ENEA (ENA) SPRZEDAJ 13,5 PLN

Transkrypt

1 Wycena Cena bieżąca [PLN] 15,07 Cena docelowa [PLN] 13,5 Potencjał do wzrostu / spadku -10,4% Wycena DCF [PLN] 13,2 Wycena porównawcza [PLN] 13,9 Podstawowe dane Kapitalizacja [mln PLN] 6 652,5 Ilość akcji [mln szt.] 441,4 Max/min 52 tyg. [PLN] 17,72/14,47 Średni dzienny obrót (3M, tys. PLN) 2 430,3 Struktura akcjonariatu (głosów na WZA) Skarb Państwa 51,51% Vattenfall AB 18,67% Pozostali 29,82% Profil firmy Głównym przedmiotem działalności grupy energetycznej Enea jest wytwarzanie, dystrybucja i sprzedaż energii elektrycznej. Jej sieć dystrybucyjna zlokalizowana jest w północno-zachodniej Polsce i obejmuje około 20% powierzchni kraju. Głównym aktywem wytwórczym jest elektrownia w Kozienicach, gdzie obecnie realizowana jest budowa nowego bloku energetycznego. Spółka jest zainteresowana powiększaniem mocy w zakresie energetyki wiatrowej oraz biogazownii. Kurs ENEA na tle indeksów ENEA WIG WIG-ENERGIA mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 Analityk Damian Szparaga, MPW damian.szparaga@dmbps.pl tel. (22) Wznawiamy wydawanie rekomendacji dla spółki energetycznej Enea od zalecenia SPRZEDAJ z ceną docelową na poziomie 13,5 PLN. Pomimo faktu, iż w ostatnim roku akcje spółki zachowywały się gorzej niż indeks spółek energetycznych WIG- ENERGIA uważamy, że potencjał spadku nie został jednak wyczerpany i szacujemy go na 10,4%. Niezbyt dobre perspektywy dla spółki Spowolnienie gospodarcze przekładające się na zmniejszenie zużycia energii i spadek jej cen hurtowych nie sprzyja spółkom z sektora energetycznego. Dodatkowo pojawiło się znaczne ryzyko regulacyjne, nie jest pewny ostateczny kształt trójpaka energetycznego oraz moment jego wejścia w życie, co niewątpliwie wpłynie na wyniki energetyki w przyszłości. Niekorzystnie na wytwórców w odnawialnych źródłach energii podziałał spadek cen zielonych certyfikatów, który jest wynikiem ich nadpodaży. Natomiast w perspektywie najbliższych lat wytwórcy ze źródeł konwencjonalnych (w tym Enea) będą ponosić coraz wyższe koszty ze względu na coraz niższy przydział darmowych uprawnień do emisji CO2. Słabsze wyniki w 4Q 12 Spodziewamy się słabych wyników w 4Q 12. Według naszych szacunków przychody ze sprzedaży w tym okresie zmaleją do 2 418,3 mln PLN (-4,1% r/r), EBIT spadnie do poziomu 41,7 mln PLN (-39,8% r/r), natomiast zysk netto dla akcjonariuszy wyniesie 45,0 mln PLN (-37,4% r/r). Negatywnie na wyniki w dużym stopniu powinien oddziaływać segment wytwarzania, gdzie w wyniku niskich cen energii oraz spadku rynkowych cen zielonych świadectw pochodzenia oczekujemy straty EBIT na poziomie -20 mln PLN (vs. 60 mln PLN w 4Q 11). Coraz słabiej w kolejnych latach Spodziewamy się gorszych wyników grupy Enea także w kolejnych latach. W 2013 r. oczekujemy zmniejszenia się przychodów ze sprzedaży do 9 577,4 mln PLN (-2,7% r/r), spadku EBIT do 663,2 mln PLN (-16,5% r/r) oraz zmniejszenia się zysku netto akcjonariuszy do 535,8 mln PLN (-22,6% r/r). Coraz wyższe koszty finansowe wpłyną negatywnie na wyniki netto oraz obniżą zdolność do wypłaty dywidend. Oczekiwana przez nas stopa dywidendy za zysk wypracowany w 2012 r. przy aktualnym kursie wynosi 3,1%. Wyższych dywidend spodziewamy się dopiero od 2018 r., czyli po zakończeniu inwestycji w Kozienicach. Negatywnie na segment wytwarzania wpłyną przede wszystkim niższe ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, konieczność dokupienia uprawnień do emisji CO2, a także spadek cen zielonych certyfikatów, który naszym zdaniem pozwoli na osiągnięcie lepszych wyników w segmencie obrotu. Od momentu osiągnięcia pełnego zwrotu z wartości regulacyjnej aktywów (według naszych szacunków w 2014 r.) tempo wzrostu wyników segmentu dystrybucji ulegnie znacznemu wyhamowaniu. Wyżej wymienione czynniki wpłyną na spadek zysku netto do 333,6 mln PLN w 2016 r. wobec 692,0 mln PLN na koniec 2012 r. (-51,8%) P 2013P 2014P 2015P 2016P Przychody [mln PLN] 9 688, , , , , ,7 zmiana r/r 23,6% 1,6% -2,7% 2,4% 4,5% 5,9% EBITDA [mln PLN] 1 555, , , , , ,4 marża EBITDA 16,1% 16,1% 15,1% 14,5% 15,0% 15,2% EBIT [mln PLN] 844,2 794,4 663,2 618,3 668,7 693,7 marża EBIT 8,7% 8,1% 6,9% 6,3% 6,5% 6,4% Zysk netto [mln PLN] 793,3 692,0 536,3 426,9 386,4 333,6 marża ZN 8,2% 7,0% 5,6% 4,4% 3,8% 3,1% P/BV (x) 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P/E (x) 8,4 9,6 12,4 15,6 17,2 19,9 EV/EBITDA (x) 3,6 3,7 5,2 6,7 7,5 8,0 EV/EBIT (x) 6,6 7,3 11,2 15,5 17,3 18,9 Źródło: DM Banku BPS S.A., P - prognoza skonsolidowanych wyników spółki, wskaźniki obliczone przy cenie rynkowej wynoszącej 15,07 PLN/akcja. 1

2 PODSUMOWANIE WYCENY Wycena akcji energetycznej grupy Enea została przeprowadzona dwiema metodami. Metoda DCF obejmowała prognozę przyszłych przepływów pieniężnych dla firmy (FCFF) w okresie oraz oszacowanie wartości rezydualnej na koniec tego okresu. Wycena metodą DCF implikuje wartość 1 akcji grupy Enea na poziomie 13,2 PLN. Do oszacowania wartości akcji wykorzystaliśmy także metodę porównawczą, w której grupę porównawczą stanowiły spółki zbliżone swoim profilem działalności do grupy Enea. Wycena porównawcza została oparta na prognozowanych na lata wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA. Ten sposób wyceny implikuje wartość jednej akcji na poziomie 13,9 PLN. Wycena końcowa jest średnią arytmetyczną zastosowanych metod i wynosi 13,5 PLN. PODSUMOWANIE WYCENY Waga PLN Wycena modelem DCF 50% 13,2 Wycena metodą porównawczą 50% 13,9 Wycena 1 akcji [PLN] 13,5 Źródło: DM Banku BPS S.A. WYCENA MODELEM DCF Wycena akcji modelem DCF została dokonana na podstawie 10-letniej prognozy wolnych przepływów gotówkowych dla firmy (FCFF) na lata Po upływie tego okresu wyznaczyliśmy wartość rezydualną. Wycena akcji modelem DCF daje wartość kapitału własnego grupy na poziomie mln PLN, co oznacza 13,2 PLN w przeliczeniu na 1 akcję grupy Enea. Założenia przyjęte do wyceny DCF: Założenia do wyceny DCF P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Cena energii elektrycznej BASE [PLN/MWh] 205,2 179,4 172,5 178,4 190,2 203,3 217,0 229,9 240,2 252,9 262,1 271,5 dynamika r/r -12,5% -3,9% 3,4% 6,6% 6,9% 6,7% 5,9% 4,5% 5,3% 3,6% 3,6% Koszt zakupu węgla ENEA [PLN/GJ] 11,1 12,2 11,2 11,1 11,2 11,5 11,9 12,3 12,9 13,6 14,1 14,5 dynamika r/r 10,4% -8,1% -1,0% 0,5% 2,8% 3,3% 3,7% 5,1% 5,1% 3,4% 3,4% Cena węgla Bogdanka [PLN/GJ] 10,5 11,5 10,9 10,8 10,9 11,2 11,6 12,1 12,7 13,3 13,8 14,2 dynamika r/r 9,1% -5,1% -0,9% 0,5% 2,7% 4,0% 4,0% 5,1% 5,1% 3,4% 3,4% Cena uprawnień do emisji CO2 [EUR] 14,8 7,9 5,0 5,3 5,6 6,0 6,3 6,7 7,1 7,5 8,0 8,5 dynamika r/r -46,5% -36,7% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Cena zielonych certyfikatów [PLN/MWh] 281,4 251,2 159,1 219,6 270,0 280,8 286,7 286,7 286,7 286,7 286,7 286,7 dynamika r/r -10,7% -36,7% 38,0% 22,9% 4,0% 2,1% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Produkcja energii elektrycznej brutto [TWh] 12,6 12,3 12,4 12,4 12,5 12,6 17,2 20,3 20,3 20,3 20,3 20,3 dynamika r/r -2,8% 1,4% -0,3% 1,2% 0,3% 36,8% 17,7% 0,0% 0,3% -0,3% 0,0% Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] 17,1 17,2 17,1 17,2 17,3 17,5 17,6 17,7 17,9 18,0 18,1 18,3 dynamika r/r 0,5% -0,6% 0,7% 0,8% 0,8% 0,8% 0,8% 0,8% 0,8% 0,8% 0,7% Sprzedaż energii odbiorcom końcowym [TWh] 14,7 14,7 14,6 14,7 14,8 14,8 14,9 14,9 15,0 15,0 15,0 15,1 dynamika r/r 0,3% -0,4% 0,6% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% Emisja CO2 (mln ton) 10,3 10,2 10,5 10,9 10,9 11,0 14,3 16,5 16,5 16,6 16,5 16,5 dynamika r/r -1,1% 3,1% 4,0% 0,0% 0,3% 30,7% 15,5% 0,0% 0,3% -0,3% 0,0% Źródło: Spółka, Bloomberg, DM Banku BPS S.A. 1. Przy kalkulacji cen energii uwzględniliśmy mający miejsce spadek cen na rynku hurtowym ze względu na niższe zużycie energii a także będący następstwem szybkiego rozwoju energetyki wiatrowej o niemalże zerowym koszcie zmiennym. W 2013 r. zakładamy spadek średniej ceny dostaw w paśmie o niecałe 4% w porównaniu do średniej ceny w 2012 r. Średnia cena w styczniu i w lutym kształtowała się na poziomie około PLN/MWh, jednak naszym zdaniem konieczność dokupienia pozwoleń na emisję CO2 przez grupy energetyczne wpłynie na wzrost cen energii poprzez częściowe wliczenie kosztów z tego tytułu do cen energii. Dlatego też w 2013 r. przyjęliśmy średnią cenę dostaw pasmowych na poziomie 172,5 PLN/MWh, natomiast w latach szacujemy średni wzrost ceny energii elektrycznej na poziomie około 5,6%, który wyhamuje do około 3,5% rocznie po 2020 r. 2

