Energetyka. Sektor energetyczny RAPORT

Transkrypt

1 RAPORT Energetyka ENERGA Rekomendacja Stanisław Ozga, CFA doradca inwestycyjny (0-22) PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa r. KUPUJ Cena docelowa (PLN) 18,8 Cena bieżąca (PLN) 17,50 Stopa dywidendy 5,6% Potencjał wzrostu 12,7% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 50% Bloomberg Reuters ENEA Rekomendacja ENG PW ENGP.WA KUPUJ Cena docelowa (PLN) 16,2 Cena bieżąca (PLN) 14,15 Stopa dywidendy 3,3% Potencjał wzrostu 17,2% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 29% Bloomberg Reuters PGE Rekomendacja Tauron Rekomendacja ZE PAK Rekomendacja ENA PW ENAE.WA TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 25,5 Cena bieżąca (PLN) 24,96 Stopa dywidendy 0,0% Potencjał wzrostu 2,3% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 50% Bloomberg Reuters CEZ Rekomendacja ZEP PW ZEEP.WA SPRZEDAJ Cena docelowa (PLN) 71,4 Cena bieżąca (PLN) 79,12 Stopa dywidendy 3735,3% Potencjał wzrostu -3,7% Kapitalizacja (mln PLN) Free float % Bloomberg Reuters TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 4,9 Cena bieżąca (PLN) 4,76 Stopa dywidendy 3,2% Potencjał wzrostu 5,4% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 60% Bloomberg Reuters TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 18,6 Cena bieżąca (PLN) 18,02 Stopa dywidendy 4,8% Potencjał wzrostu 8,6% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 37% Bloomberg Reuters PGE PW PGEP.WA TPE PW TPE.WA CEZ PW CEZP.PR Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji ENERGA z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 18,80 PLN, rekomendację kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową 16,20 PLN, rekomendację trzymaj dla PGE z ceną docelową 18,60 PLN, rekomendację trzymaj dla akcji Tauron z cena docelową 4,90 PLN, rekomendację trzymaj dla akcji ZE PAK z ceną docelową 25,50 PLN oraz rekomendację sprzedaj dla akcji CEZ z ceną docelowa na poziomie 71,40 PLN. Rok 2014 mimo znacznego spadku cen energii, który przekroczy 10% oraz spadku wyników w segmencie sprzedaży wynikającego ze wzrostu kosztów zakupu energii powinien przynieśd poprawę wyników raportowanych. Wpłyną na to nie tylko czynniki jednorazowe jak księgowanie KDT czy rozwiązanie rezerwy z tytułu CO2, ale także widoczne efekty programów cięcia kosztów wprowadzane w ostatnich latach. Mimo spadku WACC w segmencie dystrybucji większośd spółek także powinna zaraportowad poprawę wyników w tym segmencie. Naszym zdaniem wobec dużej niepewności z oszacowaniem ostatecznej stopy zwrotu z nowych projektów, które są obecnie realizowane rynek powinien skoncentrowad się na bieżących wycenach spółek, a te wg naszych szacunków w ciągu najbliższych dwóch lat powinny stanowid wsparcie dla sektora. Mimo rozpoczęcia dużych inwestycji takie spółki jak Energa, PGE a także CEZ mogą zaoferowad bieżące stopy zwrotu w postaci dywidend przekraczających rentowności obligacji długoterminowych. Podstawowym problemem sektora pozostają marże w segmencie wytwarzania, ze względu na niskie ceny energii. Istotniejszej poprawy na rynku oczekujemy dopiero na przełomie bieżącego roku. Tauron jest notowany na poziomie EV/EBITDA 4,3 i 4,6 oraz P/E 7,7 i 8,7 na lata 2014/2015 Tauron jest największym sprzedawcą energii w Polsce dlatego odczuje wyraźnie spadek marzy w segmencie sprzedaży. W kolejnych latach Tauron zanotuje także niższe marże w segmencie wytwarzania, ponieważ niższych cen energii nie uda się już raczej skompensowad przy pomocy niższych cen węgla. Pozytywnie na wyniki w 2014 r. działad będzie rozwiązanie rezerwy z tytułu CO2, wpływy z tytułu programu operacyjna rezerwa mocy. W Spółce widoczny jest również wpływ programu oszczędności kosztów operacyjnych na lata ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,5 i 5,7 oraz P/E 8,3 i 9,5 na lata 2014/2015 ENEA w bieżącym roku pokaże wzrost wyników finansowych mimo spowolnienia na rynku energii. W segmencie wytwarzania odczuwalny będzie spadek cen węgla oraz księgowanie KDT, które powinno przynieśd wg naszych oczekiwao ponad 200 mln PLN. W decydującą fazę wchodzi budowa bloku 1075 MW w elektrowni Kozienice co zwiększy istotnie nakłady inwestycyjne i zadłużenie Spółki, mimo tego oczekujemy zachowania obecnej polityki dywidendowej. ENEA rozpoczyna także program optymalizacji kosztów, który powinien przynieśd oszczędności 500 mln PLN do roku PGE jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 3,6 i 5,0 oraz P/E 7,8 i 10,4 na lata 2014/2015 PGE rozpoczęło swoja największa inwestycje jaką jest budowa dwóch bloków 900 MW w elektrowni Opole. Spółka jest jednak niezadłużona dlatego oczekujemy relatywnie wysokich dywidend w ciągu najbliższych lat, które mogą przekroczyd nawet poziom 1 PLN na akcję. Ze względu na rozwiązanie rezerw na CO2 oraz księgowania KDT z lat poprzednich oczekujemy w bieżącym roku poprawy raportowanych wyników. Oczekujemy także kontynuacji programów dobrowolnych odejśd, które istotnie przyczyniły się do utrzymania stabilnej bazy kosztowej w segmencie wytwarzania. ZE PAK jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 5,3 i 5,0 oraz P/E 35,1 i 14,1 na lata 2014/2015 ZE PAK zanotuje w tym roku znacznie słabsze marże na produkcji energii. Wpływ wzrostu rozpoznawania KDT będzie wg naszych szacunków na poziomie ok 25 mln PLN. Oczekujemy, że Spółka przyśpieszy w tym roku program inwestycyjny dotyczący modernizacji bloków w elektrowni Pątnówe I, co umożliwi Spółce zaksięgowanie bezpłatnych uprawnieo CO2, które ze względu na mniejsze inwestycje nie zostały zaksięgowane w tym roku. Podobnie jak w poprzednim roku oczekujemy utrzymania stabilnych kosztów zatrudnienia również w 2014 r. CEZ jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 6,6 i 6,9 oraz P/E 10,0 i 11,7 na lata 2014/2015 Utrzymujące się niskie ceny energii na rynku niemieckim wskazują, że wyniki CEZ będą się pogarszad w kolejnych latach. Biorąc pod uwagę aktualne założenia polityki klimatycznej UE na kolejną dekadę pozytywna jest dla Spółki niska emisyjnośd CO2 ze względu na posiadane elektrownie atomowe. W ostatnim okresie ceny terminowe energii na rynku niemieckim nie zareagowały jednak na wzrost CO2, co jest negatywnym scenariuszem dla Spółki. Mimo spadających wyników CEZ ze względu na ograniczenie nakładów inwestycyjnych będzie mógł zachowad obecną politykę dywidendowa. ENERGA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 5,3 i 5,2 oraz P/E 9,7 i 8,9 na lata 2014/2015. Dla ENERGI korzystne są zmiany zaproponowane w ostatniej wersji ustawy o OZE, która została zaakceptowana przez Komitet Stały Rady Ministrów. Wg naszych oczekiwao zmiany te opóźniają wejście w życie ustawy do 2016 r. oraz zwiększają wpływy z posiadanych elektrowni wodnych. Pozytywnie na wyniki Energi działa także wzrost cen zielonych certyfikatów. Zwiększa to cash flow dostępny dla akcjonariuszy i wspiera przyjętą politykę dywidendy. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

