inflacji. Jednocześnie jednak ostateczna kwota proponowanej dywidendy zależed będzie od kondycji finansowej spółki oraz warunków rynkowych. W ramach Grupy Energa dywidendy są transferowane ze spółek zależnych do spółki matki poprzez Walne Zgromadzenia Akcjonariuszy poszczególnych spółek zależnych, które zatwierdzają dywidendy za poprzedni rok obrotowy. Dywidendy otrzymane stanowią z kolei zasadniczą częśd jednostkowego zysku netto - stąd wynika dwuletnie opóźnienie w transferze zysków ze spółek zależnych grupy do akcjonariuszy Energi. Struktura kosztów W Grupie Energa ok. 60% kosztów uzyskania przychodów generowanych jest przez sprzedaż energii elektrycznej. Niemniej jednak, z uwagi na poziom marży, działalnośd ta ma ograniczony wpływ na całkowite wyniki spółki. Koszty zatrudnienia, usług zewnętrznych, materiałów i zużycia energii mają istotny udział w kosztach rodzajowych. Istotną częśd kosztów rodzajowych generuje segment dystrybucji. Koszty te mają regulowany charakter. Dla przykładu, koszty usług zewnętrznych, których wartośd w 2012 r. wyniosła 1.218,6 mln PLN, obejmowały głównie koszty opłaty przesyłowej (802 mln PLN), podczas gdy koszty podatków i opłat (277 mln PLN w 2012 r.) zdominowane były przez koszty związane z majątkiem sieciowym uwzględnione w taryfie dystrybucyjnej (190 mln PLN). Koszty materiałów i energii, które w 2012 r. wyniosły mln PLN, poza kosztami węgla (według naszych szacunków ok. 400 mln PLN) i biomasy (PLN 198,7 mln) obejmowały również koszty energii zakupionej na pokrycie strat sieciowych w segmencie dystrybucyjnym w kwocie 307,4 mln PLN. Ponadto koszty węgla również stanowią częściowo koszty regulowane, ponieważ z uwagi na swoje położenie w północnej części Polski, Elektrownia Ostrołęka pracuje przynajmniej połowę czasu w trybie wymuszonym na zlecenie PSE, zaś cena energii elektrycznej dostarczonej do systemu stanowi 105% jednostkowego zmiennego kosztu wytworzenia oraz kosztu jednostkowego uprawnieo do emisji CO 2. Koszty zatrudnienia mają spore znaczenie dla wyników Grupy. W 2012 r. wyniosły 999,7 mln PLN, co stanowiło spadek o 8,9% r/r z uwagi na program restrukturyzacji zatrudnienia, w ramach którego od początku 2010 r. ze spółki odeszło ponad 2000 osób. Optymalizacja kosztów Jednym z najważniejszych celów strategicznych, które realizuje Spółka, jest program poprawy efektywności. Podstawą poprawy efektywności w wymiarze finansowym jest program restrukturyzacji zatrudnienia. Podobnie jak w innych grupach energetycznych, w Energa S.A. obowiązują umowy społeczne zawierające okresy ochronne. Gwarancje zatrudnienia w Grupie zostały przyznane na 10 lat i wygasają w lipcu 2017 r. W ramach Programu Dobrowolnych Odejśd (PDO) od początku 2010 r. zatrudnienie zmniejszyło się o ponad 2000 osób, przy 24

25 czym 640 osób odeszło w 2010 r. Głównym obszarem redukcji zatrudnienia był segment dystrybucji. Na koniec III kw r. całkowity koszt programu wynosił ok. 370 mln PLN (w tym 73,8 mln PLN za okres I-III kw r.). Według danych szacunkowych Spółki, całkowity pozytywny efekt wprowadzonego PDO do 31 lipca 2017 r. wyniesie 1 mld PLN. Dodatkowe korzyści finansowe przyniesie kontynuacja programu w kolejnych latach. W styczniu 2014 r. Energa ogłosiła redukcję zatrudnienia w segmencie sprzedaży. W ramach PDO ze Spółki ma odejśd 362 pracowników, przy czym jednocześnie utworzono 144 etaty. Pozostałe