3 2. W 2013 r. spodziewamy się obniżenia cen dostaw węgla z Bogdanki i ze Śląska i stabilizacji cen dla Enei w kolejnych dwóch latach na poziomie około 11,1 11,2 PLN/GJ, ze względu na zmniejszone zapotrzebowanie na surowiec ze strony energetyki oraz wyższą podaż węgla na rynku krajowym. Natomiast w latach zakładamy lekkie ożywienie na rynku węgla i szacujemy dynamikę wzrostu cen surowca na około 3,5-4% rocznie. 3. W 2013 r. zakładamy średnią cenę zielonego certyfikatu na poziomie około 160 PLN, co odzwierciedla szacunkowy dodatkowy koszt wynikający z zastąpienia surowca konwencjonalnego biomasą. Zakładamy wzrost cen zielonych certyfikatów w 2014 r. do około 220 PLN, który tłumaczymy z jednej strony możliwą reakcją na przyjęcie trójpaka energetycznego zaś z drugiej strony ciągle wysoką nadpodażą świadectw. W kolejnych latach zakładamy wzrost ceny do poziomu opłaty zastępczej (286,74 PLN/MWh). 4. Zakładamy wejście w życie trójpaka energetycznego wraz początkiem 2014 r., co będzie miało największy wpływ na segment wytwarzania. Przyjęliśmy wysokość współczynników korekcyjnych zgodnie z opublikowanym w październiku ub. r. projektem ustawy o OZE. Wpływ pakietu ustaw na wynik segmentu wytwarzania będzie oddziaływał niekorzystnie. 5. Segment wytwarzania: a. Zakładamy kształtowanie się cen energii zgodnie z przyjętymi założeniami w pkt. 1. b. Zakładamy kształtowanie się cen surowców zgodnie z przyjętymi założeniami w pkt. 2. c. Zakładamy kształtowanie się cen zielonych certyfikatów zgodnie z przyjętymi założeniami pkt. 3. d. Zakładamy oddanie do użytku nowego bloku energetycznego w Kozienicach od 2Q 17, który będzie pracował godzin rocznie. Wpłynie to skokowo na wzrost produkcji energii elektrycznej brutto w 2017 i 2018 r. z ok. 12,6 na 20,3 TWh oraz na skokowy wzrost emisji CO2 z około 11 do około 16,5 mln ton rocznie. Wraz z oddaniem do użytku bloku w Kozienicach poprawie ulegnie marża EBITDA segmentu wytwarzania z około 16-17% w 2016 r. do poziomu około 22-23% w 2018 r., co przyczyni się do wzrostu marży EBITDA całej grupy z około 15% do poziomu około 17% oraz wzrostu marży zysku netto grupy z około 3% do poziomu około 5,6-5,8%. e. Zakładamy, iż całość dostaw węgla do nowego bloku energetycznego w Kozienicach będzie pochodzić z Bogdanki. f. W 2015 r. założyliśmy oddanie do użytku 52,5 MW nowych mocy w elektrowniach wiatrowych, co powinno wpłynąć na wzrost produkcji na poziomie około 150 GWh rocznie. W związku z oddaniem tych farm w 2015 r. przyjmujemy współczynnik korekcyjny na poziomie 0,88, co pozwoli na otrzymanie zielonych certyfikatów na około 130 GWh rocznie. g. W 2013 r. zakładamy zmniejszenie ilości współspalanej biomasy w Elektrowni Kozienice w stosunku do 2012 r. co przy podobnej wielkości produkcji powinno wpłynąć na zwiększoną emisję CO2 o około 300 mln ton. Zmniejszenie produkcji we współspalaniu biomasy tłumaczymy niższymi cenami zielonych certyfikatów, co opisano powyżej. h. Wraz z wejściem trójpaka energetycznego w życie zakładamy całkowite odejście od współspalania biomasy z paliwami kopalnymi w Elektrowni Kozienice ze względu na nieopłacalność produkcji przy współczynniku korekcyjnym wynoszącym 0,3. 6. Segment dystrybucji: a. Zakładamy średni wzrost stawek usług dystrybucyjnych na 2013 r. dla Enea Operator na poziomie 1,1% - zgodnie z decyzją prezesa URE. b. Zakładamy obniżenie regulacyjnego WACC w 2013 r. z pierwotnie planowanego 9,468% do poziomu 8,949%, wpłynie to negatywnie na rentowność segmentu dystrybucji. c. Zakładamy osiągnięcie pełnego zwrotu z wartości regulacyjnej aktywów (WRA) w 2014 r., co oznaczać będzie zakończenie kalkulacji taryf w oparciu o zatwierdzony przez URE przejściowy model i przejście na standardowe WRA*WACC, przez co tempo wzrostu EBIT tego segmentu wyraźnie wyhamuje i ceteris paribus będzie równe tempie wzrostu wartości regulacyjnej aktywów. 7. Segment obrotu: a. W wyniku coraz większej popularności zasady TPA (możliwość zmiany sprzedawcy energii) w kolejnych latach oczekujemy zwiększenia się konkurencji wśród odbiorców grup taryfowych A i B, czyli przedsiębiorstw przyłączonych do sieci wysokich i średnich napięć. Aby nie stracić wolumenów sprzedanej 3

4 energii tym klientom konieczne będzie obniżenie poziomu marż. Spadek marż EBIT w tym segmencie z poziomu około 4,7% do 3,4% w 2021 r. w tym segmencie przyczyni także do obniżenia rentowności b. Zakładamy przedłużenie obowiązywania taryf z 2012 r. dla grupy taryfowej G do połowy 2013 r. c. Zakładamy podniesienie obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów lub uiszczenia opłaty zastępczej w zakresie udziału energii wytworzonej w OZE do 12% sprzedaży odbiorcom końcowym, oraz coroczny wzrost o 1 punkt procentowy aż do 2021 r., w którym udział ten wyniesie 20%. Wzrost tego obowiązku przełoży się negatywnie na wyniki segmentu obrotu (spadek marży EBITDA do poziomu około 3,5% w 2021 r.), gdyż konieczny będzie zakup coraz większej ilości zielonych certyfikatów. d. Zgodnie z założeniami w pkt. 3 w 2013 r. przyjmujemy niższą cenę zielonych certyfikatów w porównaniu do 2012 r., co pozytywnie wpłynie na wynik segmentu. 8. W latach zakładamy wyższy CAPEX, wynoszący około 2,7-3,2 mld PLN rocznie, ze względu na budowę bloku w Kozienicach, co wpłynie niekorzystnie na wysokość strumieni FCFF. W kolejnych latach (poza 2017 r.) wysokość rocznych nakładów inwestycyjnych będzie nieznacznie niższa niż amortyzacja (około 1,1 mld PLN rocznie). 9. W 4Q 12 założyliśmy wypłatę zaliczki w kwocie 650 mln PLN na rzecz wykonawcy nowego bloku energetycznego w Kozienicach, co spowoduje wzrost długu netto (zmniejszenie ujemnego długu netto) na koniec 2012 r. 10. W celu zrealizowania inwestycji konieczne będzie zaciągnięcie zobowiązań, co wg naszych szacunków w latach będzie wymagało zwiększenia długu netto o ponad 7,3 mld PLN. Wpłynie to niekorzystnie na saldo z działalności finansowej grupy, które najbardziej da się we znaki w 2017 r. i w tym okresie obniży wynik brutto z wyniku operacyjnego o około 320 mln PLN. Natomiast wskaźnik długu netto do EBITDA będzie najwyższy w 2016 r., jednak nie przekroczy on poziomu 4, Wskaźnik wypłaty dywidendy (payout ratio) został ustalony na poziomie 30% do 2017 r. włącznie, zaś po tym okresie na poziomie 50%. 12. W całym okresie prognozy przyjęliśmy kurs EUR w wysokości 4,15 PLN. 13. Stopa wolna od ryzyka została ustalona na poziomie rentowności 10-letnich obligacji skarbowych. 14. Premia za ryzyko została ustalona na poziomie 5%. 15. Przyjmujemy współczynnik beta na poziomie 1, W całym okresie prognozy przyjmujemy stopę podatkową na poziomie 19%. 17. Współczynnik dyskonta w 2013 r. został skorygowany o okres, jaki minął od początku roku. 18. Zakładamy wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCFF) po okresie szczegółowej prognozy w wysokości 0,0%. 19. W okresie rezydualnym zakładamy, że nakłady inwestycyjne (CAPEX) będą równe amortyzacji. 20. W okresie rezydualnym zakładamy 20% udział długu w strukturze kapitału. 21. Poziom długu netto został przyjęty zgodnie z prognozowanym stanem na koniec 2012 r., który wynosi -874 mln PLN. 22. Wycena została sporządzona na dzień r. 4