2 Argumenty inwestycyjne Ostatnie miesiące były aktywne jeżeli chodzi o otoczenie rynku energetycznego. Przyjęto m.in. program wsparcia dla wytwórców energii, który stanowi element rynków mocy i ma za zadanie poprawid sytuację wytwórców w okresie możliwych deficytów mocy szczytowej w kolejnych latach. Od początku roku działa już program operacyjna rezerwa mocy, wcześniej PSE rozstrzygnęło także przetarg na interwencyjną rezerwę zimną w latach 2016/2017 oraz przetarg na negawaty. Od momentu zaprezentowania we wrześniu 2013 r. założeo nowego systemu wsparcia dla OZE pojawiają się kolejne wersje ustawy. W szybkim tempie trwały również prace nad przywróceniem wsparcia dla kogeneracji. Pojawił się również kolejna aktualizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Również na forum europejskim zapadały decyzje i pojawiały się propozycje, które będą wpływad na sytuację polskiej energetyki w kolejnych latach. Operacyjna rezerwa mocy Od początku roku do katalogu usług systemowych świadczonych na rzecz PSE weszła operacyjna rezerwa mocy. Operacyjną rezerwę mocy stanowią jednostki wytwórcze, które posiadają do dyspozycji wolne moce nie objęte umowami sprzedaży. Wielkośd operacyjnej rezerwy mocy stanowi 18% wielkości średniego maksymalnego godzinowego zapotrzebowania brutto na moc dla poszczególnych miesięcy poprzedniego roku. Po uruchomieniu interwencyjnej rezerwy zimnej wielkośd ta będzie korygowana o łączną moc jednostek świadczących tą usługę. Jednostki biorące udział w operacyjnej rezerwie mocy za gotowośd pracy na rzecz operatora w godzinach szczytu (7-22) otrzymują wynagrodzenie wyznaczone na podstawie średnich kosztów stałych bez kosztu amortyzacji, zarządu i sprzedaży, które w 2014 r. ma wynosid 37,13 PLN/MWh. W przypadku większej liczby zgłoszonych jednostek cena będzie proporcjonalnie redukowana. Wg naszych szacunków koszt programu może wynieśd ok mln PLN rocznie. Interwencyjna rezerwa zimna Program skierowany jest do starych bloków, które po 2016 r. nie będą spełniad dyrektywy UE w sprawie emisji przemysłowych (IED), a będą wciąż potrzebne w polskim systemie energetycznym, ze względu na prognozy bilansu mocy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, które wskazują, że od 2016 r. mogą zaistnied trudności w pokryciu zapotrzebowania na moc przez krajowe jednostki wytwórcze. Bloki te mają przyznane derogacje w wysokości 17,5 tys. godzin pracy do wykorzystania w latach PSE rozpisał przetarg na zimną rezerwę w różnych kategoriach bloków. W kategorii bloków MW PSE podpisały z PGE GIEK umowy dotyczące przekazania dwóch bloków w elektrowni ZEDO o łącznej mocy 454 MW do zimnej rezerwy interwencyjnej w latach z możliwością przedłużenia na dwa kolejne lata do 2019 r. Stawka za gotowośd do pracy interwencyjnej została ustalona na poziomie 24 PLN /MWh. Oczekujemy, że analogiczne umowy obejmą również bloki 120 MW, które posiada Tauron. 2