podjęte działania obejmują: wprowadzenie scentralizowanego systemu zakupów, który w latach przyniósł 60 mln PLN oszczędności; redukcję strat sieciowych (oszczędności w 2012 r. na poziomie 16 mln PLN); utworzenie centrum usług wspólnych w zakresie księgowości, HR i IT; wspólne zarządzanie produkcją i sprzedażą energii; a także sprzedaż aktywów niezwiązanych z działalnością podstawową. Zatrudnienie w latach (w mln PLN) Q2013 Dystrybucja Wytwarzanie Sprzedaż Usługi Pozostałe Oferta publiczna i ład korporacyjny W ramach oferty publicznej przeprowadzonej w grudniu 2013r. Skarb Paostwa sprzedał akcji Energi, co stanowi ok. 34,2% kapitału akcyjnego spółki i 25,3% głosów na WZA. Po sprzedaży Skarb Paostwa posiada akcji spółki, dających 50% udziału w jej kapitale akcyjnym i 63% głosów na WZA. Akcje Skarbu Paostwa pozostałe po sprzedaży objęte są zakazem zbywania przez okres 180 dni. Kapitał akcyjny Energi składa się z akcji, z czego akcji należących do Skarbu Paostwa to akcje uprzywilejowanych co do głosu (dwa głosy). Poprzednia próba prywatyzacji ENERGI miała miejsce w 2010 r. W procesie sprzedaży spółki najwyższą ofertę złożyło PGE, które podpisało umowę kupna 84,19% akcji należących do Skarbu Paostwa za kwotę mln PLN. Transakcja nie doszła jednak do skutku ze względu na brak zgody UOKiK. W statucie spółki istnieją zapisy dające uprzywilejowaną pozycję Skarbowi Paostwa. 25

26 Dopóki Skarb Paostwa posiada ponad 10% akcji w kapitale akcyjnym spółki, ma prawo wybierad większośd członków Rady Nadzorczej, w tym jej przewodniczącego. Jeżeli ponad 50% akcji Energi znajduje się w posiadaniu Skarbu Paostwa, wybór Zarządu jest dokonywany tylko przez Radę Nadzorcza. Jeżeli Skarb Paostwa jest w posiadaniu 50% lub mniej akcji spółki, członkowie Zarządu mogą byd odwoływani przez Walne Zgromadzenie. 26

27 Wycena Wyceniamy Spółkę modelem DCF na 18,20 PLN na akcję. Oprócz wyceny opartej na modelu DCF, dodatkowo zamieszczamy wycenę porównawczą Spółki na tle spółek z sektora. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do 2023 r. W naszej wycenie przyjęliśmy inwestycje na poziomie szacowanym w podstawowym programie inwestycyjnym. Jeżeli chodzi o program inwestycji dodatkowych, wzięliśmy pod uwagę wyłącznie nakłady przygotowawcze na CCGT w Grudziądzu i nową elektrownię na Wiśle. Model DCF ENERGA: model DCF PLN ths 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P adj.ebit , , , , , , , , ,3 Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% NOPLAT , , , , , , , , ,7 CAPEX , , , , , , , , ,9 Amortyzacja , , , , , , , , ,0 Zmiany w kapitale obrotowym , , , ,0 FCF , , , , , , , , ,8 WACC 7,8% 7,6% 7,4% 7,3% 7,2% 7,1% 7,1% 7,1% 7,1% 7,1% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,16 1,24 1,33 1,42 1,52 1,63 1,75 1,87 DFCF , , , , , , , , ,8 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I ,9 Suma DFCF - Faza II ,6 Wartośd Firmy (EV) ,5 Dług netto ,8 Aktywa pozaoperacyjne ,9 Zobowiązania wobec pracowników ,5 Wartośd godziwa ,2 Liczba akcji (mln szt.) 414 Wartośd godziwa na akcję na ,8 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 18,2 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,97 Cena bieżąca 16,43 Oczekiwana stopa zwrotu 17% Źródło: prognozy PKO DM 27