5 WYCENA DCF [mln PLN] 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Podatek dochodowy od EBIT NOPLAT Amortyzacja CAPEX Zmiana kapitału obrotowego Free Cash Flow to Firm (FCFF) WACC 8,5% 7,5% 7,0% 6,8% 6,9% 7,1% 7,3% 7,5% 7,7% 7,9% Współczynnik dyskontowy 0,9 0,9 0,8 0,8 0,7 0,7 0,6 0,6 0,5 0,5 DFCFF Suma DFCFF Stopa wzrostu FCFF po okresie prognozy 0,0% Wartość rezydualna Zdyskontowana wartość rezydualna Wartość brutto przedsiębiorstwa (EV) Wartość długu 227 Gotówka i jej ekwiwalent 1101 Wartość długu netto -874 Kapitały mniejszości 27 Wartość kapitału dla akcjonariuszy Ilość akcji [w mln] 441 Cena jednej akcji wynikająca z DCF [PLN] 13,2 Przychody zmiana r/r -2,7% 2,4% 4,5% 5,9% 14,6% 10,1% 4,0% 4,1% 3,5% 3,1% EBIT zmiana r/r -16,5% -6,8% 8,1% 3,7% 36,7% 32,3% 3,4% -0,7% 5,1% 4,1% FCF zmiana r/r 144,9% 28,6% -8,7% -26,4% -137,6% 104,9% 7,4% 4,0% 5,0% -1,3% Marża EBITDA 15,1% 14,5% 15,0% 15,2% 16,4% 17,3% 16,9% 16,2% 16,0% 15,9% Marża EBIT 6,9% 6,3% 6,5% 6,4% 7,6% 9,2% 9,1% 8,7% 8,8% 8,9% Marża NOPLAT 5,6% 5,1% 5,3% 5,2% 6,2% 7,4% 7,4% 7,0% 7,1% 7,2% CAPEX / Przychody 28,6% 32,4% 30,1% 25,2% 10,5% 8,0% 7,7% 7,1% 6,8% 7,0% CAPEX / Amortyzacja 352,1% 396,7% 355,6% 287,2% 119,5% 98,6% 98,7% 94,1% 94,4% 100,0% Źródło: DM Banku BPS S.A. Kalkulacja WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P >2022P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 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 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia kredytowa 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% Udział kapitału własnego 88,9% 70,3% 60,5% 55,7% 58,2% 62,5% 66,2% 70,0% 74,0% 77,7% 80,0% Koszt kapitału obcego 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% Udział kapitału obcego 11,1% 29,7% 39,5% 44,3% 41,8% 37,5% 33,8% 30,0% 26,0% 22,3% 20,0% WACC 8,5% 7,5% 7,0% 6,8% 6,9% 7,1% 7,3% 7,5% 7,7% 7,9% 8,0% Źródło: DM Banku BPS S.A. 5

6 Wrażliwość wyceny grupy Enea metodą DCF na przyjęte założenia Ze względu na duży wpływ na poziom wyceny zarówno stopy wzrostu przepływów pieniężnych (FCFF) oraz takich składników średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) spółki jak współczynnik beta czy rynkowa premia za ryzyko, prezentujemy wrażliwość wyceny na w/w parametry. Wrażliwość modelu DCF: beta / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym beta -2,0% -1,5% -1,0% -0,5% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% Źródło: DM Banku BPS S.A. wzrost/spadek FCF w okresie rezydualnym 0,7 13,2 14,2 15,3 16,6 18,1 19,8 21,8 24,2 27,0 0,8 12,0 12,8 13,8 15,0 16,3 17,7 19,5 21,5 23,9 0,9 10,8 11,6 12,5 13,5 14,7 15,9 17,4 19,1 21,2 1,0 9,8 10,6 11,3 12,2 13,2 14,4 15,6 17,1 18,9 1,1 8,9 9,6 10,3 11,1 11,9 12,9 14,1 15,3 16,8 1,2 8,1 8,7 9,3 10,0 10,8 11,7 12,6 13,8 15,1 1,3 7,3 7,8 8,4 9,0 9,7 10,5 11,4 12,4 13,5 Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost/spadek FCF w okresie rezydualnym -2,0% -1,5% -1,0% -0,5% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,0% 17,6 19,1 20,8 22,8 25,1 27,9 31,3 35,5 40,9 3,0% 14,5 15,6 16,9 18,4 20,1 22,1 24,5 27,3 30,8 premia za ryzyko 4,0% 12,0 12,8 13,8 15,0 16,3 17,7 19,5 21,5 23,9 5,0% 9,8 10,6 11,3 12,2 13,2 14,4 15,6 17,1 18,9 6,0% 8,1 8,7 9,3 10,0 10,8 11,7 12,6 13,8 15,1 7,0% 6,6 7,1 7,6 8,2 8,8 9,5 10,3 11,1 12,1 8,0% 5,3 5,7 6,2 6,6 7,1 7,7 8,3 9,0 9,8 Źródło: DM Banku BPS S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / beta beta 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 2,0% 28,9 27,6 26,3 25,1 24,0 22,9 21,9 21,0 20,1 3,0% 24,6 22,9 21,5 20,1 18,8 17,7 16,6 15,6 14,7 premia za ryzyko 4,0% 21,0 19,3 17,7 16,3 15,0 13,8 12,7 11,7 10,8 5,0% 18,1 16,3 14,7 13,2 11,9 10,8 9,7 8,8 7,9 6,0% 15,6 13,8 12,2 10,8 9,5 8,4 7,4 6,5 5,7 7,0% 13,5 11,7 10,1 8,8 7,6 6,5 5,6 4,8 4,0 8,0% 11,7 9,9 8,4 7,1 6,0 5,0 4,1 3,4 2,7 Źródło: DM Banku BPS S.A. 6

7 WYCENA PORÓWNAWCZA Wycena porównawcza została przeprowadzona w oparciu o prognozy na lata do wybranych spółek. Grupę porównawczą stanowią spółki krajowe i zagraniczne o podobnym profilu działalności. Do każdego z okresów przypisano wagę równą 33%. Wycenę sporządzono na podstawie dwóch wskaźników: P/E oraz EV/EBITDA, dla których przyjęto równe wagi wynoszące po 50% dla każdego ze wskaźników. Biorąc pod uwagę wskaźnik P/E dla 2013 r., grupa Enea notowana będzie z 23,4% premią w stosunku do mediany wskaźników spółek grupy porównawczej. W 2014 oraz 2015 r. premia wzrośnie do poziomów odpowiednio 70,1% oraz 102,4%. Analizując wskaźnik EV/EBITDA w okresie , to dla Enei przyjmie on niższą wartość, niż zakłada rynkowy konsensus dla spółek z sektora energetycznego. Dyskonto dla 2013 r. wyniesie -18,6%, zaś dla kolejnych lat ukształtuje się na poziomach -14,5% i -18,9%. Na podstawie przeprowadzonych analiz, jedną akcję grupy Enea wyceniamy na kwotę 13,9 PLN, czyli o około 7,8% mniej niż aktualna cena rynkowa. WYCENA PORÓWNAWCZA Kapitalizacja [mln EUR] P/E EV/EBITDA 2013P 2014P 2014P 2013P 2014P 2014P EDF ,9 7,3 6,6 4,6 4,4 4,1 ENDESA ,2 9,2 8,5 4,2 4,1 4,0 ENEL SPA ,9 7,4 6,6 6,2 6,1 5,9 E.ON ,4 9,9 10,2 5,2 5,1 5,1 GDF SUEZ ,8 10,2 9,5 6,5 6,5 6,2 IBERDROLA ,9 9,1 8,4 6,8 6,5 6,3 RWE ,2 7,4 7,9 3,9 3,9 3,9 CEZ ,2 8,5 8,5 6,0 6,1 6,3 PGE ,4 10,5 9,5 4,2 4,1 3,8 TAURON ,2 13,5 14,4 4,2 4,3 4,0 MEDIANA ,1 9,2 8,5 4,9 4,8 4,6 ENEA ,4 15,6 17,2 4,0 4,1 3,8 Premia / dyskonto 23,4% 70,1% 102,4% -18,6% -14,5% -18,9% Wycena wg wskaźnika 12,2 8,9 7,4 18,5 17,6 18,6 Waga roku 33% 33% 33% 33% 33% 33% Wycena wg wskaźników 9,5 18,2 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena 1 akcji ENEA Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. 13,9 7