3 Nowa ustawa o OZE W lutym br. zaprezentowano kolejną wersję ustawy o OZE, która została przyjęta przez Komitet Stały Rady Ministrów. W propozycji ustawy znalazły się zapisy obecne już w poprzednich wersjach ustawy z 2013 r. wprowadzające system aukcyjny w miejsce dotychczasowego wsparcia w postaci certyfikatów. Wg ustawy odnawialne źródła energii mają otrzymad wsparcie na okres 15 lat, ale nie dłużej niż do 2035 r. By zwiększyd konkurencyjnośd systemu wsparcie będzie przydzielane poprzez system aukcji, w których o wyborze oferty decydowad będzie cena. Do aukcji mogą zostad zakwalifikowane tylko instalacje, których oferta mieści się w granicach ceny referencyjnej dla poszczególnych technologii. Aukcje będą wspólne dla wszystkich technologii. Energia w nowych instalacjach będzie musiała zostad wyprodukowana w terminie 48 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji, a w przypadku energii elektrycznej wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii elektrycznej energię promieniowania słonecznego w terminie 24 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji, a siłę wiatru na morzu w terminie 72 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji. Oddzielne aukcje będą przeprowadzane dla instalacji o mocy poniżej 1MW, w ramach których ma byd przyznawane wsparcie dla co najmniej 25% wspieranej energii. Ze wsparcia zostaną wyłączone elektrownie wodne o mocy powyżej 5 MW, instalacje produkujące energię elektryczną z biomasy o mocy powyżej 50 MW lub energię z biomasy w kogeneracji o mocy powyżej 150 MW. Oddzielne aukcje będą organizowane także dla istniejących instalacji, które również będą mogły przystąpid do systemu aukcyjnego z wyjątkiem instalacji współspalających biomasę (z wyłączeniem instalacji dedykowanych), elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MW oraz instalacji produkujących energię elektryczną z biomasy o mocy powyżej 50 MW lub energię elektryczną z biomasy w kogeneracji o mocy powyżej 150 MW. Dotychczasowe instalacje otrzymują wsparcie na okres 15 lat od momentu gdy po raz pierwszy wyprodukowały energię elektryczną objętą systemem wsparcia. Wyjątkiem od reguły są elektrownie wodne o mocy powyżej 5 MW, które wsparcie tracą. Stanowi to złagodzenie zapisu z poprzednich wersji ustawy, który ograniczał wsparcie do elektrowni o mocy powyżej 1MW. W przypadku współspalania podtrzymane zostały poprzednie propozycje ograniczające wsparcie dla istniejących instalacji do 0,5 certyfikatu (z wyłączeniem instalacji dedykowanych) do kooca roku 2020 z możliwością ustanowienia innego współczynnika na kolejny okres. Według oczekiwao, ustawa już w marcu powinna trafid do Sejmu. Ustawa ma wejśd w życie z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem, co wg naszych oczekiwao faktycznie może oznaczad wejście w życie w ciągu pierwszych miesięcy 2016 r. Ustawa wprowadza także wysokośd opłaty zastępczej na poziomie 297,35 PLN oraz mechanizmy prowadzące do utrzymania odpowiedniej wysokości cen zielonych certyfikatów. Jednym z nich jest ograniczenie możliwości używania opłaty zastępczej w przypadku gdy średnia ważona cena praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będzie niższa niż 75 % wartości opłaty zastępczej, przez okres co najmniej 3 miesięcy. 3

4 Technologia Ilośd nowych mocy wprowadzonych do KSE w poszczególnych latach, które będą objęte wsparciem systemowy [MW] wiatr 815,5 550,0 570,0 575,0 580,0 585,0 590,0 biomasa 199,1 91,0 97,0 104,0 111,0 117,0 124,0 woda 4 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 83,5 Razem 1 018,6 644,5 670,5 682,5 694,5 705,5 797,5 Źródło: Opracowanie Ministerstwa Gospodarki na podstawie założeo. Wyszczególnienie Energia wytworzona (GWh) Energia wodna 2 435, , , , , , ,0 Energia słoneczna 1,2 46,9 77,1 107,3 137,5 171,5 205,5 Energia wiatrowa 5 922, , , , , , ,4 Biomasa 8 058, , , , , , ,8 spalenie wielopaliwowe 3 853, , , , , , ,0 jednostki dedykowane 3 595, , , , , , ,0 biogaz 609, , , , , , ,8 Razem , , , , , , ,7 Źródło: Opracowanie Ministerstwa Gospodarki na podstawie założeo, ARE, DM PKO BP 4