28 ENERGA: WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% Koszt kapitału własnego 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% koszt długu 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% waga długu 32,4% 35,8% 40,2% 43,0% 44,5% 46,1% WACC 7,8% 7,6% 7,4% 7,3% 7,2% 7,1% Źródło:prognozy PKO DM ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 294,6 288,7 294,4 300,3 306,3 312,5 Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) 2,7 2,7 2,8 3,0 3,0 3,0 Wolumen sprzedaży doklientów koocowych (TWh) 18,6 18,8 19,2 19,6 19,9 20,3 WACC dla RAB 8,9% 7,3% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% Źródło:prognozy PKO DM Wycena porównawcza ENERGA wycena porównawcza spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy mln EUR EDF 47284,8 13,7 12,4 11,5 5,2 5,0 4,7 4,7% 4,9% 5,2% GDF SUEZ 41235,2 12,2 12,6 12,2 7,0 7,1 7,0 8,8% 8,2% 7,9% RWE AG 16829,6 7,1 11,7 11,6 3,7 4,3 4,3 3,8% 3,6% 3,7% IBERDROLA 29196,8 11,7 13,0 12,5 7,6 7,8 7,5 6,0% 5,7% 5,8% FORTUM OYJ 1404,6 13,3 14,0 13,8 9,6 10,3 10,4 6,0% 5,9% 5,8% CEZ 10116,4 7,5 9,0 10,4 5,6 6,2 6,5 7,5% 6,4% 5,4% ENEA 1404,6 7,8 10,2 12,8 3,5 4,9 5,8 2,7% 3,9% 2,9% TAURON 1798,6 5,9 8,4 8,6 4,0 5,0 4,8 3,5% 3,5% 3,5% PGE 7469,2 8,6 11,5 11,4 5,0 5,6 5,9 5,1% 5,1% 5,1% Średnia 9,8 11,4 11,6 5,7 6,2 6,3 5,3% 5,2% 5,0% 16,2 19,7 17,6 16,0 24,4 24,5 21,7 22,1 23,1 wycena porównawcza (PLN na akcję) 17,8 21,6 22,3 20,6 Żródło: Bloomberg,prognozy PKO DM 28

29 Czynniki ryzyka Wyniki generowane przez segment dystrybucji mają istotny wpływ na wycenę spółki. Segment dystrybucyjny regulowany jest przez Urząd Regulacji Energetyki (URE), który określa parametry wynagradzania zaangażowanego kapitału, skalę inwestycji oraz kwotę przychodów regulowanych. Bieżący okres regulacyjny kooczy się w roku 2015, a założenia dotyczące kolejnego okresu są dopiero na wstępnym etapie przygotowao. Zgodnie z obecnym modelem stopa wolna od ryzyka jest ważnym parametrem determinującym zwrot z WRA. W tym przypadku jest to średnia rentownośd 10-letnich obligacji skarbowych wyliczona dla poprzedniego roku od 1 października do 30 września. Spadek tego wskaźnika przekłada się bezpośrednio na poziom WACC, który określa stopę zwrotu z WRA. Spółka finansuje się długiem, którego oprocentowanie oparte jest częściowo na stopie stałej, a częściowo na stopach krótkoterminowych. Założenia nowego systemu wynagradzania odnawialnych źródeł energii przedstawiono we wrześniu 2013 r. Zgodnie z tą propozycją zlikwidowane zostanie wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy przekraczającej 1 MW, tj. znacznej większości wolumenu wytwarzanej energii w elektrowniach wodnych w Grupie. Według nowej propozycji ustawy o OZE, wsparcie dla współspalania biomasy zostałoby ograniczone z 1 do 0,5 zielonego certyfikatu na 1 MWh wytworzonej energii, co może skutkowad nieopłacalnością współspalania. Nowe inwestycje OZE otrzymają wsparcie zgodnie z holenderskim systemem aukcyjnym, a udzielenie wsparcia zależed będzie od ceny proponowanej przez inwestora. Stanowi to ryzyko w kontekście realizacji portfela projektów farm wiatrowych spółki. Grupa Energa jest istotnym sprzedawcą energii. Coraz większa grupa klientów rezygnuje z umów kompleksowych na rzecz umów sprzedaży. Zjawisko to, widoczne uprzednio w przypadku największych klientów z grup taryfowych A i B, upowszechnia się obecnie także w segmencie C (małe przedsiębiorstwa i usługodawcy), czyli w segmencie rynkowym generującym największą