8 RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Spadek zużycia energii w kraju Sektor energetyczny zmaga się obecnie z problemem spadku cen energii elektrycznej, który uderza przede wszystkim w wytwórców. Jest kilka powodów takiego stanu rzeczy. Naszym zdaniem najważniejszym powodem jest spowolnienie gospodarcze, w wyniku którego nastąpił spadek popytu na energię. Taka sytuacja doprowadziła do spadku hurtowych cen energii elektrycznej. PSE Operator przedstawił dane z których wynika, iż w 2012 r. krajowe zużycie energii elektrycznej wyniosło GWh, co oznacza spadek o -0,57% r/r. Z kolei produkcja w elektrowniach zawodowych spadła w ubiegłym roku o -2,96% r/r. W minionym roku zmianie uległa także struktura generacji energii w elektrowniach zawodowych, przede wszystkim na niekorzyść węgla kamiennego. Spadek produkcji w elektrowniach opalanych tym paliwem wyniósł -6,96% r/r. Produkcja w jednostkach opalanych węglem brunatnym zwiększyła się o 3,67% r/r. Wzrost ten nie jest w całości spowodowany oddaniem do eksploatacji bloku w Bełchatowie o mocy 858 MW, które nastąpiło we wrześniu 2011 r. W ubiegłym roku elektrownie wiatrowe zabrały ponad 1 TWh produkcji energetyce konwencjonalnej. Wzrost produkcji w elektrowniach wiatrowych o ponad 40% r/r jest efektem oddania do użytkowania 880 MW nowych mocy w 2012 r. Obecnie zainstalowane moce w wietrze wynoszą niemalże 2,5 GW. Właśnie szybki przyrost mocy w elektrowniach wiatrowych uznawany jest za jeden z czynników negatywnie oddziałujący na ceny energii. Cena energii elektrycznej jest wyznaczana przez ostatnią jednostkę zamykającą bilans zapotrzebowania. Energetyka wiatrowa charakteryzuje się niemalże zerowym kosztem zmiennym produkcji w przeciwieństwie do energetyki konwencjonalnej, gdzie dużą część kosztów stanowi koszt paliwa zużywanego w procesie produkcji. W przypadku oddawania do użytku coraz większej ilości farm wiatrowych, koszt produkcji w ostatniej jednostce zamykającej bilans jest coraz niższy. Wśród bloków energetycznych opalanych paliwami kopalnymi, zdecydowanie niższym kosztem zmiennym charakteryzują się te wykorzystujące węgiel brunatny niż kamienny. Wyszczególnienie (dane w GWh) Zm. % Produkcja ogółem ,02% Elektrownie zawodowe ,96% Elektrownie zawodowe wodne ,50% Elektrownie zawodowe cieplne ,84% na węglu kamiennym ,96% na węglu brunatnym ,67% gazowe ,97% Elektrownie inne odnawialne ,50% Elektrownie wiatrowe ,31% Elektrownie przemysłowe ,11% Saldo wymiany zagranicznej ,83% Krajowe zużycie energii elektrycznej ,57% Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. GWh Krajowe zużycie energii elektrycznej Dynamika zużycia r/r (prawa oś) 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% Spadek cen energii następstwem słabego popytu Ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym są coraz niższe, co uderza we wszystkie grupy energetyczne. Patrząc na to od tej strony, w najmniej korzystnej sytuacji spośród dużych grup jest PGE, bowiem grupa ta produkuje więcej energii niż sprzedaje. Podobna sytuacja dotyczy ZE PAK, spółka ta jest typowym wytwórcą energii. Jednak w porównaniu do pozostałych grup, większość energii produkowana jest w oparciu o węgiel brunatny, a więc surowiec tańszy niż węgiel kamienny. Biorąc pod uwagę transakcje zawierane na Towarowej Giełdzie Energii, jeszcze w 2011 r. średnia ważona wolumenem cena energii na rynku spot (Rynek Dnia Następnego) wynosiła 205,19 PLN MWh, podczas gdy w 2012 r. średnia cena spot ważona wolumenem spadła poniżej 179,45 PLN/MWh, co oznacza spadek o 12,5% r/r. Podobne tendencje można było zauważyć na rynku terminowym. Biorąc pod uwagę kontrakty cieszące się największa płynnością, czyli kontrakty roczne na dostawę w paśmie, średnia ważona cena transakcyjna na dostawy w 2012 r. zawierana w 2011 r. (BASE_Y-12) wyniosła 202,93 PLN/MWh, natomiast w kolejnym roku (BASE_Y-13 transakcje zawierane w 2012 r. na 2013 r.) cena ta wyniosła 185,62 PLN/MWh. Dokonując porównania oznacza to spadek ceny o 8,5% r/r. Sytuacja taka niewątpliwie uderzy w spółki wytwórcze, które w celu PLN/MWh Ceny energii na rynku hurtowym mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 Mies. kurs BASE BASE_Y-13 BASE_Y-14 BASE_Y-15 Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. 8

9 zabezpieczenia się przed ryzykiem dalszych spadków cen będą musiały zawierać kontrakty po niższych cenach. Pod koniec 2012 roku hurtowe ceny energii na spocie oscylowały w okolicach poziomu 160 PLN/MWh, zaś w ostatnio zawieranych kontraktach na dostawy w paśmie na lata 2014 i 2015 ceny wynosiły odpowiednio 162,42 PLN/MWh oraz 166,08 PLN/MWh. Kontrakty na dostawy w paśmie w najbliższych miesiącach notowane są nieznacznie powyżej granicy 150 PLN/MWh. Nadzieję na wzrost cen energii rodzi ewentualna poprawa koniunktury gospodarczej, jednak szanse na taki scenariusz przed 2014 r. są mocno wątpliwe. Opóźnione plany odbudowy mocy Niższe ceny energii rodzą pytanie dotyczące zasadności budowy nowych bloków energetycznych. Obecnie realizowane są budowy nowych jednostek jedynie w Kozienicach (1075 MW) przez Eneę, Stalowej Woli (450 MW) przez Tauron PE wraz z PGNiG oraz Włocławku (463 MW) przez PKN Orlen. Inwestycja w Elektrowni Jaworzno III (910 MW) jest na etapie odwołań do Krajowej Izby Odwoławczej, zaś inwestycja w Elektrowni Opole (2x900 MW) boryka się z protestami organizacji ekologicznych. Pomimo korzystnego dla projektu werdyktu Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego (wyrok nie jest jeszcze prawomocny), los inwestycji jest niepewny m.in. ze względu na zapowiedzi dotyczące dalszych odwołań się od wyroku. PGE ma także kłopot z budową nowej jednostki w Turowie ( MW). Najkorzystniejsza oferta w przetargu jest o prawie 90% wyższa niż zakładał to budżet inwestora. Pytanie dotyczące możliwego deficytu mocy, który miał pojawić się w roku wciąż jest otwarte. Z jednej strony wzrost zużycia energii będzie niższy niż zakładano, z drugiej strony nastąpią istotne opóźnienia w oddawaniu dużych bloków energetycznych. Problemem może być też wysokość szczytowego zapotrzebowania na moc. Koszty emisji CO2 coraz bliżej TWh Krajowa produkcja i zużycie energii elektrycznej ( ) produkcja energii Źródło: PSE, DM Banku BPS S.A. zużycie energii Zbliża się czas, w którym spółki energetyczne zaczną ponosić dodatkowe koszty. Już od tego roku spadnie udział darmowych uprawnień emisji dwutlenku węgla (EUA) otrzymywanych w ramach fazy III Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień (KPRU III) na lata W 2013 r. odsetek otrzymanych pozwoleń w stosunku do poziomu z 2012 r. wyniesie około 53% i w kolejnych latach będzie się zmniejszał tak, by w 2020 r. spółki energetyczne ponosiły całość kosztów emisji, dlatego też wraz z upływem czasu energetyka będzie ponosiła coraz wyższe koszty. Jednak na przestrzeni ostatniego roku nastąpił spadek cen uprawnień o około 50%, z ok EUR/EUA do poziomu 4,30 EUR/EUA obecnie. Projekcja średniej ścieżki cen uprawnień na 2013 r. zakładała koszt jednego pozwolenia na około 30 EUR oraz poziom minimalny około 20 EUR, dlatego też obecny poziom cen nie spełnia założeń europejskiego systemu handlu emisjami (EU ETS). Celem systemu miało być zachęcenie wytwórców energii do inwestycji, których skutkiem będzie ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, jednak w tej chwili bardziej opłacalnym jest zakup pozwoleń. Gdyby ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły, w większym stopniu uderzyłoby to w spółki produkujące energię z węgla brunatnego (PGE, ZE PAK). W tym celu Komisja Europejska zaproponowała tzw. backloading, czyli liczba 900 mln uprawnień która miała trafić na aukcję w latach trafiłaby tam w latach późniejszych. Propozycji tej sprzeciwia się Polska. EUR/EUA Cena uprawnień do emisji tony CO2 mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. USD/t Cena węgla ARA w kontraktach miesięcznych mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 9

10 Duża presja na dostawców węgla szansą na obniżkę kosztów dla spółek energetycznych W wyniku spadających cen energii w ostatnim czasie topniały także zyski wytwórców, co zmusiło branżę energetyczną do przystąpienia do negocjacji w sprawie obniżenia ceny węgla na 2013 r. W skali światowej negatywny wpływ na ceny węgla ma rewolucja łupkowa w USA, w wyniku której zamykane są tam elektrownie węglowe, zaś nadwyżki węgla eksportowane są do Europy, co z kolei wywiera silną presję na ceny węgla w portach europejskich. W ciągu ostatniego roku cena węgla ARA (Amsterdam-Rotterdam-Antwerpia) spadła o 13,1% z 99 USD/t do poziomu 86 USD/t. W kraju nastąpiło zmniejszenie produkcji energii elektrycznej, co przełożyło się także na spadek popytu na węgiel energetyczny. Zaistniała sytuacja doprowadziła do wzrostu ilości niesprzedanego przez górnictwo surowca. Na koniec grudnia na przykopalnianych zwałach leżało około 7,2 mln ton węgla energetycznego, zaś w elektrowniach kolejne 7,6 mln ton. Czynniki te wraz ze słabymi perspektywami gospodarczymi stwarzają szansę na dalsze obniżki cen węgla. Oczekujemy, że skala obniżek ze strony spółek śląskich (KHW, KW, JSW) może wynieść kilkanaście procent i będzie większa niż w przypadku LW Bogdanka, gdzie cena węgla w przeliczeniu na 1 GJ energii jest niższa. Zmiany we wsparciu odnawialnych źródeł energii Przedłużają się prace nad trójpakiem energetycznym, w skład którego wchodzi m.in. ustawa o odnawialnych źródłach energii, od której kształtu zależeć będzie wsparcie dla wytwórców w OZE. Mało realnym wydaje się być wejście w życie pakietu ustaw przed końcem 2013 r. Opublikowany w październiku ubiegłego roku projekt spotkał się z szeroką krytyką Najistotniejszą zmianą w porównaniu do stanu obecnego jest wprowadzenie tzw. współczynników korekcyjnych dla poszczególnych typów instalacji wytwórczych. W obowiązujących ramach prawnych, za każdą wyprodukowaną 1 MWh w odnawialnym źródle energii wytwórca otrzymuje prawo do jednego zielonego certyfikatu, który może następnie sprzedać. Zgodnie z nowymi ustaleniami, wysokość wsparcia będzie uzależniona od sposobu wyprodukowania energii. Najwyższe wsparcie przysługiwać będzie za produkcję przy wykorzystaniu energii słonecznej, lecz taki poziom wsparcia powinien zostać znacząco obniżony, ponieważ wysoce nieefektywne byłoby wspieranie produkcji w źródłach niezapewniających w najmniejszym stopniu bezpieczeństwa energetycznego. Przede wszystkim Polska nie jest krajem o dużym nasłonecznieniu, natomiast krajowe zapotrzebowanie na moc wzrasta w miesiącach zimowych czyli wtedy, kiedy panele fotowoltaiczne produkowałaby mniej energii. W poniższej tabeli przedstawiono wartości wybranych współczynników korekcyjnych w podziale na lata i typy instalacji, zgodnie z projektem ustawy wprowadzającej trójpak energetyczny, opublikowanym przez Ministerstwo Gospodarki w październiku 2012 r. Rodzaj instalacji Fotowoltaika 100 kw - 1 MW (budynki) 2,85 2,85 2,70 2,55 2,40 Fotowoltaika 100 kw - 1 MW (poza budynkami) 2,75 2,75 2,60 2,45 2,32 Fotowoltaika 1 MW - 10 MW 2,45 2,45 2,32 2,20 2,07 Hydroenergia > 20 MW 2,30 2,30 2,25 2,20 0,15 Biogaz rolniczy > 1 MW 1,40 1,40 1,37 1,34 1,32 Energia geotermalna 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 Wiatr na morzu 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 Wiatr na lądzie > 500 kw 0,90 0,90 0,88 0,86 0,83 Biomasa (układy dedykowane i hybrydowe) CHP > 50 MW 1,15 1,15 1,13 1,10 1,08 Biomasa (układy dedykowane i hybrydowe) > 50 MW 0,95 0,95 0,93 0,91 0,89 Biomasa (współspalanie) 0,30 0,30 0,25 0,20 0,15 Źródło: Ministerstwo Gospodarki, DM Banku BPS S.A. Wysokość współczynnika korekcyjnego ma być uzależniona od momentu oddania instalacji do użytkowania i będzie niezmienna przez okres 15 lat, jednak nie dłużej niż do 2015 r., natomiast okres wsparcia dla instalacji wykorzystujących współspalanie biomasy z paliwami kopalnymi ma być ograniczony do 5 lat od momentu uzyskania pierwszego świadectwa pochodzenia energii. W praktyce oznacza to, iż współspalanie biomasy zostanie wyeliminowane, bowiem w momencie wejścia pakietu ustaw w życie zdecydowanej większości wytwórcom nie będzie przysługiwać wsparcie z tego tytułu. Planowane jest także odejście od wspierania elektrowni wodnych oddanych po 1997 r. Najwięcej z tego powodu straci gdańska Energa, która tylko z samej elektrowni wodnej we Włocławku uzyskuje rocznie około 750 tys. zielonych certyfikatów, co przy obecnych cenach na poziomie wynoszących około 134 PLN/MWh oznacza niższy roczny przychód o około 100 mln PLN. Projekt ustawy gwarantuje sprzedaż energii wyprodukowanej w OZE po niższej z dwóch cen: 198,90 PLN waloryzowanej średniorocznym wskaźnikiem inflacji CPI z roku poprzedniego oraz średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, ogłoszonej przez prezesa URE. Jeżeli sprzedaż energii nastąpiłaby po kwocie wyższej niż 105% niższej z tych dwóch cen, wytwórcy nie będzie przysługiwać świadectwo pochodzenia. Niekorzystną zmianą będzie brak 10