5 Przywrócenie wsparcia dla kogeneracji W styczniu 2014 r. Sejm przyjął także ustawę wprowadzającą ponownie wsparcie dla Kogeneracji, po przerwie w 2013 r. Wsparcie miałoby objąd zarówno kogenerację gazową, jak też pozostałe paliwa. Ustawa zakłada utrzymanie na dotychczasowym poziomie obowiązku umarzania czerwonych certyfikatów i istotnym wzroście obowiązku żółtych certyfikatów wynikajmy ze zwiększenia mocy gazowych. Wsparcie zostało ustalone do 2018 r., co może okazad się jednak okresem niewystarczającym dla pozytywnych decyzji inwestycyjnych o budowie kolejnych jednostek wytwórczych. Wsparcie przełoży się także na wzrost kosztów zakupu energii i istotny spadek rentowności w segmencie sprzedaży. Oczekiwany okres wejścia ustawy w życie to początek maja lub kwietnia br. Program atomowy W styczniu br. pojawiła się kolejna aktualizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Dokument wyznacza nowy harmonogram przygotowania inwestycji i budowy elektrowni jądrowej w Polsce. W dokumencie znajdują się również zaktualizowane prognozy zużycia energii w Polsce i rozwoju nowych mocy. Podtrzymano w nich projekcję krajowego zużycia energii, która zakłada wzrost z ok 120 TWh obecnie do 161,4 TWh w 2030r., co daje średnioroczny wzrost na poziomie 1,5%, który zakładany jest mimo wdrażania programu poprawy efektywności energetycznej. Prognozy przygotowane przez ARE są w dużym stopniu zbieżne z uaktualnionymi prognozami PSE w zakresie zapotrzebowania na moc szczytową. Czynnikami zwiększającymi zużycie maja byd wzrost gospodarczy oraz relatywnie niskie na tle UE zużycie energii na mieszkaoca, które wynosi ok. 4,1 TWh wobec średniej dla 15 starych krajów unii na poziomie 7,5 tys. TWh. W związku z prognozą moc zainstalowana w źródłach odnawialnych powinna wzrosnąd z ok. 33,5 GW obecnie do ok. 44,5 GW. Z Analizy wynika, że podstawowym problemem dla krajowego systemu energetycznego pomijając nawet prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię będzie zastąpienie ok. 12 GW mocy wygasających do 2030r. z czego ok. 6MW wygasa do 2020 r. oraz 6GW do 2030r. Moce wygasające do 2020 r, będą zastąpione przez inwestycje, które są obecne prowadzone lub wkrótce się rozpoczną natomiast jak zostaną zastąpione moce wycofywane po 2025r. wciąż pozostaje kwestią otwartą. 5

6 Moc osiągalna netto źródeł wytwarzania energii elektrycznej wg technologii przy parametrach dla nowobudowanych źródeł wytwarzania źródło: Ministerstwo Gospodarki Według prognoz zawartych w programie energetyki jądrowej biorąc pod uwagę prezentowane koszty wytwarzania w poszczególnych instalacjach energetyka atomowa staje się realną alternatywą dla technologii opartych na węglu. W zmodyfikowanych założeniach do kalkulacji kosztów wytwarzania przyjęto stopę dyskontową na poziomie 6%, współczynnik wykorzystania mocy 0,9 oraz czas eksploatacji wynoszący 60 lat, oraz ceny CO2 w latach 2025 i 2035 na poziomie odpowiednio 25 i 35 EUR. Nakłady na budowę pierwszej elektrowni wraz z kosztami przygotowawczymi szacowane są na poziomie 40-60mld PLN. Analizując koszty wytwarzania poszczególnych technologii należy brad pod uwagę także dużą wrażliwośd projektów jądrowych na takie parametry jak nakłady inwestycyjne, i oczekiwany koszt kapitału. Można zauważyd, że parametry zaproponowane w programie różnią się od wartości uzyskanych przy umowie zawartej ostatnio między Wielką Brytanią a konsorcjum EDF budującym elektrownię w Hinkley Point, gdzie wynegocjowano cenę 92,5 Funta za MWh z możliwością obniżenia do 89,5 Funta w przypadku budowy nowej elektrowni. Średnioważony Koszt kapitału przyjęty do realizacji tej inwestycji wynosi 10%. A czas wsparcia wynosi 35 lat. Nakłady inwestycyjne mają wynieśd 16 mld funtów na łączną moc elektrowni 3200 MW. 6

7 EUR'2012/MWh Sektor energetyczny Uśredniony jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej w źródłach przewidzianych do uruchomienia w 2025 r. przy parametrach dla nowobudowanych źródeł wytwarzania ,5 11, , ,4 29,8 33,4 23,4 9, ,4 28,9 9,3 14,5 58, ,1 5,4 8 6,3 3,1 7,9 3,9 42,7 30,3 13,5 14,1 38,7 40,9 11,1 64,9 6, ,5 34,9 14,6 38,3 6,2 3 41,5 14,9 46,2 79,9 16,8 34,3 2,5 7,6 20,1 65,8 2,5 6,5 29,8 80,3 151,8 Koszt bilansowania mocy Koszty rezerwowania mocy Koszt transportu i składowania CO2 Koszt emisji CO2 Koszt paliwa Koszt O&M Koszty inwestycyjne źródło: ARE S.A. Program pokazuje że przygotowanie do budowy elektrowni jest konsekwentnie przygotowywane, natomiast sama decyzja o budowie elektrowni nie została jeszcze podjęta. Nawet zakładając mniejszy wzrost zapotrzebowania na moc faktem pozostaje, że wciągu najbliższych kilku lat trzeba będzie podjąd decyzje o budowie nowych źródeł wytwórczych. Naszym zdaniem za decyzją o budowie elektrowni atomowej przemawiają na pewno prognozy kosztów CO2, które mogą znacznie wzrosnąd w obliczu nowych informacji na temat polityki klimatycznej UE po 2020 r. Nakłady inwestycyjne nawet szacowane w ostrożny sposób będą jednak zbyt wysokie by budowad elektrownie tylko z finansowania poszczególnych spółek. Szacujemy, że finansowanie zewnętrzne będzie możliwe przy ustaleniu określonego systemu wsparcia np.: w postaci kontraktów różnicowych jak w modelu brytyjskim. Nawet jeżeli budowa elektrowni nie rozpocznie się w określonych harmonogramem terminach to w ciągu najbliższych lat znacznie wzrosną nakłady na ten projekt. W styczniu 2013 r.podpisano kontrakt na badania lokalizacyjne i środowiskowe o wartości PLN 252 mln z konsorcjum firm: WorleyParsons Nuclear Services JSC, WorleyParsons International Inc., WorleyParsons Group Inc. W tym roku ma zostad podpisany kontrakt na inżyniera-doradcę technicznego w procesie budowy pierwszej elektrowni jądrowej. Do przetargu zgłosiły się firmy AMEC Nuclear i Exelon Generation Company oraz konsorcjum Mott MacDonald Limited i AF-Consult i konsorcjum firm: URS Polska Tractebel Engineering. Wg informacji prasowych oferty opiewają na kwoty od 1,6 mld PLN do 3,8 mld PLN. Wcześniej PGE EJ 1 szacowała, że wyda na ten cel 1,25 mld PLN. 7