marżę. Może to również oznaczad bardziej zażartą konkurencję cenową i spadek marż w segmencie sprzedaży. Trend taki widoczny był w danych sprzedażowych za okres I-III kw r. Energa brała pod uwagę kilka kapitałochłonnych projektów, wymienionych w dodatkowym programie inwestycyjnym wyłącznie w kontekście wstępnych nakładów inwestycyjnych szacowanych łącznie na 240 mln PLN (jednostka wytwórcza w układzie skojarzonym (CCGT) w Grudziądzu, nowa elektrownia przepływowa oraz tama na Wiśle). Potencjalne nakłady na budowę drugiej tamy na Wiśle szacuje się na 3,5 mld PLN, zaś na budowę jednostki CCGT o mocy 500 MW na ok. 2 mld PLN. W I kw r. ENERGA dokonała odpisu z tytułu utraty wartości elektrowni w kwocie 123,4 mln PLN w związku z Elektrownią Ostrołęka B. Test na utratę wartości elektrowni powtórzono na koniec III kw r., a jego wyniki nie wskazywały na potrzebę korekty odpisu rozpoznanego na koniec I kwartału. Rentownośd Elektrowni Ostrołęka B ucierpiała zarówno z powodu znacznego spadku cen energii elektrycznej, jak i cen zielonych certyfikatów, ponieważ współspalanie biomasy odpowiada za 15-20% wytwarzanej energii netto. Skorygowany zysk EBITDA (bez odpisów) w okresie I-III kw. był ujemny i wyniósł 2,8 mln PLN. W razie wystąpienia dalszych negatywnych zmian rynkowych istnieje ryzyko, że wyniki testu na utratę wartości mogą się w przyszłości zmienid. 29

30 Dane finansowe Rachunek zysków i strat (tys. PLN) P 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży towarów, produktów i usług EBITDA w tym: Dystrybucja energii elektrycznej Sprzedaż Wytwarzanie CHP Elektrownie systemowe OZE Usługi Pozostałe Wyłączenia i korekty konsolidacyjne Zysk operacyjny Udział w zysku (stracie ) jednostek stowarzyszonych Saldo przychodów i kosztów finansowych Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zysk netto przypadający na udziały niekontrolujące Zysk netto przypadający na właścicieli jednostki dominujacej Bilans (tys. PLN) P 2014P 2015P 2016P 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 przxeznaczone do sprzedazy AKTYWA RAZEM Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominujacej Udziały niekontrolujace Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki, obligacje Rezerwy długoterminowe Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki, obligacje Rezerwy Rozliczenia międzyokresowe bierne kosztów Zobowiązania handlowe i pozostałe Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe TOTAL LIABILITIES AND EQUITYY 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 8,6% 8,5% 6,0% 8,7% 8,7% 7,5% 8,0% ROA 4,8% 4,9% 3,1% 4,1% 4,0% 3,4% 3,7% Dług netto Dług netto/ebitda -0,4 0,1 0,9 1,7 1,9 2,3 2,4 Źródło:prognozy PKO DM 30

31 Dane kwartalne Energa (PLN mln) 1Q2012 2Q2012 3Q2012 4Q2012 1Q2013 2Q2013 3Q2013 Dystrybucja Revenue 939,8 896,9 870,9 920,6 935,3 943,6 920,2 EBITDA 365,7 373,2 298,0 187,8 400,3 420,0 315,7 EBIT 218,5 224,0 146,1 29,5 239,3 258,1 159,0 Zysk netto 161,4 138,3 86,4-59,2 148,8 210,0 91,7 Sprzedaż Revenue 1 884, , , , , , ,7 EBITDA 77,3 64,1 59,8 63,3 100,6 78,3 9,1 EBIT 71,3 58,1 53,7 56,8 94,0 71,8 2,6 Zysk netto 64,5 43,1 46,4 37,8 89,0 65,2 4,2 Wytwarzanie Revenue 413,5 397,6 347,0 389,5 378,6 354,3 382,9 EBITDA 102,7 99,9-87,8 43,4-21,4 128,7 91,3 EBIT 77,6 74,7-112,7 18,4-44,8 106,9 61,8 Zysk netto 61,7 55,6-113,3 20,0-37,4 83,4 37,5 Usługi Revenue 139,3 40,7 90,5 382,3 140,2 34,1 87,7 EBITDA -0,1 4,9 6,7 12,5 9,4 8,3 8,7 EBIT -2,3 2,1 3,8 6,9 5,4 5,1 4,5 Zysk netto -2,7 1,7 3,7 8,3 3,5 4,6 3,1 Inne Revenue 27,1 23,3 23,0 35,5 18,4 21,2 30,3 EBITDA -13,1-16,8-17,6-27,4-15,7-20,0-18,4 EBIT -15,2-18,9-20,7-27,0-18,3-21,6-20,4 Zysk netto -1,3 800,3-13,5-238,2 580,7-14,7-30,6 Razem Revenue 2 905, , , , , , ,9 EBITDA 531,2 536,0 265,1 296,9 472,0 655,8 373,5 EBIT 356,7 358,2 83,7 107,4 282,5 468,3 182,4 Zysk netto 284,5 225,7 19,9-73,8 180,8 351,8 65,0 31