11 waloryzacji wysokości opłaty zastępczej o wskaźnik inflacji, której wysokość dla zielonej energii została ustalona na poziomie 286,74 PLN/MWh. Niepewna sytuacja na rynku praw majątkowych W ostatnich miesiącach na rynku zielonych certyfikatów panuje niestabilna sytuacja. Podczas gdy jeszcze rok temu ceny zielonych świadectw pochodzenia energii na Towarowej Giełdzie Energii oscylowały w okolicach 280 PLN, to w lutym 2013 r. spadły do poziomu 100 PLN z powodu ich nadpodaży (ok. -65% r/r). Przedsiębiorstwa obrotu sprzedające energię klientom końcowym zobowiązane są do wykazania, iż określony procent tej energii został wytworzony w odnawialnych źródłach energii. Można zrobić to na dwa sposoby: poprzez zakup zielonych certyfikatów a następnie przedłożenie ich do umorzenia Prezesowi URE lub poprzez wniesienie opłaty zastępczej na konto Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW). Rozliczenie obowiązku za rok poprzedni musi nastąpić do końca marca danego roku. Przy rozliczaniu obowiązku za 2011 r. URE miał wątpliwości co do prawidłowości uzyskania świadectw ze współspalania biomasy pochodzącej z importu, wobec czego przedsiębiorstwa obrotu uiściły opłatę zastępczą. W późniejszym okresie Prezes URE wystawił świadectwa, co spowodowało skokowy wzrost ich ilości oraz spadek cen. PLN Cena zielonych certyfikatów mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. Ustabilizowanie sytuacji może nastąpić po zapowiedziach Ministerstwa Gospodarki na temat planu wprowadzenia dodatkowych regulacji, które miałyby przeciwdziałać nadpodaży zielonych certyfikatów. Zapowiedziano analizę możliwości skupu interwencyjnego certyfikatów przez NFOŚiGW, która wywołała w ostatnim czasie odbicie cen rynkowych. Nowy mix energetyczny PLN Cena żółtych certyfikatów mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 W odległej perspektywie, znaczącej zmianie ma ulec mix energetyczny. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku zakłada m.in. zwiększenie udziału energii jądrowej w produkcji energii elektrycznej do poziomu powyżej 10% oraz zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu energii powyżej 15%. Ostateczny kształt struktury zużycia paliw do produkcji energii zależeć będzie też w dużym stopniu od rezultatów poszukiwań węglowodorów. W skład mixu energetycznego ma wejść także energia jądrowa, jednak ostateczna decyzja w sprawie kontynuowania programu budowy elektrowni atomowej ma zostać podjęta do 2015 r. Do 2029 r. planowane jest powstanie dwóch bloków jądrowych o mocy po 3 GW każdy. Istotnemu zmniejszeniu ma ulec także wskaźnik wielkości emisji CO2 w przeliczaniu na wyprodukowaną megawatogodzinę, który powinien spać poniżej poziomu 0,7 t/mwh. PLN Cena czerwonych certyfikatów mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 Produkcja energii w TWh Węgiel kamienny 68,2 62,9 62,7 58,4 71,8 Węgiel brunatny 44,7 51,1 40,0 48,4 42,3 Gaz ziemny 4,4 5,0 8,4 11,4 13,4 Paliwo jądrowe 0,0 0,0 10,5 21,1 31,6 Energia odnawialna 8,0 17,0 30,1 36,5 38,0 Pozostałe 3,5 4,1 4,4 4,6 4,7 RAZEM 128,8 140,1 156,1 180,4 201,8 Udział w produkcji energii Węgiel kamienny 53% 45% 40% 32% 36% Węgiel brunatny 35% 36% 26% 27% 21% Gaz ziemny 3% 4% 5% 6% 7% Paliwo jądrowe 0% 0% 7% 12% 16% Energia odnawialna 6% 12% 19% 20% 19% Pozostałe 3% 3% 3% 3% 2% RAZEM 100% 100% 100% 100% 100% Źródło: Ministerstwo Gospodarki TWh Produkcja energii elektrycznej netto w w w podziale na paliwa ww Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz ziemny Paliwo jądrowe Energia odnawialna Pozostałe 11

12 GRUPA ENEA Podstawowe informacje Grupa Enea zajmuje się wytwarzaniem, dystrybucją i obrotem energią elektryczną. Zainstalowana moc w elektrowniach i elektrociepłowniach wynosi 3189 MWe oraz 771 MWt. Głównym aktywem wytwórczym grupy jest elektrownia w Kozienicach, której zainstalowana moc wynosi 2905 MWe oraz 266 MWt. Jest to największa elektrownia w Polsce opalana węglem kamiennym. Spółka od 2011 r. jest właścicielem 99,94% udziałów w EC Białystok (166 MWe, 505 MWt). Grupa posiada także aktywa zaliczane do odnawialnych źródeł energii, czyli farmy wiatrowe Bardy i Darżyno (odpowiednio 50 MW i 6 MW), elektrownię biogazową Liszkowo (2,1 MW) oraz hydroelektrownie (o łącznej mocy 60,1 MW). W 2011 roku elektrownie wchodzące w skład grupy wyprodukowały 12,6 TWh energii elektrycznej brutto. Sieci dystrybucyjne grupy Enea są zlokalizowane w północno-zachodniej Polsce na obszarze ponad 58 tys. km 2 (około 20% powierzchni kraju). Łączna długość sieci dystrybucyjnych spółki według stanu na koniec 2011 r. wynosi ponad 129 tys. kilometrów. Wolumen Źródło: Spółka dystrybuowanej energii elektrycznej w 2011 r. wyniósł 17,1 TWh, natomiast wolumen sprzedaży energii do 2,4 mln odbiorców końcowych wyniósł 14,7 TWh. Grupa kapitałowa zatrudnia łącznie około 10 tys. osób, zaś ponad połowa z nich jest zatrudniona w segmencie dystrybucji. Dominującym akcjonariuszem spółki jest Skarb Państwa. Struktura akcjonariatu zgodnie ze stanem na 14 listopada 2012 r. przedstawiona jest poniżej. Struktura akcjonariatu Akcjonariusz Liczba akcji / Udział w kapitale Udział w ogólnej głosów na WZA zakładowym liczbie głosów Skarb Państwa ,51% 51,51% Vattenfall AB ,67% 18,67% Pozostali ,82% 29,82% Razem ,00% 100,00% Źródło: Spółka W dniu 17 listopada 2008 r. Enea zadebiutowała na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie. Oferta publiczna obejmowała akcji nowej emisji. W ofercie wartej blisko 2 mld PLN uczestniczył inwestor branżowy szwedzki Vattenfall AB. Wyniki za 3Q 12 lepsze niż zakładał rynek Chociaż trzeci kwartał ubiegłego roku był okresem, w którym spółka pochwaliła się lepszymi wynikami niż zakładał rynkowy konsensus (wynik netto +25,6%), to w porównaniu do 3Q 11 były one gorsze. Jest to efektem wysokiej bazy w 2011 roku, która wynikła ze zdarzenia jednorazowego, tj. ujęcia zysku z tytułu nabycia EC Białystok oraz sprzedaży uprawnień do emisji CO2 w tamtym okresie. Eliminując wpływ one-off, EBIT w 3Q 12 wzrósłby o 8,2% r/r do wysokości 252,6 mln PLN, a narastająco za trzy kwartały o 21,7% r/r do poziomu 806,3 mln PLN. Enea w 3Q 12 zaraportowała zysk na poziomie operacyjnym w kwocie 222,5 mln PLN, który okazał się lepszy od rynkowego konsensusu o ponad 34%, natomiast zysk netto akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł 189,8 mln PLN (-38,2% r/r), okazał się jednak lepszy od konsensusu o prawie 26%. 12