8 Polityka klimatyczna UE W lutym Parlament Europejski uchwalił ostatecznie wprowadzenie backloadingu, czyli przesunięcia uprawnieo z lat łącznie 900 mln sztuk na lata Skutki programu będą odczuwalne już 2014 r., w którym wycofane z aukcji ma zostad 400 mln praw. W kolejnych latach ma zostad wycofane odpowiednio 300 i 200 mln uprawnieo. Uprawnienia maja powrócid w roku 2019 w liczbie 300 mln i 600 mln w roku Mimo, że decyzja o programie była już raczej przesądzona to silny wzrost cen uprawnieo CO2, który nastąpił od połowy stycznia podniósł ich cenę o ok. 2EUR do 6,7 EUR/ tonę. Nie wpłynęło to jednak na ceny energii na rynku niemieckim, które pozostały na niskich poziomach. Pojawiły się również oznaki kierunku polityki klimatycznej UE w kolejnych latach. W styczniu Komisja Europejska zaprezentowała założenia polityki energetycznej po 2020 r. Głównymi założeniami tej polityki są m.in: ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o 40% do roku 2030 względem roku Oznacza to zwiększenie rocznego liniowego wskaźnika redukcji 8

9 emisji z 1,74% do 2,2%. Kolejnymi założeniami są cel udziału energii odnawialnej na poziomie 27% w 2030r. oraz reforma systemu EU ETS zakładająca wprowadzenie wbudowanego mechanizmu rezerwy stabilizacyjnej w przypadku wystąpienia istotnej nadwyżki CO2. W lutym Parlament Europejski przyjął także rezolucję wzywającą Komisję Europejską i kraje członkowskie do zwiększenia poziomu efektywności energetycznej o 40% oraz celu 30% energii z odnawialnych źródeł energii w roku

10 Segment wytwarzania Segment wytwarzania zanotuje w 2014 r. kolejny po 2013 r spadek marży ze względu na spadek cen energii, który przekracza 10%. W tym roku w przypadku producentów na węglu kamiennym możliwości kompensacji spadku marży spadkiem cen węgla będą znacznie mniejsze niż w roku ubiegłym. W przypadku spółek, które zdecydowały się wdrożenie programów oszczędności kosztów w tym głównie programów dobrowolnych odejśd widoczne będą efekty w postaci utrzymania dotychczasowej bazy kosztów stałych. Od wprowadzeniu obliga giełdowego dla handlu energią w Polsce ceny energii elektrycznej w Niemczech mimo braku fizycznej interakcji rynków były benchmarkiem dla cen polskich. Obecnie ceny te nadal wykazują podobny trend, ale ceny w Polsce po wzroście w lutym są wyraźnie wyższe dotyczy to m.in. pasma na 2015 i 2016 r. Mimo istotnych wzrostów cen CO2 na przełomie stycznia i lutego br. terminowe ceny energii na rynku niemieckim pozostały bez zmian. Jednym z powodów niższych cen jest słabszy popyt i nadwyżka mocy na rynku niemieckim. Niemcy stały się także istotnym eksporterem energii. Na wzrosty cen zareagowały natomiast ceny energii na TGE, które wzrosły dla kontraktów BASE na 2015 rok ze 156 PLN/MWh w połowie stycznia do 166 PLN/ MWh w lutym. Szacujemy, że zjawisko to może się utrzymywad. Efekt ten może byd związany z rosnącym popytem na energię w Polsce, mniejszym udziałem OZE oraz z wprowadzeniem programu operacyjna rezerwa mocy, który zdjął z rynku częśd podaży. Patrząc na obecny poziom marży można oczekiwad że bieżący rok może byd najsłabszym okresem i w ciągu dwóch kolejnych lat ceny mogą się odbudowywad. Wyraźniejszej poprawy sytuacji można jednak oczekiwad naszym zdaniem, w przypadku istotniejszych wzrostów cen surowców energetycznych na świecie. 10

11 Segment dystrybucji W segmencie dystrybucji wyniki będą determinowane przez spadek stopy zwrotu z WRA związany ze spadkiem stopy wolnej od ryzyka w modelu kalkulacji WACC, która jest oparta na rentowności obligacji 10 letnich. Jednak mimo istotnego spadku WACC na poziomie 130 bp oczekujemy, że Spółki, które w 2013 r nie rozpoznawały jeszcze całości WRA mogą w bieżącym roku pokazad nieco lepszy poziom EBITDA, ze względu na dodatkowe zyski z tytułu dochodzenia do WRA, oraz oszczędności kosztów operacyjnych. W kolejnym roku wyniki w segmencie powinny ulec poprawie ze względu na wyższe rentowności obligacji dziesięcioletnich. Średnia liczona dla nowego okresu wynosi obecnie ok 4,4% wobec stopy 4%, na podstawie której wyznaczono WACC w 2013 r. Obecny okres dystrybucji kooczy się w 2015 r. W ubiegłym roku rozpoczęły się dyskusje na temat modelu dla nowego okresu dystrybucyjnego po 2015 r. Planowane zmiany mają dotyczyd wprowadzenia parametrów jakościowych pracy sieci jak SAIDI i SAIFI. Segment sprzedaży W 2013 r. segment sprzedaży osiągnął ponadprzeciętne marże wynikające z braku obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, spadku cen zielonych certyfikatów oraz spadku cen energii. Z tego względu w segmencie należy się spodziewad znacznego obniżenia marży ze względu na wzrost kosztu zakupu energii. Od II kwartału br. na rynek wróci prawdopodobnie obowiązek umarzania żółtych i czerwonych certyfikatów, rosną także ceny zielonych certyfikatów. Ze względu na konkurencję nie spodziewamy się wzrostu marży z tytułu różnic cen energii. Ponieważ taryfa G po obniżkach z kooca 2013 r jest nadal rentowna nie zakładamy, że wzrost obowiązku umorzenia świadectw może prowadzid do podwyższenia taryfy. 11

12 PLN 290 Koszty i marże w taryfie G Marża H H2013 2H2013 2H koszty finansowania koszty operacyjne białe certyfikaty fioletowe certyfikaty czerwone certyfikaty żółte certyfikaty zielone certyfikaty Cena energii Taryfa G źródło: szacunki DM PKO BP 12

13 RAPORT Energa Sektor energetyczny Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 17,50 Cena docelowa (PLN) 18,8 Min 52 tyg (PLN) 15,80 Max 52 tyg (PLN) 80,00 Kapitalizacja (mln PLN) 7 246,17 EV (mln PLN) ,17 Liczba akcji (mln szt.) 414,07 Free float 50,0% Free float (mln PLN) 3 623,09 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 1,16 Kod Bloomberga ENG PW Kod Reutersa ENGP.WA Zmiana kursu Energa WIG 1 miesiąc -1,4% 6,1% 3 miesiące 9,8% -3,1% 6 miesięcy 4,2% 8,0% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 50,00 62, Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 17/01/ ,20 Podtrzymujemy rekomendację Kupuj dla akcji ENERGI z wyceną na poziomie 18,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENERGA pozostaje naszym top pickiem w sektorze energetycznym. Nowe propozycje ustawy o OZE zwiększają przepływy pieniężne Spółki w ciągu najbliższych lat. Z jednej strony przesuwa się czas wejścia ustawy w życie z drugiej strony zwiększa się moc elektrowni wodnych, które będą objęte wsparciem. Wspiera to obecną politykę dywidendową spółki, która zakłada wypłatę 0,97 PLN i 1,21 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Korzystne dla ENERGI są zapisy nowej wersji ustawy o OZE, która została zaakceptowana przez Komitet Stały Rady Ministrów. Ustawa pozostawia wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy do 5 MW. Dodatkowo nowe propozycje ustalają czas wejścia w życie ustawy z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem. Daje to przesłanki do przesunięcia okresu wejścia w życie ustawy na 2016 rok. Pozytywnie na wyniki ENERGI będzie wpływał także wzrost zielonych certyfikatów widoczny w 2014 r, których ceny dochodzą do 240 PLN. Od początku roku działa także program operacyjna rezerwa mocy, który zakłada pokrywanie kosztów stałych pracy bloków w godzinach szczytu. Wg naszych szacunków elektrownia Ostrołęka będzie mogła skorzystad z programu ponieważ w niewielkim stopniu zabezpieczała się umowami sprzedaży. Pojawiła się nowa wersja programu polskiej energetyki jądrowej, która określa planowany termin oddania pierwszego bloku na 2024r. W tym kontekście uważamy, że ewentualny dalszy rozwój mocy konwencjonalnych Spółki w szczególności elektrowni Ostrołęka i bloku gazowego w Grudziądzu będzie zależał bezpośrednio od decyzji związanych z projektem jądrowym. Energa 18 17, , , , , Energa Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa WIG normalized Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,10 1,57 1,80 1,97 1,71 DPS (PLN) 1,58 1,16 0,97 1,21 1,24 P/E 15,85 11,16 9,71 8,88 10,23 P/BV 0,94 0,92 0,88 0,85 0,83 EV/EBITDA 5,32 5,81 5,32 5,16 5,52 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

14 Wycena Wyceniamy Spółkę modelem DCF na 18,80 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. ENERGA: model DCF PLN tys. 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P Skorygowany EBIT , , , ,8 Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% NOPLAT , , , ,4 CAPEX , , , ,3 Amortyzacja , , , ,3 Zmiany w kapitale obrotowym , , , ,0 FCF , , , ,4 WACC 7,7% 7,5% 7,4% 7,3% 7,1% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,15 1,24 1,33 DFCF , , , , ,9 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I ,0 Suma DFCF - Faza II ,1 Wartośd Firmy (EV) ,1 Dług netto ,8 Aktywa poza operacyjne ,9 Zobowiązania wobec pracowników ,5 Wartośd godziwa ,8 Liczba akcji (mln szt.) 414 Wartośd godziwa na akcję na ,5 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 18,8 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,97 Cena bieżąca 17,50 Oczekiwana stopa zwrotu 13% Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski 14

15 Założenia do wyceny ENERGA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% Koszt kapitału własnego 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% koszt długu 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% waga długu 34,3% 37,7% 40,4% 41,9% 44,5% WACC 7,7% 7,5% 7,4% 7,3% 7,2% Żródło:prognozy DM PKO BP ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 288,7 294,4 300,3 306,3 312,5 Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) 2,7 2,8 3,0 3,0 3,0 Wolumen sprzedazy doklientów koocowych (TWh) 18,8 19,2 19,6 19,9 20,3 WACC dla RAB 7,3% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% Żródło:prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza ENERGA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 52147,3 15,2 14,0 13,1 5,5 5,3 5,1 4,3% 4,5% 4,7% GDF SUEZ 42417,4 12,4 13,1 12,5 7,1 7,3 7,1 8,5% 7,2% 6,8% RWE AG 17634,8 7,4 12,2 12,0 3,8 4,4 4,4 3,4% 3,5% 3,5% IBERDROLA 30732,9 11,9 13,7 12,9 7,9 8,3 8,0 5,8% 5,6% 5,7% FORTUM OYJ 1536,6 14,3 15,2 15,1 10,0 11,4 11,6 5,8% 6,0% 6,0% CEZ 10250,0 7,6 9,2 10,5 5,7 6,3 6,6 7,3% 6,2% 5,3% ENEA 1536,6 10,1 8,3 9,5 3,8 4,5 5,7 2,5% 3,3% 3,6% TAURON 1971,9 6,2 7,7 8,7 3,7 4,3 4,6 3,2% 3,2% 0,0% PGE 8074,8 8,6 7,8 10,4 3,7 3,6 5,0 4,8% 5,6% 5,6% ENERGA 1716,3 11,2 9,7 8,9 5,8 5,3 5,2 5,5% 6,9% 7,1% ZE PAK 306,6 12,1 35,1 14,1 3,4 5,3 5,0 0,0% 0,0% 0,0% Średnia 10,6 13,3 11,6 5,5 6,0 6,2 4,6% 4,7% 4,4% ENERGA 11,2 9,7 8,9 5,8 5,3 5,2 premia/dyskonto do średniej 4,9% -26,9% -23,5% 5,8% -11,5% -17,1% cena PLN 17,50 wycena po uwzgl. premii/dyskonta 16,7 24,0 22,9 16,5 19,8 21,1 21,2 19,1 wagi 50% 50% wycena porównawcza 20,16 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 15

16 Prognozy 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% 8,3% 9,1% 9,6% 8,1% ROA 4,8% 4,9% 3,1% 3,8% 4,2% 4,3% 3,8% Dług netto Dług netto/ebitda -0,4 0,1 0,9 1,8 1,8 1,9 2,2 Żródło:prognozy DM PKO BP 16

17 RAPORT ENEA Sektor energetyczny Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 14,15 Cena docelowa (PLN) 16,2 Min 52 tyg (PLN) 11,96 Max 52 tyg (PLN) 16,10 Kapitalizacja (mln PLN) 6 245,81 EV (mln PLN) 5 694,02 Liczba akcji (mln szt.) 441,40 Free float 29,2% Free float (mln PLN) 1 823,78 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 7,88 Kod Bloomberga ENA PW Kod Reutersa ENEA.WA Zmiana kursu Enea WIG 1 miesiąc 13,4% 4,9% 3 miesiące -9,2% -2,7% 6 miesięcy 0,2% 6,5% 12 miesięcy -2,9% 15,7% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 52,1% 52,1% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj ,20 Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 16,20 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty powinny byd widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 100 mln PLN i ok. 500 mln PLN do 2017 r. ENEA dodatkowo rozpozna również większe niż do tej pory przychody z KDT, które szacujemy w 2014 r. na 200 mln PLN. Po sprzedaży akcji przez Vatenfall zmaterializowało się ryzyko podaży akcji i zwiększył się free float spółki. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztów. Efektem programu mają byd oszczędności kosztowe w wysokości 500 mln PLN do 2017 r.z czego 100 mln PLN powinno byd już widoczne w bieżącym roku. Podstawą programu jest program dobrowolnych odejśd, który kierowany będzie głównie do osób, które nabędą w tym czasie uprawnienia emerytalne. Koszty programu będą widoczne w postaci rezerw na odprawy dla pracowników. Częśd rezerw z tego tytułu zostanie zawiązana już w IV kw r. ENEA ogłosiła program inwestycyjny, który zakłada inwestycje w wysokości 20 mld PLN do 2020 r. Podstawę programu stanowi wytwarzanie, gdzie główną inwestycja jest nowy blok 1075 MW w Kozienicach. Dodatkowo program obejmuje budowę odnawialnych źródeł energii o mocy ok. 500 MW oraz inwestycje w kogenerację, głównie poprzez akwizycję. Obecnie spółka bierze udział w przetargu na zakup MPEC Białystok. Ze względu na spadające ceny energii w tym roku powinny istotnie wzrosnąd przychody z tytułu rozpoznawania KDT. Rok 2014 r. jest ostatnim okresem, za który Spółka może rozpoznad przychody z tego tytułu. W 2015 r nastąpi dodatkowo rozliczenie koocowe. Oczekujemy, że w bieżącym roku przychody z tego tytułu w bieżącym roku wyniosą 200 mln PLN. Wobec ok. 25 mln w 2013 r. 18,5 Enea 16 13, lut 30 kwi 12 lip 23 wrz 4 gru 20 lut Enea WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,62 1,41 1,70 1,48 0,94 DPS (PLN) 0,48 0,36 0,47 0,51 0,45 P/E 8,71 10,06 8,33 9,53 15,11 P/BV 0,57 0,54 0,52 0,50 0,49 EV/EBITDA 2,92 3,80 4,48 5,71 6,69 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

18 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023 Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 16,20 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 8,5% 7,7% 7,3% 7,2% 7,2% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,16 1,24 1,33 DFCF Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartośd Firmy (EV) Dług netto Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników Wartośd godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na ,4 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 16,2 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,36 Cena bieżąca 14,2 Oczekiwana stopa zwrotu 17% Źródło: prognozy PKO DM 18

19 Założenia do wyceny ENEA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% koszt długu 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% waga długu 20% 36% 45% 48% 48% WACC 8,5% 7,7% 7,3% 7,2% 7,2% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 10,0 10,2 10,5 10,7 11,0 Wolumen produkcji energii Kozienice(TWh) 11,5 11,5 11,5 14,0 18,1 Wolumen sprzedaży (TWh) 13,7 13,9 13,5 13,5 13,5 Cena uprawnieo CO2 (EUR) 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 Źródło: prognozy PKO DM Wycena porównawcza ENEA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 52147,3 15,2 14,0 13,1 5,5 5,3 5,1 4,3% 4,5% 4,7% GDF SUEZ 42417,4 12,4 13,1 12,5 7,1 7,3 7,1 8,5% 7,2% 6,8% RWE AG 17634,8 7,4 12,2 12,0 3,8 4,4 4,4 3,4% 3,5% 3,5% IBERDROLA 30732,9 11,9 13,7 12,9 7,9 8,3 8,0 5,8% 5,6% 5,7% FORTUM OYJ 1536,6 14,3 15,2 15,1 10,0 11,4 11,6 5,8% 6,0% 6,0% CEZ 10250,0 7,6 9,2 10,5 5,7 6,3 6,6 7,3% 6,2% 5,3% ENEA 1536,6 10,1 8,3 9,5 3,8 4,5 5,7 2,5% 3,3% 3,6% TAURON 1971,9 6,2 7,7 8,7 3,7 4,3 4,6 3,2% 3,2% 0,0% PGE 8074,8 8,6 7,8 10,4 3,7 3,6 5,0 4,8% 5,6% 5,6% ENERGA 1716,3 11,2 9,7 8,9 5,8 5,3 5,2 5,5% 6,9% 7,1% ZE PAK 306,6 12,1 35,1 14,1 3,4 5,3 5,0 0,0% 0,0% 0,0% Średnia 10,6 13,3 11,6 5,5 6,0 6,2 4,6% 4,7% 4,4% ENEA 10,1 8,3 9,5 3,8 4,5 5,7 premia/dyskonto do średniej -5,4% -37,3% -17,9% -30,9% -25,4% -8,3% cena PLN 14,15 wycena po uwzgl. premii/dyskonta 15,0 22,6 17,2 20,5 19,0 15,4 18,3 18,3 wagi 50% 50% wycena porównawcza 18,27 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 19

20 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2014P 2015P 2016P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement pozostałe Wyłączenia i Koszty nieprzypisane Zysk operacyjny EBITDA Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto 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 RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo 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 5,5% 6,5% 7,6% 6,6% 6,3% 6,2% 5,3% 3,3% ROA 4,2% 5,0% 5,6% 4,9% 4,6% 4,1% 3,1% 1,8% Dług netto Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,7-1,1-0,3 0,8 2,0 2,9 Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM 20

21 RAPORT PGE Sektor energetyczny Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 18,02 Cena docelowa (PLN) 18,6 Min 52 tyg (PLN) 13,68 Max 52 tyg (PLN) 19,40 Kapitalizacja (mln PLN) ,50 EV (mln PLN) ,83 Liczba akcji (mln szt.) 1 869,78 Free float 37,0% Free float (mln PLN) ,60 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 39,70 Kod Bloomberga PGE PW Kod Reutersa PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc 8,1% 4,9% 3 miesiące -1,6% -2,7% 6 miesięcy 21,8% 6,5% 12 miesięcy 19,3% 15,7% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 61,9% 61,9% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj ,90 Wydajemy rekomendację Trzymaj dla PGE z ceną docelową na poziomie 18,60 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Mimo spadku cen energii na wyniki PGE pozytywnie wpływają efekty programu dobrowolnych odejśd wdrożonego przez Spółkę w 2012r. w postaci stabilnej bazy kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT, w tym dodatkowo księgowanie przychodów z lat ubiegłych. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. PGE rozpoczęło realizację swojej dotychczasowej największej inwestycji jaką jest budowa dwóch bloków w elektrowni Opole. Termin rozpoczęcia kolejnej inwestycji jaką jest blok 460MW w Turowie ze względu na oferty odbiegające od zakładanego budżetu inwestycji stoi pod znakiem zapytania. W programie inwestycyjnym PGE znajdowały się również bloki gazowe w tym największy budowany wraz z ZA Puławy. Ze względu na okres wsparcia do roku 2018 r, trudno obecnie określid czy inwestycje te zostaną rozpoczęte. PGE zawiązało na koniec 2013 r. rezerwę na uprawnienia CO2 przydzielane za wykonywanie inwestycji określonych w ramach KPI. W 2014 r. oczekujemy rozwiązania rezerwy z tego tytułu co naszym zdaniem przyczyni się do poprawy wyników Spółki oraz umożliwi utrzymanie poziomu wypłaty dywidendy również w 2015 r. PGE jest obecnie głównym wykonawcą programu nuklearnego (docelowo ma posiadad 70% w spółce celowej). W ciągu najbliższych lat zaczną się pojawiad istotniejsze wydatki związane z projektem, nawet jeżeli sama budowa kolejny raz zostanie opóźniona lub zawieszona. Łączne wydatki związane z przetargami na prace lokalizacyjne oraz inżyniera kontraktu mogą wynieśd ponad 1,5 mld PLN. 20,5 PGE 18 15, lut 30 kwi 12 lip 23 wrz 4 gru 20 lut PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,72 2,11 2,32 1,73 1,66 DPS (PLN) 1,83 0,86 1,00 1,00 0,86 P/E 10,5 8,6 7,8 10,4 10,8 P/BV 0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 EV/EBITDA 4,6 3,7 3,6 5,0 5,5 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.