32 Biuro Analiz Rynkowych PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15, Warszawa tel. (0-22) , fax (0-22) Telefony kontaktowe Dyrektor Artur Iwaoski Sektor wydobywczy (022) Przemysł paliwowy, chemiczny, spożywczy Sektor energetyczny, deweloperski Sektor finansowy Handel, media, telekomunikacja, informatyka Przemysł, budownictwo, inne Monika Kalwasioska (022) Stanisław Ozga (022) Jaromir Szortyka (022) Włodzimierz Giller (022) Piotr Łopaciuk (022) Analiza techniczna Analiza techniczna Przemysław Smolioski (022) Paweł Małmyga (022) Biuro Klientów Instytucjonalnych Wojciech Żelechowski (0-22) Piotr Dedecjus (0-22) Dariusz Andrzejak (0-22) Maciej Kałuża (0-22) Krzysztof Kubacki (0-22) Igor Szczepaniec (0-22) Tomasz Ilczyszyn (0-22) Marcin Borciuch (0-22) Michał Sergejev (0-22) Joanna Wilk (0-22) Tomasz Zabrocki (0-22) Mark Cowley (0-22) Objaśnienie używanej terminologii fachowej min (max) 52 tyg - minimum ( maksimum) kursu rynkowego akcji w okresie ostatnich 52 tygodni kapitalizacja - iloczyn ceny rynkowej akcji i liczby akcji EV - suma kapitalizacji i długu netto spółki free float (%) - udział liczby akcji ogółem pomniejszonej o 5% pakiety akcji znajdujące się w posiadaniu jednego akcjonariusza i akcje własne należące do spółki, w ogólnej liczbie akcji śr obrót/msc - średni obrót na miesiąc obliczony jako suma wartości obrotu za ostatnie 12 miesięcy podzielona przez 12 ROE - stopa zwrotu z kapitałów własnych ROA - stopa zwrotu z aktywów EBIT - zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny + amortyzacja EPS - zysk netto na 1 akcję DPS - dywidenda na 1 akcję CEPS - suma zysku netto i amortyzacji na 1 akcję P/E - iloraz ceny rynkowej akcji i EPS P/BV - iloraz ceny rynkowej akcji i wartości księgowej jednej akcji EV/EBITDA - iloraz kapitalizacji powiększonej o dług netto spółki oraz EBITDA marża brutto na sprzedaży - relacja zysku brutto na sprzedaży do przychodów netto ze sprzedaży marża EBITDA - relacja sumy zysku operacyjnego i amortyzacji do przychodów netto ze sprzedaży marża EBIT - relacja zysku operacyjnego do przychodów netto ze sprzedaży rentownośd netto - relacja zysku netto do przychodów netto ze sprzedaży Rekomendacje stosowane przez DM Rekomendacja KUPUJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają co najmniej 10% potencjał wzrostu kursu Rekomendacja TRZYMAJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają potencjał wzrostu kursu w przedziale od 0 do 10% Rekomendacja SPRZEDAJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają potencjał spadku kursu Rekomendacje wydawane przez DM obowiązują przez okres 12 miesięcy od daty wydania lub do momentu zrealizowania kursu docelowego, chyba, że w tym okresie zostaną zaktualizowane. DM dokonuje aktualizacji wydawanych rekomendacji w zależności od sytuacji rynkowej i subiektywnej oceny analityków. Częstotliwośd takich