13 mln PLN % 3Q '12 3Q '11 Zm. % 1-3Q'12 1-3Q'11 Zm. % Przychody ze sprzedaży 2 407, ,3-0, , ,0 3,6 EBIT 222,5 336,7-33,9 752,7 774,9-2,9 Obrót 63,9 36,3 75,9 178,4 139,2 28,2 Dystrybucja 168,8 119,7 41,0 423,0 309,2 36,8 Wytwarzanie 22,2 199,3-88,8 238,3 410,5-42,0 Pozostałe 15,1 16,5-8,2 37,8 23,1 63,5 Wyłączenia -47,6-35,1 35,5-124,8-107,1 16,5 EBITDA 418,9 529,4-20,9 1349,7 1294,5 4,3 Zysk netto akcjonariuszy 189,8 307,4-38,2 647,0 721,3-10,3 Marża EBIT 9,2% 13,9% -33,5 10,1% 10,8% -6,3 Marża EBITDA 17,4% 21,9% -20,4 18,2% 18,1% 0,6 Marża netto 7,9% 12,7% -37,9 8,7% 10,1% -13,5 PLN EPS 0,43 0,70-38,2 1,47 1,63-10,3 Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. Analizując działalność spółki przez pryzmat segmentów operacyjnych dużą uwagę zwraca spadek zysku operacyjnego za 3Q 12 w segmencie wytwarzania aż o -88,8% r/r oraz narastająco za 1-3Q 12 o -42,0% r/r, spowodowany spadającymi cenami energii elektrycznej, niższymi przychodami z tytułu rekompensat na pokrycie kosztów osieroconych oraz spadkiem sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Poprawa wyników w segmencie obrotu jest efektem wzrostu marży I pokrycia oraz wzrostu wolumenu sprzedaży energii odbiorcom końcowym. Natomiast wzrost cen usług dystrybucyjnych oraz wyższy wolumen dystrybucji energii elektrycznej przyczyniły się do dużo lepszych niż rok wcześniej wyników segmentu dystrybucji, który w trzech kwartałach 2012 r. za ponad 50% zysku EBITDA całej grupy. mln PLN 300 EBITDA w podziale na segmenty 3Q'10 3Q'11 3Q'12 mln PLN 800 EBITDA w podziale na segmenty 1-3Q'10 1-3Q'11 1-3Q' Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Wyłączenia -200 Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Wyłączenia Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. Porównując osiągane w ostatnim czasie wyniki na tle krajowych konkurentów Enea prezentuje się podobnie jak Tauron Polska Energia oraz gorzej niż PGE. W 3Q 12 wszystkie grupy odczuły spadek rentowności w segmencie wytwarzania w ujęciu q/q. Najwyższą marżę w tym segmencie regularnie osiąga PGE, które wytwarza energię głównie w oparciu o najtańszy surowiec węgiel brunatny. Wynik segmentu wytwórczego w Tauronie był dodatni jedynie ze względu na rekompensaty KDT, które wygasają wraz z końcem 2012 r. Stabilne, wysokie marże wynoszące około 30% na poziomie EBITDA wypracowywał segment dystrybucji wszystkich trzech grup. Działalność dystrybucyjna podlega regulacji, a dotychczas żadna z grup nie osiągnęła jeszcze pełnego zwrotu z wartości regulacyjnej aktywów (WRA). 25% marża EBIT 35% marża EBITDA 30% marża netto 20% 15% 10% 5% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 0% 0% 1Q' 11 2Q' 11 3Q' 11 4Q' 11 1Q' 12 2Q' 12 3Q' 12 1Q' 11 2Q' 11 3Q' 11 4Q' 11 1Q' 12 2Q' 12 3Q' 12 1Q' 11 2Q' 11 3Q' 11 4Q' 11 1Q' 12 2Q' 12 3Q' 12 ENEA PGE TAURON ENEA PGE TAURON ENEA PGE TAURON Źródło: Spółki, DM Banku BPS S.A. 13

14 Budowa nowego bloku w Kozienicach Najważniejszą obecnie realizowaną inwestycją w grupie Enea jest budowa nowego bloku energetycznego w Kozienicach. Najkorzystniejszą ofertę na wykonanie inwestycji złożyło konsorcjum Hitachi Power Europe/Polimex-Mostostal. Przewidywane nakłady na realizację inwestycji bez uwzględnienia kosztów finansowych mają wynieść około 5,3 mld PLN. Jednostka ma zostać oddana do użytku w drugim kwartale 2017 r. Moc brutto nowego bloku wyniesie MW, a jego czas pracy ma wynosić około godzin rocznie. Niewątpliwą zaletą tego bloku będzie wysoka sprawność wytwarzania, która wyniesie 45,6%. Jednostka będzie opalana węglem kamiennym i będzie charakteryzować się dość niskim (jak na bloki węglowe) poziomem emisji CO2 wynoszącym ok. 730 Mg/MWh. W przyszłości możliwe będzie zastosowanie technologii służącej do wychwytywania i podziemnego składowania dwutlenku węgla (CCS Ready). Jednakże przy obecnych cenach praw do emisji, rozszerzanie projektu o taką instalacje jest nieopłacalne. Całość dostarczanego do nowego bloku węgla będzie pochodzić z kopalni Bogdanka, z którą już na początku 2012 roku zawarto umowę na dostawy węgla. Łączna wartość zawartego na okres 25 lat kontraktu wynosi około 22,8 mld PLN wg cen z momentu zawarcia kontraktu, zaś bieżąca cena zakupu ma być indeksowana wskaźnikami rynkowymi. Brak własnych zasobów węgla Grupa Enea jako jedyna z notowanych na warszawskim parkiecie spółek energetycznych nie posiada własnego zasobu surowców, przez co jest całkowicie uzależniona od zewnętrznych dostawców. W 2011 r. około 60% dostaw pochodziło z Bogdanki. Jest to węgiel charakteryzujący się niższą kalorycznością niż węgiel wydobywany na Śląsku, ale także niższą ceną w przeliczeniu na GJ. W dodatku koszt jego transportu jest niższy o około połowę ze względu na bliską odległość. Niemniej jednak całość dostaw węgla do kozienickiej elektrowni nie może pochodzić z Lubelszczyzny ze względu na wyższą zawartość siarki tamtejszego surowca, dlatego dostawy muszą być uzupełnione o węgiel ze Śląska. Rozwój w OZE uzależniony od regulacji Grupa zamierza także rozwijać swoje moce w odnawialnych źródłach energii. Do 2020 roku planowane jest zwiększenie mocy w farmach wiatrowych do poziomu MW oraz w biogazowniach do MW. W kwietniu ubiegłego roku grupa nabyła farmę wiatrową o zainstalowanej mocy 50 MW w miejscowości Bardy, zlokalizowaną na terenie o wysokiej wietrzności. Cena nabycia wyniosła 470 mln PLN. Przewidywana roczna produkcja w tym źródle wynosi około 150 tys. MWh. Moce wytwórcze w OZE MW Elektrownie wodne 60,1 FW Bardy 50,0 FW Darżyno 6,0 Biogazownia w Liszkowie 2,1 RAZEM 118,3 Źródło: Spółka Istnieje także opcja rozbudowy o kolejne 10 MW, co zostało założone w modelu (uruchomienie od 2015 r.). Rozwijanie mocy w odnawialnych źródłach energii w dużym stopniu uzależnione będzie od ostatecznego kształtu trójpaka energetycznego. Założyliśmy także oddanie od 2015 r. projektu wiatrowego o mocy 15 MW, który posiada już warunki przyłączenia do sieci oraz kolejnego rozwijanego przez spółkę projektu farmy wiatrowej o mocy 27,5 MW. Do końca 2012 r. planowano także zakończyć budowę elektrowni biogazowej o mocy 1,6 MW w województwie dolnośląskim. Wyższe zadłużenie mocno obciąży wyniki netto Program inwestycyjny, który w latach ma pochłonąć około 18,7 mld PLN wymagał będzie zaangażowania kapitału obcego. Do tej pory poniesione nakłady przekroczyły kwotę 3,1 mld PLN. Spółka ma zagwarantowany 10-letni program emisji obligacji na kwotę 4 mld PLN oraz podpisaną umowę kredytową z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym na kwotę 950 mln PLN. Spółka ma także rozważyć emisję euroobligacji na kwotę minimum 300 mln EUR. Wzrost zobowiązań i związanych z tym kosztów finansowych odbije się negatywnie na wynikach spółki, osłabiając zdolność do wpłaty dywidendy. Za 2012 r. oczekujemy dywidendy na poziomie zbliżonym do poprzedniego roku (0,46 PLN/akcja), zaś w kolejnych latach spodziewamy się spadku dywidendy w wyniku spadku zysku netto. Naszym zdaniem wyższy strumień dywidendy może być spodziewany przez akcjonariuszy dopiero w 2018 r., czyli po zakończeniu inwestycji w Kozienicach. Oczekujemy też, wzrostu relacji długu netto do EBITDA, który jednak nie przekroczy poziomu 4,0. Najwyższa relacja powyższego wskaźnika będzie mieć miejsce w 2016 r. i według naszych szacunków wyniesie 3,92. 14

15 PROGNOZY NA 4Q 12 I NA KOLEJNE LATA Słabsze wyniki w 4Q 12 W minionym kwartale spodziewamy się słabszych wyników w porównaniu do 4Q 11. Zgodnie z naszymi szacunkami przychody netto ze sprzedaży w 4Q 12 wyniosą 2 418,3 mln PLN (-4,1%), zysk operacyjny stopnieje do poziomu 41,7 mln PLN (-39,8% r/r), natomiast zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej wyniesie 45,0 mln PLN (-37,4 % r/r). mln PLN 4Q'12P 4Q'11 Zm. % 2012P 2011 Zm. % Przychody ze sprzedaży 2 418, ,0-4, , ,9 1,6 EBIT 41,7 69,3-39,8 794,4 844,2-5,9 EBITDA 238,8 261,3-8,6 1588,5 1555,8 2,1 Zysk netto akcjonariuszy 45,0 72,0-37,4 692,0 793,3-12,8 Marża EBIT 1,7% 2,7% -37,3 8,1% 8,7% -7,4 % Marża EBITDA 9,9% 10,4% -4,7 16,1% 16,1% 0,5 Marża netto 1,9% 2,9% -34,8 7,0% 8,2% -14,2 PLN EPS 0,10 0,16-37,4 1,57 1,80-12,8 Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. I. SEGMENT WYTWARZANIA Wytwarzanie [mln PLN] 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q'12P 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2013P 2014P 2015P Przychody ze sprzedaży dynamika r/r 18% 0% -9% -14% -17% -16% -11% -3% 25% -2% -12% -3% 8% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 16% 11% 3% -3% -2% -4% -2% -4% 15% 7% -3% -3% 0% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 29% 23% 16% 10% 11% 10% 11% 10% 25% 20% 11% 11% 15% Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. Wyniki wytwarzania pod presją spadających cen energii W 2013 r. oczekujemy znacznego poroszenia wyników segmentu wytwarzania. Będzie to przede wszystkim wynikiem coraz niższych hurtowych cen energii elektrycznej, który nastąpił w ubiegłym roku. Spadkowi w tamtym okresie nie oparły się także kontrakty na dostawy energii na 2013 r., których średnia cena w paśmie zawierana w 2012 r. wyniosła niewiele ponad 185 PLN/MWh. W naszych prognozach zakładamy, iż średnia cena energii w dostawach pasmowych na Towarowej Giełdzie Energii w rym roku wyniesie 172,50 PLN/MWh i będzie niższa o 3,9% niż w 2012 r. Spadek przychodów w 2013 i 2014 r. będzie wynikał właśnie ze spadku cen energii na rynku spot oraz terminowym. Aby zabezpieczyć się przed dalszym spadkiem cen, konieczne będzie zawarcie kontraktów po niższych cenach, co negatywnie wpłynie na dynamikę przychodów oraz marże. Wraz z upływem czasu na wyniki wytwarzania negatywnie wpływać będzie konieczność zakupu części uprawnień do emisji CO2, ponieważ od 2013 r. grupie będzie przysługiwać tylko część darmowych uprawnień i odsetek ten będzie spadał aż do zera w 2020 r. Liczba darmowych uprawnień CO2 (tys. ton) 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Elektrownia Kozienice Elektrownia Kozienice - blok nr EC Białystok RAZEM Źródło: Ministerstwo Ochrony Środowiska Choć spowolnienie gospodarcze, na skutek którego spadły także ceny energii były niekorzystne dla branży, to pozytywnym efektem tego były spadające ceny węgla w wyniku zmniejszenia zapotrzebowania ze strony energetyki na ten surowiec. W 2013 r. oczekujemy, iż cena węgla śląskiego spadnie w większym stopniu niż cena węgla z LW Bogdanka, którego spadek szacujemy na około 5%. Obniżka cen węgla w 2013 r. powinna pozwolić zaoszczędzić około 60 mln PLN. 15

16 Cena węgla (PLN/GJ) 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P ENEA 12,2 11,2 11,1 11,2 11,5 11,9 12,3 12,9 13,6 14,1 14,5 Węgiel śląski 13,6 11,8 11,7 11,8 12,1 12,6 13,1 13,8 14,5 15,0 15,5 LW Bogdanka 11,5 10,9 10,8 10,9 11,2 11,6 12,1 12,7 13,3 13,8 14,2 Źródło: DM Banku BPS S.A. Istotnym czynnikiem mającym wpływ na segment wytwarzania będzie mieć kształt trójpaka energetycznego. Pomimo wciąż toczących się negocjacji zakładamy, iż pakiet ustaw dotyczących sektora energetycznego wejdzie w życie wraz z początkiem 2014 r. Współczynnik korekcyjny dla współspalania biomasy z paliwami kopalnymi na poziomie 0,3 powoduje, iż ten rodzaj produkcji energii jest całkowicie nieopłacalny ze względu na wyższy koszt biomasy w przeliczeniu na GJ, nawet biorąc pod uwagę fakt, iż z biomasy nie emitowany jest dwutlenek węgla. Wraz z wejściem trójpaka energetycznego w życie oczekujemy odejścia od współspalania biomasy w Elektrowni Kozienice. Niekorzystnie na przychody tego segmentu wpłynie także spadek cen świadectw pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych. II. SEGMENT DYSTRYBUCJI Dystrybucja [mln PLN] 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q'12P 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2013P 2014P 2015P Przychody ze sprzedaży dynamika r/r 8% 8% 7% -5% 4% 1% 3% 17% 4% 4% 6% 3% 3% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 20% 16% 25% 4% 20% 15% 17% 16% 10% 16% 17% 17% 17% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 33% 28% 38% 19% 32% 29% 31% 29% 26% 30% 30% 30% 30% Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. Segment dystrybucji z pewnym zwrotem Pozytywny wpływ na wynik grupy będzie wywierał segment dystrybucji energii elektrycznej. Jest to działalność regulowana przez Prezesa URE. Ustalona przez URE formuła zwrotu z kapitału zachęca spółki dystrybucyjne do ponoszenia sporych nakładów inwestycyjnych na modernizację i rozbudowę sieci elektroenergetycznych, co spowoduje szybsze osiągnięcie pełnej wartości regulacyjnej aktywów (WRA). W chwili obecnej wszystkie krajowe grupy energetyczne nie osiągnęły pełnego zwrotu z WRA i znajdują się z w tzw. okresie przejściowym. Pod koniec ubiegłego roku Prezes URE obniżył regulacyjny WACC na 2013 r. z 9,468% do poziomu 8,949% w wyniku spadku stopy wolnej od ryzyka, co powinno negatywnie wpłynąć na wysokość zwrotu z zainwestowanego kapitału. Jednakże pomimo tego przewidujemy stałą poprawę wyników w tym segmencie. Oczekujemy, iż grupa może osiągnąć pełny zwrot z WRA w 2014 r. Po tym okresie tempo wzrostu zysków w tym segmencie wyhamuje, zwrot będzie obliczany na podstawie zwykłego WRA*WACC. W grudniu ubiegłego roku Prezes URE zaakceptował taryfę dla Enea Operator na 2013 r., która w porównaniu do 2012 r. ma wzrosnąć o 1,1%. III. SEGMENT OBROTU Obrót [mln PLN] 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q'12P 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2013P 2014P 2015P Przychody ze sprzedaży dynamika r/r 13% 15% 4% -4% -10% -6% -3% 0% -7% 6% -5% 3% 4% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 3% 7% 6% 5% 8% 8% 8% 7% 4% 5% 8% 6% 5% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 3% 7% 6% 5% 8% 8% 8% 7% 4% 5% 8% 6% 5% Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. Istotna poprawa w wynikach segmentu obrotu W bieżącym roku oczekujemy znacznej poprawy wyników segmentu obrotu energią elektryczną. Jednym z czynników decydujących o rentowności tego segmentu są hurtowe ceny energii elektrycznej. W odróżnieniu od segmentu wytwarzania spadek cen energii na rynku hurtowym jest z reguły korzystny dla segmentu obrotu, ponieważ oznacza to niższy koszt zakupu energii. W ślad za spadającymi cenami spółki obrotu mogą być pod presją odbiorców z grup taryfowych A i B, czyli przedsiębiorstw zużywających największe ilości energii, dlatego też oczekujemy tutaj większej 16

17 konkurencji wśród spółek obrotu, co doprowadzi do spadku marż i przychodów w 2013 r. Odmiennie wygląda sytuacja w grupie taryfowej G (gospodarstwa domowe), w której jako jedynej ceny są przedmiotem regulacji ze strony URE. W 2013 pomimo spadku cen energii elektrycznej Prezes URE wydłużył okres obowiązywania zatwierdzonych na 2012 r. taryf do 30 czerwca 2013 r. Naszym zdaniem rentowność spółek obrotu realizowana na tej grupie odbiorców zwiększy się. Kolejnym czynnikiem przemawiającym za poprawą wyników segmentu obrotu jest spadek cen świadectw pochodzenia energii, w szczególności spadek cen zielonych certyfikatów. Sądzimy, iż niższe ceny zielonych certyfikatów utrzymają się w 2013 roku, zaś 2014 będzie okresem, w którym podaż zielonych certyfikatów będzie się stopniowo zmniejszać. Wolumen wystawionych dotychczas zielonych certyfikatów wynosi obecnie 10,8 TWh. Szacujemy, że wolumen zapotrzebowania na zielone certyfikaty w 2013 r. po zwiększeniu obowiązku do 12% przy sprzedaży energii do odbiorców końcowych wyniesie około 14,5-15,0 TWh. PODSUMOWANIE PROGNOZ WEDŁUG SEGMENTÓW Wyniki grupy Enea [mln PLN] P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody ze sprzedaży Wytwarzanie Dystrybucja Obrót Pozostałe Wyłączenia Udział segmentu w przychodach Wytwarzanie 32,7% 31,4% 28,4% 26,9% 27,7% 28,0% 33,9% 37,5% 37,8% 38,0% 38,2% 38,4% Dystrybucja 27,3% 27,9% 30,5% 30,6% 30,3% 29,6% 26,7% 24,8% 24,2% 23,8% 23,5% 23,3% Obrót 42,0% 44,0% 43,1% 43,4% 43,4% 43,6% 40,6% 39,0% 39,1% 39,3% 39,4% 39,4% Pozostałe 8,3% 7,6% 8,3% 8,3% 8,3% 8,3% 7,8% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% Wyłączenia -10,2% -10,9% -10,3% -9,3% -9,7% -9,5% -9,0% -8,6% -8,6% -8,5% -8,5% -8,4% Dynamika przychodów 23,6% 1,6% -2,7% 2,4% 4,5% 5,9% 14,6% 10,1% 4,0% 4,1% 3,5% 3,1% Wytwarzanie 25,3% -2,5% -11,9% -3,0% 7,6% 6,9% 38,9% 21,6% 5,0% 4,6% 4,1% 3,4% Dystrybucja 4,5% 4,2% 6,1% 2,9% 3,3% 3,5% 3,3% 2,3% 1,7% 2,2% 2,1% 2,3% Obrót -6,5% 6,5% -4,8% 3,2% 4,4% 6,5% 6,5% 5,9% 4,3% 4,5% 3,6% 3,1% Pozostałe 3,8% -6,2% 6,4% 2,4% 4,5% 5,9% 7,6% 4,1% 4,0% 4,1% 3,5% 3,1% Wyłączenia -57,8% 8,6% -8,2% -7,2% 8,7% 4,0% 7,8% 6,1% 3,1% 3,2% 2,9% 2,7% EBIT Wytwarzanie Dystrybucja Obrót Pozostałe Wyłączenia i k-ty nieprzypisane Marża EBIT 8,7% 8,1% 6,9% 6,3% 6,5% 6,4% 7,6% 9,2% 9,1% 8,7% 8,8% 8,9% Wytwarzanie 14,8% 7,1% -2,9% -3,2% 0,0% 0,2% 5,9% 10,6% 11,1% 10,3% 11,5% 12,0% Dystrybucja 12,3% 16,4% 17,0% 17,1% 17,1% 17,0% 17,0% 17,0% 17,0% 17,0% 16,8% 16,5% Obrót 3,9% 5,3% 7,7% 6,2% 4,9% 4,7% 4,7% 4,7% 4,2% 4,1% 3,4% 3,4% Pozostałe 5,9% 6,6% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% EBITDA Wytwarzanie Dystrybucja Obrót Pozostałe Wyłączenia i k-ty nieprzypisane Marża EBITDA 16,1% 16,1% 15,1% 14,5% 15,0% 15,2% 16,4% 17,3% 16,9% 16,2% 16,0% 15,9% Wytwarzanie 25,1% 19,7% 10,6% 11,3% 15,3% 16,6% 20,7% 22,8% 22,5% 21,0% 21,5% 21,5% Dystrybucja 25,7% 29,7% 30,5% 30,4% 30,4% 30,6% 30,7% 30,8% 31,0% 31,0% 30,8% 30,5% Obrót 3,9% 5,3% 7,7% 6,2% 4,9% 4,8% 4,7% 4,7% 4,2% 4,1% 3,5% 3,4% Pozostałe 9,6% 10,5% 9,9% 9,8% 9,5% 9,2% 8,9% 8,7% 8,4% 8,2% 8,1% 7,9% Saldo finansowe Zysk (strata) brutto Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto akcjonariuszy Marża netto 8,2% 7,0% 5,6% 4,4% 3,8% 3,1% 4,1% 5,6% 5,8% 5,6% 5,8% 6,1% Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. 17

18 W 2013 r. oczekujemy spadku przychodów ze sprzedaży na poziomie całej grupy, który w największym stopniu dotyczyć będzie segmentu wytwarzania (około 30% udział w strukturze przychodów). Segment dystrybucji (około 30% udział w przychodach) będzie generował stale rosnący strumień przychodów. Od r. zmianie ulegnie struktura przychodów. Będzie to wynikiem oddania do użytku bloku energetycznego w Elektrowni Kozienice w 2017 r., co wpłynie na ilość wytwarzanej energii oraz skokowo zwiększy przychody segmentu wytwarzania, którego udział w przychodach ogółem wynosić będzie niemalże 40%. Naturalnie obniżeniu ulegnie udział pozostałych segmentów w przychodach grupy. Oczekujemy spadku marży EBIT całej grupy, co będzie spowodowane przede wszystkim niższą rentownością segmentu wytwarzania. Oczekujemy, iż negatywnie na realizowane marże tego segmentu w najbliższych latach wpłyną przede wszystkim niższe ceny energii elektrycznej oraz konieczność dokupienia uprawnień do emisji CO2. Sytuację w tym segmencie powinno poprawić oddanie do użytku bloku w Kozienicach, przez co marża EBITDA segmentu powinna wzrosnąć do poziomu około 21-22%. Wzrost marży w segmencie obrotu w 2013 i 2014 r. będzie efektem przede wszystkim niższych cen zielonych certyfikatów. Niemniej jednak oczekujemy coraz silniejszej konkurencji w sprzedaży energii elektrycznej, co powinno obniżyć marże segmentu obrotu w kolejnych latach. Stabilnie od 2014 r. będzie wyglądał segment dystrybucji dzięki oczekiwanemu przez nas osiągnięciu pełnego zwrotu z wartości regulacyjnej aktywów w 2014 r. Na przestrzeni przyszłych 10 lat oczekujemy, iż w 2014 r. grupa wypracuje najniższy wynik operacyjny wynoszący 618 mln PLN. Jednak od 2014 r. oczekujemy znacznego pogorszenia się salda z działalności finansowej, które będzie wynikiem wzrostu zadłużenia grupy. Taka sytuacja oczywiście negatywnie będzie rzutować na wyniki netto grupy, zaś najniższego poziomu na przestrzeni lat spodziewamy się w roku 2016 r. (333 mln PLN). GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA Najistotniejszy wpływ na przyszłe wyniki grupy Enea mogą mieć: wielkość zmian hurtowych cen energii elektrycznej. Spadek cen energii elektrycznej powinien niekorzystnie wpłynąć na przychody segmentu wytwarzania; wielkość krajowego zużycia energii elektrycznej. Spadek zużycia energii powinien negatywnie wpłynąć na wyniki wszystkich segmentów poprzez zmniejszenie wolumenów dystrybucji i sprzedaży energii, co będzie mieć negatywny wpływ na segmenty dystrybucji i obrotu. Rynek energii elektrycznej jest rynkiem specyficznym, na którym wielkość produkcji jest bilansowana do poziomu aktualnego zużycia energii. Wobec tego zmniejszenie zużycia może przełożyć się też na spadek produkcji i przychodów segmentu wytwarzania; ostateczny kształt ustawy o OZE. Wyniki oraz sposób prowadzenia działalności będą uzależnione od ostatecznego kształtu trójpaka energetycznego, a w szczególności od wysokości przyjętych współczynników korekcyjnych dla produkcji w odnawialnych źródłach energii; ceny uprawnień do emisji CO2. Wzrost cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla będzie oznaczać wyższe koszty dla wytwórców energii; wielkość zmian cen surowców. Wzrost cen surowców wykorzystywanych do produkcji energii będzie miał niekorzystny wpływ na wyniki spółek; ryzyko regulacyjne związane z taryfami. Taryfy dotyczące usług dystrybucyjnych, sprzedaży energii do odbiorców z grupy G oraz sprzedaży ciepła zatwierdzane są przez prezesa URE. Wysokość zatwierdzonych przez prezesa URE taryf może być niższa niż wysokość wnioskowana. 18

19 DANE FINANSOWE BILANS [mln PLN] P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Aktywa trwałe Rzeczowe aktywa trwałe Wartości niematerialne i prawne Pozostałe aktywa trwałe Aktywa obrotowe Zapasy Należności handlowe Pozostałe aktywa obrotowe Inwestycje krótkoterminowe Aktywa trwałe przezn. do sprzedaży AKTYWA RAZEM Kapitał własny Kapitał podstawowy Zysk (strata) z lat ubiegłych Kapitał mniejszości Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania handlowe Pozostałe PASYWA RAZEM Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT [mln PLN] P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody netto ze sprzedaży Koszt własny sprzedaży Zysk (strata) brutto ze sprzedaży Pozostałe przychody operacyjne Koszty sprzedaży i ogólnego zarządu Pozostałe koszty operacyjne EBITDA EBIT Przychody finansowe Koszty finansowe Zysk (strata) brutto Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto akcjonariuszy Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. 19

20 CASH FLOW [mln PLN] P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przepływy z działalności operacyjnej Zysk (strata) netto Korekty Amortyzacja Odsetki i udziały w zyskach Zmiana stanu zapasów Zmiana stanu należności Zmiana stanu zob. handlowych Pozostałe korekty Przepływy z działalności inwestycyjnej Nakłady inwestycyjne (CAPEX) Pozostałe Przepływy z działalności finansowej Wpływy Emisja akcji Kredyt Przychody finansowe Pozostałe Wydatki Wypłata dywidendy Spłata kredytu Koszty finansowe Pozostałe Zmiana stanu środków pieniężnych Środki pieniężne na początku okresu Środki pieniężne na koniec okresu Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. DANE FINANSOWE P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody zmiana r/r 23,6% 1,6% -2,7% 2,4% 4,5% 5,9% 14,6% 10,1% 4,0% 4,1% 3,5% 3,1% EBITDA zmiana r/r 14,0% 2,1% -9,2% -1,5% 8,2% 7,1% 24,0% 16,0% 1,8% -0,4% 2,6% 2,1% EBIT zmiana r/r 18,6% -5,9% -16,5% -6,8% 8,1% 3,7% 36,7% 32,3% 3,4% -0,7% 5,1% 4,1% Zysk netto zmiana r/r 24,1% -12,8% -22,5% -20,4% -9,5% -13,7% 51,8% 51,1% 7,1% 1,0% 8,4% 7,1% Marża brutto na sprzedaży 9,1% 9,5% 8,3% 7,7% 7,9% 7,8% 9,0% 10,5% 10,5% 10,1% 10,2% 10,3% Marża EBITDA 16,1% 16,1% 15,1% 14,5% 15,0% 15,2% 16,4% 17,3% 16,9% 16,2% 16,0% 15,9% Marża EBIT 8,7% 8,1% 6,9% 6,3% 6,5% 6,4% 7,6% 9,2% 9,1% 8,7% 8,8% 8,9% Marża netto 8,2% 7,0% 5,6% 4,4% 3,8% 3,1% 4,1% 5,6% 5,8% 5,6% 5,8% 6,1% COGS / Przychody 90,9% 90,5% 91,7% 92,3% 92,1% 92,2% 91,0% 89,5% 89,5% 89,9% 89,8% 89,7% SG&A / Przychody 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% SG&A / COGS 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% ROE 7,8% 6,5% 4,8% 3,7% 3,3% 2,8% 4,1% 6,0% 6,2% 6,0% 6,3% 6,6% ROA 6,0% 5,0% 3,6% 2,5% 2,0% 1,6% 2,2% 3,3% 3,5% 3,5% 3,7% 4,0% Dług netto Dług netto / EBITDA -0,7-0,6 0,5 2,0 3,2 3,9 3,1 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 Dług netto / EBIT -1,3-1,1 1,2 4,7 7,3 9,3 6,7 4,6 4,1 3,8 3,2 2,8 EV CAPEX / Przychody 12,1% 19,0% 28,6% 32,4% 30,1% 25,2% 10,5% 8,0% 7,7% 7,1% 6,8% 7,0% CAPEX / Amortyzacja 164,5% 235,7% 352,1% 396,7% 355,6% 287,2% 119,5% 98,6% 98,7% 94,1% 94,4% 100,0% Amortyzacja / Przychody 7,3% 8,1% 8,1% 8,2% 8,5% 8,8% 8,8% 8,1% 7,8% 7,5% 7,2% 7,0% Źródło: Spółka, DM Banku BPS S.A. 20