aktualizacji nie jest określona. Zastrzeżenie o spekulacyjnym charakterze rekomendacji oznacza, że horyzont inwestycji jest skrócony do 3 miesięcy, a inwestycja jest obarczona podwyższonym ryzykiem. Stosowane metody wyceny DM opiera się zasadniczo na trzech metodach wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobnymi wskaźnikami dla innych firm reprezentujących dany sektor) oraz model zdyskontowanych dywidend. Wadą metody DCF oraz modelu zdyskontowanych dywidend jest duża wrażliwośd na przyjęte założenia, w szczególności te, które odnoszą się do określenia wartości rezydualnej. Modelu zdyskontowanych dywidend nie można ponadto zastosowad w przypadku wyceny spółek nie mających ukształtowanej polityki dywidendowej. Zaletami obydwu wymienionych metod jest ich niezależnośd w stosunku do bieżących wycen rynkowych porównywalnych spółek. Zaletą metody wskaźnikowej jest z kolei to, że bazuje ona na wymiernej wycenie rynkowej danego sektora. Jej wadą jest zaś ryzyko, że w danej chwili rynek może nie wyceniad prawidłowo porównywalnych spółek. Powiązania, które mogłyby wpłynąd na obiektywnośd sporządzonej rekomendacji Zgodnie z naszą wiedzą, pomiędzy DM oraz analitykiem sporządzającym niniejszy raport a spółką, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w 9 i 10 Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 19 października 2005 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów. Inwestor powinien zakładad, że DM ma zamiar złożenia oferty świadczenia usług spółce, której dotyczy raport. Wg sprawozdania na r. Energa posiada umowy kredytowe z bankiem PKO BP. Pozostałe klauzule Niniejsza publikacja została opracowana przez Dom Maklerski PKO BP S.A. wyłącznie na potrzeby klientów DM i podlega utajnieniu w okresie siedmiu następnych dni po dacie publikacji. Rozpowszechnianie lub powielanie w całości lub w części bez pisemnej zgody DM jest zabronione. Niniejsza publikacja została przygotowana z dochowaniem należytej staranności, w oparciu o fakty i informacje uznane za wiarygodne (w szczególności sprawozdania finansowe i raporty bieżące spółki), jednak DM nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania publikacji były wszelkie informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM bez uzgodnieo ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeo, które w przyszłości mogą okazad się nietrafne. DM nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM może świadczyd usługi na rzecz firm, których dotyczą analizy. DM nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w niniejszej analizie. Podmiotem sprawującym nadzór nad DM w ramach prowadzonej działalności jest Komisja Nadzoru Finansowego. Dom Maklerski PKO Banku Polskiego informuje, że świadczy usługę maklerską w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym, na podstawie zezwolenia Komisji Nadzoru Finansowego z dnia 7 października 2010 r. Jednocześnie Dom Maklerski PKO Banku Polskiego informuje, że przedmiotową usługę maklerską świadczy klientom zgodnie z obowiązującym Regulaminem świadczenia usługi sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym w zakresie instrumentów finansowych przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego (tutaj), a w przypadku klientów detalicznych również na podstawie pisemnej umowy o świadczenie usługi w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym.