ZE PAK (ZEP) KUPUJ 29,6 PLN

Transkrypt

1 Wycena Cena bieżąca [PLN] 26,05 Cena docelowa [PLN] 29,6 Potencjał do wzrostu / spadku 13,6% Wycena DCF [PLN] 27,0 Wycena porównawcza [PLN] 32,1 Podstawowe dane Kapitalizacja [mln PLN] 1 355,3 Ilość akcji [mln szt.] 52,0 Max/min 52 tyg. [PLN] 31,60/25,30 Średni dzienny obrót (3M, tys. PLN) 1 221,8 Struktura akcjonariatu (głosów na WZA) Zygmunt Solorz-Żak 50,36% ING OFE 11,53% Pozostali 38,11% Profil firmy Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin jest pionowo zintegrowanym przedsiębiorstwem zajmującym się wytwarzaniem energii. Grupa prawie cała energię wytwarza w oparciu o węgiel brunatny, zaś po przejęciu dwóch kopalń węgla brunatnego spółka w całości zaspokaja zapotrzebowanie na ten surowiec z własnych źródeł. ZE PAK nie posiada aktywów dystrybucyjnych i jest w większym stopniu narażony na wahania cen energii na rynku hurtowym. Grupa korzysta z rekompensat z tytułu rozwiązania KDT. Udział grupy w krajowej produkcji energii wynosi 7,1%. Kurs ZE PAK na tle indeksów ZE PAK WIG WIG-ENERGIA 22 paź 12 gru 12 lut 13 kwi 13 Analityk Damian Szparaga, MPW damian.szparaga@dmbps.pl tel. (22) Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki energetycznej ZE PAK od zalecenia KUPUJ z ceną docelową na poziomie 29,6 PLN. Od dnia debiutu na GPW akcje spółki radziły sobie lepiej niż indeks spółek energetycznych WIG-ENERGIA, niemniej jednak widzimy dalszy potencjał do wzrostu kursu, który szacujemy na 13,6%. Rynkowa wartość przedsiębiorstwa będącego właścicielem m.in. bloków na węgiel brunatny o mocy 464 MW, 800 MW oraz kopalń szacowana jest obecnie na 2,3 mld PLN, podczas gdy najtańsza oferta na budowę bloku o mocy 450 MW w Turowie zakładała koszt 4,7 mld PLN. Dlatego uważamy, że rynek istotnie nie doszacowuje wartości aktywów wytwórczych, szczególnie biorąc pod uwagę fakt, że blok w Elektrowni Pątnów II (464 MW) został oddany w 2008 r., a jego eksploatacja potrwa przez blisko 40 lat. Nabycie kopalń węgla brunatnego sposobem na kontrolę kosztów W lipcu 2012 r. grupa nabyła od Skarbu Państwa pakiet 85% akcji Kopalni Węgla Brunatnego Adamów i Kopalni Węgla Brunatnego Konin za łączną kwotę 175,5 mln PLN. Dzięki tej transakcji grupa ZE PAK stała się pionowo zintegrowanym przedsiębiorstwem wytwórczym, uniezależnionym od wahań cen podstawowego paliwa. Obecnie eksploatowane złoża wystarczą na ok. 10 lat, natomiast prowadzone są prace nad uruchamianiem nowych odkrywek, które mają zapewnić ciągłość dostaw do Elektrowni Pątnów I i Pątnów II. Wytwarzanie w oparciu o najtańsze paliwo Podstawowym paliwem wykorzystywanym przez spółkę jest węgiel brunatny, który jest surowcem tańszym od węgla kamiennego. Dlatego przy niższych cenach energii, wytwarzanie w ZE PAK pozostaje opłacalne, co stawia spółkę w korzystnej sytuacji w przeciwieństwie do spółek produkujących energię w oparciu o węgiel kamienny. Modernizacja aktywów wytwórczych W elektrowni Pątnów I przebiega proces modernizacji, dzięki któremu poprawią się parametry eksploatacyjne bloków energetycznych. Modernizacja powinna przełożyć się na niższe zużycie paliwa oraz niższe koszty emisji CO2. Ponadto wydłużona zostanie żywotność bloków, których termin odstawienia przesunie się na lata Obecnie mniej ryzykowna i tańsza jest modernizacja bloków energetycznych niż ich budowa od podstaw, zwłaszcza biorąc pod uwagę m.in. ceny zawarte w ofertach na budowę bloku w Elektrowni Turów, dlatego decyzję o modernizacji Elektrowni Pątnów I oceniamy pozytywnie. Ceny energii a wyniki spółki Niższe hurtowe ceny energii elektrycznej sprawiają, że w kolejnych latach wyniki w całej energetyce ulegną pogorszeniu. Oszacowując wartość grupy ZE PAK bierzemy pod uwagę słabsze wyniki w 2013 r. Spodziewamy się, że skonsolidowane przychody ze sprzedaży wyniosą 2 603,0 mln PLN (-4,4% r/r), natomiast EBITDA oraz zysk netto wyniosą odpowiednio 658,2 mln PLN (-10,5% r/r) oraz 247,7 mln PLN (-34,9% r/r). Poprawa sytuacji w energetyce powinna nastąpić w przypadku polepszenia się kondycji gospodarki P 2014P 2015P 2016P Przychody [mln PLN] 2 723, , , , ,8 zmiana r/r 1,3% -4,4% -1,1% 6,1% 6,6% EBITDA [mln PLN] 735,1 658,2 567,0 632,0 674,2 marża EBITDA 27,0% 25,3% 22,0% 23,1% 23,2% EBIT [mln PLN] 451,6 332,6 229,0 254,1 247,3 marża EBIT 16,6% 12,8% 8,9% 9,3% 8,5% Zysk netto [mln PLN] 380,8 247,7 148,4 135,8 107,0 marża ZN 14,0% 9,5% 5,8% 5,0% 3,7% P/BV (x) 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 P/E (x) 3,6 5,5 9,1 10,0 12,7 EV/EBITDA (x) 3,0 3,2 4,6 5,2 5,1 EV/EBIT (x) 4,9 6,3 11,4 12,9 13,8 Źródło: DM Banku BPS S.A., P - prognoza skonsolidowanych wyników spółki, wskaźniki obliczone przy cenie rynkowej wynoszącej 26,05 PLN/akcja. 1

2 PODSUMOWANIE WYCENY Wycena akcji grupy ZE PAK 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 ZE PAK na poziomie 27,0 PLN. Do oszacowania wartości akcji wykorzystaliśmy także metodę porównawczą, w której grupę porównawczą stanowiły spółki zbliżone swoim profilem działalności do grupy ZE PAK. Wycena porównawcza została oparta na prognozowanych na lata wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA. Ze względu na brak segmentu dystrybucji zdecydowaliśmy się na zastosowanie 10% dyskonta w stosunku do spółek grupy porównawczej. Ten sposób wyceny implikuje wartość jednej akcji na poziomie 32,1 PLN. Wycena końcowa jest średnią arytmetyczną zastosowanych metod i wynosi 29,6 PLN. PODSUMOWANIE WYCENY Waga PLN Wycena modelem DCF 50% 27,0 Wycena metodą porównawczą 50% 32,1 Wycena 1 akcji [PLN] 29,6 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 27,0 PLN w przeliczeniu na 1 akcję grupy ZE PAK. Założenia przyjęte do wyceny DCF: Założenia do wyceny DCF P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Cena energii elektrycznej BASE [PLN/MWh] 205,2 179,4 164,4 173,0 183,5 193,1 202,8 212,7 223,0 233,0 241,4 248,9 dynamika r/r -12,5% -8,4% 5,2% 6,0% 5,2% 5,1% 4,9% 4,9% 4,5% 3,6% 3,1% Cena uprawnień do emisji CO2 [EUR] 14,8 7,9 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 4,0 4,3 4,5 4,8 5,1 dynamika r/r -46,5% -62,1% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Cena zielonych certyfikatów [PLN/MWh] 281,4 251,2 155,0 230,0 280,1 286,6 286,7 286,7 286,7 286,7 286,7 286,7 dynamika r/r -10,7% -38,3% 48,4% 21,8% 2,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Produkcja energii elektrycznej netto [TWh] 10,1 10,2 10,6 10,7 10,8 11,0 11,5 8,6 8,6 8,6 8,6 8,6 dynamika r/r 1,0% 3,7% 0,8% 1,2% 2,1% 4,3% -25,3% 0,0% 0,3% -0,3% 0,0% Sprzedaż energii odbiorcom końcowym [TWh] 0,0 0,0 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 dynamika r/r -0,9% 126% 33,8% 58,7% 26,4% 2,1% -1,6% 0,2% 0,2% 0,2% 0,2% Zużycie węgla brunatnego (mln ton) 13,7 13,7 14,1 14,2 14,0 13,9 13,5 9,3 9,3 9,3 9,3 9,3 dynamika r/r -0,1% 3,0% 0,9% -1,3% -0,7% -2,8% -31,5% 0,0% 0,3% -0,3% 0,0% Emisja CO2 (mln ton) 12,7 13,0 13,0 12,9 12,8 12,8 12,5 8,6 8,6 8,6 8,6 8,6 dynamika r/r 2,4% -0,1% -0,4% -1,2% -0,1% -1,8% -31,3% 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 oraz szybki rozwój energetyki wiatrowej o niemalże zerowym koszcie zmiennym. W 2013 r. zakładamy spadek średniej ceny dostaw w paśmie o 8,4% r/r. Średnia cena w 1Q 13 kształtowała się na poziomie powyżej 160 PLN/MWh, czyli podobnie jak w grudniu ub. r., niemniej jednak konieczność dokupienia pozwoleń na emisję CO2 przez grupy energetyczne wpłynie naszym zdaniem na wzrost cen poprzez częściowe wliczenie tych kosztów do cen energii. Dlatego też w 2013 r. przyjęliśmy średnią cenę dostaw pasmowych na poziomie 164,4 PLN/MWh (-8,4% r/r). W latach szacujemy roczny wzrost ceny energii elektrycznej na poziomie około 5,1%, który po 2021 r. wyhamuje do około 3,1% rocznie. 2. W 2013 r. zakładamy spadek średniej ceny zielonego certyfikatu do poziomu około 155 PLN (-38% r/r), co odzwierciedla szacunkowy dodatkowy koszt zastąpienia surowca konwencjonalnego biomasą. W kolejnym roku zakładamy wzrost cen zielonych certyfikatów do około 230 PLN, który uzasadniamy z jednej strony możliwą 2

3 reakcją na przyjęcie trójpaka energetycznego oraz nadal wysoką nadpodażą świadectw (5 TWh po rozliczeniu przy około TWh zapotrzebowania w 2013 r.). W kolejnych latach zakładamy wzrost ceny do poziomu opłaty zastępczej (286,74 PLN/MWh). 3. Wraz z początkiem 2014 r. zakładamy wejście w życie trójpaka energetycznego, co będzie miało 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. 4. Spodziewamy się istotnego ograniczenia ilości współspalanej biomasy już od 1Q 13 oraz całkowitego odejścia od współspalania w 3Q 13. W efekcie końcowym grupa osiągać będzie niższe przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia. 5. Zakładamy kontraktację sprzedaży energii z rocznym wyprzedzeniem na poziomie ok. 65% planowanej produkcji energii. 6. Zakładamy modernizację Elektrowni Pątnów I, której końcowym rezultatem po 2015 r. będzie poprawa sprawności wytwarzania do 37,5%, spadek współczynnika emisyjności CO2 do 1,05 t/mwh oraz wzrost mocy modernizowanych bloków łącznie o 73 MW. Szacujemy, że nakłady inwestycyjne na ten cel w latach wyniosą ok. 1,5 mld PLN. 7. Oczekujemy wycofania z eksploatacji bloku nr 6 w Elektrowni Pątnów I w 2017 r., co nie wpłynie jednak na spadek produkcji energii (ze względu na instalację odsiarczania spalin zamiennie będą mogły pracować 4 z 5 bloków). 8. W 2018 r. zakładamy odstawienie bloków w Elektrowni Adamów o łącznej mocy 600 MW, co doprowadzi do skokowego spadku przychodów i istotnego pogorszenia się sytuacji finansowej grupy. Szczególnie negatywnie odbije się to na segmencie wydobycia (spadek wydobycia w KWBA poprzez spadek zapotrzebowania na węgiel brunatny). 9. Obecne realia rynkowe nie uzasadniają budowy bloku gazowo-parowego o mocy 400 MWe i 45 MWt w Adamowie dlatego zakładamy, że ten blok nie powstanie. 10. Od 2017 r. zakładamy wyłączenia jednostek o mocy 143 MWe i 336 MWt w Elektrowni Konin. 11. Zakładamy, że projekt budowy bloku gazowo-parowego w Koninie o mocy 120 MWe i 90 MWt wejdzie w fazę realizacji i zostanie oddany na koniec 2016 r. Szacujemy CAPEX na ten cel w wysokości ok. 600 mln PLN zostanie poniesiony głównie w latach Spodziewamy się, że produkcja energii w bloku biomasowym w Elektrowni Konin oddanym w połowie 2012 r. wyniesie około 400 GWh rocznie. 13. W modelu nie zakładamy, że dojdzie do skutku budowa farm wiatrowych o mocy 200 MW na terenach przeznaczonych do rekultywacji. 14. Zakładamy zamrożenie płac w kopalniach do 2015 r. oraz spadek liczby zatrudnionych osób, szczególnie po wyłączeniu bloków w Elektrowni Adamów. W wyniku restrukturyzacji zakładamy zauważalny spadek kosztów zarządu. 15. W 2015 r. oczekujemy rozpoczęcia prac w zakresie przygotowania do eksploatacji złóż węgla brunatnego w odkrywkach Ościsłowo i Dęby Szlacheckie. Szacujemy poniesienie łącznego CAPEXu na ten cel w kwocie 600 mln PLN. 16. Zakładamy, że nabyty Elektrim-Volt wejdzie w skład segmentu wytwarzania, dlatego właśnie tam będą zawarte wyniki działalności tej spółki. 17. Zakładamy, że po nabyciu spółki Elektrim-Volt grupa będzie zwiększać sprzedaż energii do klientów końcowych grupy taryfowej C. Naszym zdaniem wolumen sprzedaży energii do klientów końcowych w 2016 r. zbliży się do 250 GWh. 18. Zakładamy, że wolumen handlowanej przez grupę energii wynosić będzie ok. 1,5 TWh rocznie, natomiast część zakupionej przez Elektrim-Volt energii pochodzić będzie ze spółek wytwórczych grupy (umowy bilateralne). 19. Wyniki działalności w segmencie Remonty oraz Pozostałe oszacowaliśmy na podstawie historycznych rezultatów działalności. 20. Szacujemy, że ze względu na niższą emisję niż przydział darmowych pozwoleń, grupa ZE PAK zaoszczędziła około 5 mln pozwoleń do emisji CO2. 3

4 21. Oczekujemy, że przychody z rekompensat z tytułu przedterminowego rozwiązania KDT w 2013 r. wyniosą 115 mln PLN, natomiast w latach wynosić będą 80 mln PLN rocznie. W latach prognozujemy ich wielkość na poziomie 60 mln PLN rocznie. 22. W latach zakładamy wyższy CAPEX, wynoszący około 1,0-1,2 mld PLN rocznie, poniesiony głównie ze względu na modernizację aktywów wytwórczych w Elektrowni Pątnów I oraz budowę bloku gazowo-parowego w Koninie, co wpłynie niekorzystnie na wysokość strumieni FCFF. W kolejnych latach zakładamy stopniowy spadek nakładów inwestycyjnych, które od 2019 r. wynosić będą ok. 140 mln PLN rocznie i będą związane głównie z utrzymaniem w eksploatacji istniejących odkrywek oraz elektrowni. 23. W celu zrealizowania inwestycji konieczne będzie zwiększenie finansowania zewnętrznego, co wg naszych szacunków do roku 2016 zwiększy poziom długu netto o ponad 1,2 mld PLN. Wpłynie to szczególnie niekorzystnie na saldo z działalności finansowej grupy w latach , co z kolei obniżać będzie wynik przed opodatkowaniem o około 115 mln PLN rocznie. Wskaźnik długu netto do EBITDA osiągnie najwyższy poziom w 2018 r., i osiągnie poziom (3,10 vs. 1,18 na koniec 2012 r.). Po 2018 r. wskaźnik ten zacznie się poprawiać, by na koniec 2022 r. osiągnąć wartość 0, Do wyliczenia wartości rezydualnej skorygowaliśmy w dół przepływ FCF z roku 2022 o kwotę 60 mln PLN ze względu na zawarte w tym przepływie rekompensaty KDT, natomiast do wyceny końcowej dodaliśmy wartość bieżącą rekompensat KDT z okresu , która wynosi 81 mln PLN. 25. Zgodnie z zapowiedzią zarządu zakładamy wypłatę dywidendy za 2012 r. w kwocie 1,62 PLN na akcję, tj. 84,3 mln PLN. Wskaźnik wypłaty dywidendy (payout ratio) został ustalony na poziomie 30% do 2017 r. włącznie, zaś po tym okresie na poziomie 50%. 26. W całym okresie prognozy przyjęliśmy kurs EUR w wysokości 4,10 PLN. 27. Stopa wolna od ryzyka została ustalona na poziomie średniej rentowności 10-letnich obligacji skarbowych w ciągu ostatniego miesiąca (3,6%). 28. Premia za ryzyko została ustalona na poziomie 5%. 29. Przyjmujemy współczynnik beta na poziomie 1, W całym okresie prognozy przyjmujemy stopę podatkową na poziomie 19%. 31. Współczynnik dyskonta w 2013 r. został skorygowany o okres, jaki minął od początku roku. 32. Zakładamy wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCF) po okresie szczegółowej prognozy w wysokości 0%. 33. W okresie rezydualnym zakładamy, że nakłady inwestycyjne (CAPEX) będą równe amortyzacji. 34. W okresie rezydualnym zakładamy 10% udział długu w strukturze kapitału. 35. Poziom długu netto został przyjęty zgodnie ze stanem na koniec 2012 r., który wynosi 869 mln PLN. 36. Wycena została sporządzona na dzień r. Podsumowanie Spadek przychodów w 2014 r. wynika głównie z niższych wpływów uzyskanych ze sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, co będzie głównie następstwem kontraktacji sprzedaży po niższych cenach terminowych w 2013 r. Szacujemy, że średnie ceny sprzedaży energii w 2013 i 2014 r. wyniosą około 182 i 176 PLN/MWh wobec ok. 203 PLN/MWh w 2012 r. Istotny wpływ dla spółki będzie miało odstawienie mocy wytwórczych w Adamowie w 2018 r. Dlatego w tym roku oczekujemy skokowego spadku przychodów oraz pogorszenia się wyników operacyjnych w segmentach wytwarzania (spadek produkcji energii) oraz wydobycia (spadek zapotrzebowania na węgiel). W efekcie marża EBITDA spadnie w 2018 r. poniżej poziomu 20%. W latach kolejnych grupa poniesie już 100% kosztów emisji CO2, przez co przyrost kosztów z tym związanych będzie znacznie wolniejszy, co pozwoli na odbudowę marży EBITDA do poziomu 23,9% w 2022 r. Zakładamy spadek dynamiki przychodów z ok. 4,2% w latach do 2,7% w ostatnim roku szczegółowej prognozy na skutek niższej dynamiki wzrostu cen energii. 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 7,2% 6,9% 6,5% 6,6% 6,7% 6,9% 7,2% 7,5% 7,9% 8,4% Współczynnik dyskontowy 1,0 0,9 0,8 0,8 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,5 DFCFF Suma DFCFF Stopa wzrostu FCFF po okresie prognozy 0,0% Wartość rezydualna 2335 Zdyskontowana wartość rezydualna Wartość brutto przedsiębiorstwa (EV) Wartość długu 1294 Gotówka i jej ekwiwalent 425 Wartość długu netto 869 Kapitały mniejszości 0 Zdyskontowane KDT ( ) 79 Wartość kapitału dla akcjonariuszy Ilość akcji [w mln] 52 Cena jednej akcji wynikająca z DCF [PLN] 27,0 Przychody zmiana r/r -4,4% -1,1% 6,1% 6,6% 10,6% -15,3% 4,2% 4,3% 3,4% 2,7% EBIT zmiana r/r -26,4% -31,1% 11,0% -2,7% 4,6% -66,5% 130,5% 20,4% 21,0% 9,0% FCF zmiana r/r 650,2% - 41,3% % 10,2% 42,3% 5,6% 8,9% 3,0% Marża EBITDA 25,3% 22,0% 23,1% 23,2% 22,2% 19,9% 22,8% 23,1% 23,8% 23,9% Marża EBIT 12,8% 8,9% 9,3% 8,5% 8,0% 3,2% 7,0% 8,1% 9,5% 10,1% Marża NOPLAT 10,3% 7,2% 7,5% 6,9% 6,5% 2,6% 5,7% 6,6% 7,7% 8,1% CAPEX / Przychody 15,7% 36,3% 41,8% 20,8% 11,0% 8,4% 5,0% 4,8% 4,5% 4,5% CAPEX / Amortyzacja 125,7% 276,4% 302,0% 141,6% 77,5% 50,2% 31,4% 32,3% 31,5% 32,2% Źródło: DM Banku BPS S.A. Kalkulacja WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P >2022P Stopa wolna od ryzyka 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 3,6% 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 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% Koszt kapitału własnego 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% 8,6% Udział kapitału własnego 63,7% 54,3% 46,2% 46,8% 50,9% 55,5% 63,2% 71,8% 82,2% 93,9% 90,0% Koszt kapitału obcego 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% Udział kapitału obcego 36,3% 45,7% 53,8% 53,2% 49,1% 44,5% 36,8% 28,2% 17,8% 6,1% 10,0% WACC 7,2% 6,9% 6,5% 6,6% 6,7% 6,9% 7,2% 7,5% 7,9% 8,4% 8,2% Źródło: DM Banku BPS S.A. 5

6 Wrażliwość wyceny grupy ZE PAK 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 Źródło: DM Banku BPS S.A. wzrost/spadek FCF w okresie rezydualnym -2,0% -1,5% -1,0% -0,5% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 0,7 28,4 29,9 31,6 33,5 35,6 38,1 41,1 44,6 48,8 0,8 26,2 27,5 28,9 30,6 32,4 34,6 37,1 40,0 43,5 0,9 24,1 25,3 26,5 28,0 29,6 31,5 33,6 36,0 38,9 1,0 22,2 23,2 24,4 25,6 27,0 28,7 30,5 32,6 35,0 1,1 20,4 21,3 22,4 23,5 24,7 26,1 27,7 29,5 31,6 1,2 18,8 19,6 20,5 21,5 22,6 23,9 25,3 26,8 28,6 1,3 17,3 18,0 18,8 19,7 20,7 21,8 23,0 24,4 25,9 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% 36,7 38,9 41,5 44,5 48,1 52,3 57,5 64,1 72,4 3,0% 30,9 32,6 34,5 36,7 39,2 42,2 45,7 49,9 55,1 premia za ryzyko 4,0% 26,2 27,5 28,9 30,6 32,4 34,6 37,1 40,0 43,5 5,0% 22,2 23,2 24,4 25,6 27,0 28,7 30,5 32,6 35,0 6,0% 18,8 19,6 20,5 21,5 22,6 23,9 25,3 26,8 28,6 7,0% 15,9 16,5 17,3 18,1 18,9 19,9 21,0 22,2 23,5 8,0% 13,3 13,8 14,4 15,1 15,8 16,6 17,4 18,4 19,4 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% 54,8 52,4 50,2 48,1 46,1 44,2 42,5 40,8 39,2 3,0% 47,1 44,2 41,6 39,2 37,0 35,0 33,1 31,3 29,6 premia za ryzyko 4,0% 40,8 37,7 35,0 32,4 30,1 28,0 26,1 24,3 22,6 5,0% 35,6 32,4 29,6 27,0 24,7 22,6 20,7 18,9 17,3 6,0% 31,3 28,0 25,2 22,6 20,3 18,3 16,4 14,7 13,1 7,0% 27,5 24,3 21,5 18,9 16,7 14,7 12,8 11,2 9,7 8,0% 24,3 21,1 18,3 15,8 13,6 11,6 9,9 8,3 6,8 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. Ze względu na fakt, że grupa ZE PAK w swoich aktywach nie posiada segmentu dystrybucji energii elektrycznej, zdecydowaliśmy się na zastosowanie 10% dyskonta w stosunku do spółek z grupy porównawczej. Biorąc pod uwagę wskaźnik P/E dla 2013 r., grupa ZE PAK notowana będzie z 36,2% dyskontem w stosunku do mediany wskaźników spółek grupy porównawczej. Natomiast w latach grupa będzie notowana z premią wynoszącą odpowiednio 1,7% oraz 11,9%. Analizując wskaźnik EV/EBITDA w okresie , to dla ZE PAK przyjmie on niższą wartość, niż zakłada rynkowy konsensus dla spółek z sektora energetycznego. Dyskonto dla 2013 r. wyniesie -29,2%, zaś dla kolejnych lat ukształtuje się na poziomach -16,2% i -25,1%. Na podstawie przeprowadzonych analiz, jedną akcję grupy ZE PAK wyceniamy na kwotę 32,1 PLN, czyli o około 23,2% więcej niż aktualna cena rynkowa. WYCENA PORÓWNAWCZA Kapitalizacja [mln EUR] P/E EV/EBITDA 2013P 2014P 2015P 2013P 2014P 2015P EDF ,8 8,1 7,4 4,8 4,5 4,3 EDP ,8 17,0 13,0 7,5 6,6 5,9 ENDESA ,3 8,6 8,3 4,0 3,9 3,9 ENEL SPA ,4 8,2 7,6 6,2 6,1 6,0 E.ON ,4 9,9 9,9 5,3 5,1 5,2 FORTUM OYJ ,8 11,1 10,8 8,5 8,5 8,4 GDF SUEZ ,0 11,4 10,8 6,8 6,8 6,6 IBERDROLA ,9 9,2 8,5 6,7 6,5 6,2 RWE ,7 7,4 7,6 3,7 3,8 3,8 CEZ ,6 8,2 8,7 5,8 6,0 6,1 PGE ,3 10,8 9,8 4,2 4,2 3,8 TAURON ,2 11,8 12,2 3,8 3,9 3,6 ENEA ,4 11,7 11,0 2,8 2,9 2,6 MEDIANA ,4 9,9 9,8 5,3 5,1 5,2 Mediana po uwzględnieniu 10 % dyskonta 8,6 9,0 8,9 4,8 4,7 4,7 ZE PAK 330 5,5 9,1 10,0 3,4 3,9 3,5 Premia / dyskonto -36,2% 1,7% 11,9% -29,2% -16,2% -25,1% Wycena wg wskaźnika 40,8 25,6 23,3 36,8 31,1 34,8 Waga roku 33% 33% 33% 33% 33% 33% Wycena wg wskaźników 29,9 34,2 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena 1 akcji ZE PAK Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. 32,1 7

8 RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Niższe zużycie energii w 1Q 13 przekłada się na ceny Spowolnienie gospodarcze ma duży wpływ na spadek krajowego zużycia energii. Jak wynika z danych opublikowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, krajowe zużycie energii elektrycznej w 1Q 13 spadło o 1,82% r/r, natomiast produkcja ogółem spadła o 0,47% r/r. Produkcja energii na węglu kamiennym w tym okresie była wyższa o 1,24% r/r, natomiast produkcja na węglu brunatnym była niższa o 3,55% r/r, co wiąże się przede wszystkim z wyłączeniem z eksploatacji bloku nr 9 o mocy 206 MW w Elektrowni Turów. GWh Krajowe zużycie energii elektrycznej 4% 2% 0% -2% -4% -6% -8% -10% -12% PLN/MWh Ceny energii na rynku hurtowym TGE Dynamika zużycia r/r (prawa oś) Źródło: PSE, TGE, DM Banku BPS S.A. Spadek zużycia energii przekłada się na niższe ceny hurtowe na rynku. Ceny hurtowe mają większe znaczenie dla wyników spółek, które więcej energii wytwarzają niż sprzedają, takich jak ZE PAK oraz PGE. Jednakże w przeciwieństwie do pozostałych grup, produkcja energii w tych podmiotach oparta jest na węglu brunatnym, paliwie tańszym niż węgiel kamienny. Ceny spotowe energii wciąż znajdują się poniżej poziomu 160 PLN/MWh, jednak w ostatnim czasie dynamika ich spadku wyhamowała. To samo można powiedzieć o cenach w kontraktach na 2014 r. Od lutego br. transakcje dostaw pasmowych na przyszły rok zawierane są w okolicach PLN/MWh. Naszym zdaniem jednym z czynników powodującym stabilizację cen hurtowych jest niższy przyrost energii wyprodukowanej przez elektrownie wiatrowe, których koszt zmienny jest bliski zera. W 1Q 13 nastąpił wzrost ilości energii elektrycznej wyprodukowanej przez elektrownie wiatrowe o 1,1% r/r, podczas gdy w ubiegłym roku w porównaniu z 2011 r. wzrost ten wyniósł aż 41,3% r/r. Cykl inwestycyjny w farmy wiatrowe trwa ok. 2 lat, dlatego ze względu na niepewny kształt nowej ustawy o OZE nie spodziewamy się, aby w 2013 r. nastąpił szybszy przyrost mocy w elektrowniach wiatrowych niż miało to miejsce w 2012 r. Szybki wzrost mocy w elektrowniach wiatrowych dokonany w ostatnim czasie powodował wypychanie z rynku elektrowni konwencjonalnych, których koszt zmienny jest nieporównywalnie wyższy, co z kolei stwarzało presję na ceny energii w hurcie. Starsze elektrownie węglowe o niskiej sprawności, nie wspominając już instalacjach zasilanych gazem ziemnym, nie są w stanie konkurować z dotowanym OZE. 140 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 Mies. kurs BASE BASE_Y-12 BASE_Y-13 BASE_Y-14 BASE_Y-15 Ceny energii elektrycznej na TGE PLN/MWh kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 BASE PEAK PLN/MWh Ceny energii elektrycznej na TGE (średnia z 7 dni) 100 kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 BASE PEAK Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. 8

9 Zdolności przesyłowe połączeń transgranicznych krajowego systemu energetycznego (KSE) są ograniczone, dlatego ceny energii w kraju różnią się od cen na rynku niemieckim, austriackim czy czeskim. Zdolności przesyłowe ogranicza dodatkowo duża produkcja zielonej energii z farm wiatrowych zlokalizowanych na północy Niemiec, która jest także transportowana sieciami przesyłowymi na południe Niemiec czy do Austrii m.in. przez terytorium Polski, co powoduje przeciążenia sieci. Kwestia ta ma zostać rozwiązana w perspektywie kilku najbliższych lat, poprzez instalację na interkonektorach przesuwników fazowych, czyli transformatorów pozwalających regulować przepływy energii. W miarę wzrostu zdolności przesyłowych, różnica w cenach energii pomiędzy rynkiem krajowym a niemieckim powinna się zmniejszać. W ciągu ostatniego roku cena pasma na TGE wynosiła średnio około 40 EUR/MWh, podczas gdy w Niemczech, Czechach i Austrii była wyższa o około 1,5 EUR, a we Francji o ponad 6 EUR. Cena energii elektrycznej w paśmie (średnia z 7 dni) EUR/MWh kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi Niemcy Czechy Francja Austria Polska Cena energii elektrycznej w szczycie (średnia z 7 dni) EUR/MWh kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 Niemcy Czechy Francja Austria Polska Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. Plany inwestycyjne w sektorze rewizja Niskie obecnie ceny energii nie uzasadniają planów budowy bloków energetycznych. Ze względu na niższą niż prognozowano dynamikę zużycia energii, możliwy deficyt mocy w KSE nie jest tak oczywisty jak wydawało się wcześniej. Potwierdzeniem tezy o niższym ryzku wystąpienia deficytu mocy może być wyższy poziom efektywności energetycznej, generacja energii przez prosumentów oraz przetargi na tzw. negawaty, czyli zmniejszenie wielkości pobieranej z sieci mocy przez urządzenia odbiorców na polecenie operatora systemu przesyłowego (OSP). Pierwszy przetarg na negawaty został już rozstrzygnięty, OSP zapłaci Polskiej Grupie Energetycznej 750 PLN za każdą megawatogodzinę zmniejszonego zapotrzebowania na energię. Spółki energetyczne zrewidowały plany w zakresie budowy nowych mocy wytwórczych. Na początku kwietnia br. PGE podjęło decyzję o rezygnacji z budowy bloków energetycznych o mocy 2x900 MW w Elektrowni Opole, spółka zamierza skupić się na wytwarzaniu w oparciu o węgiel brunatny. Jeśli chodzi o większe inwestycje, to we wrześniu 2012 r. Energa zawiesiła projekt budowy bloku o mocy MW w Ostrołęce, zaś w grudniu 2012 r. francuski EdF podjął decyzję o wstrzymaniu budowy bloku o mocy 900 MW w Elektrowni Rybnik, choć tutaj na decyzję miała jeszcze wpływ kwestia braku przydziału darmowych uprawnień do emisji CO2. W obecnych warunkach rynkowych istnieje duża szansa, że nie powstanie blok gazowo-parowy o mocy 840 MW w Elektrowni Blachownia. Paliwem dla wszystkich porzuconych projektów miał być węgiel kamienny. Obecnie realizowane są budowy trzech większych jednostek: w Elektrowni Kozienice Enea buduje blok opalany węglem kamiennym o mocy MW, który ma zostać oddany do użytku w 2017 r. Bloki gazowo-parowe w Stalowej Woli (450 MW) oraz we Włocławku (463 MW), gdzie inwestorami są odpowiednio Tauron wraz z PGNiG oraz PKN Orlen, mają zostać oddane w 2015 r. Tauron zamierza także budować blok o mocy 910 MW oparty na węglu kamiennym w Elektrowni Jaworzno III, którego realnym terminem oddania byłby 2019 r. Kształt trójpaka energetycznego istotnym ryzykiem regulacyjnym W tym miesiącu powróciła debata na temat wsparcia dla wytwórców z odnawialnych źródeł energii. Przedstawiciele ministerstwa gospodarki poinformowali, że planowane jest zachowane dotychczasowego wsparcia dla wytwarzania energii we współspalaniu biomasy z paliwami kopalnymi do 2017 r. Październikowy projekt pakietu ustaw energetycznych zakładał wprowadzenie współczynników korekcyjnych, który dla produkcji energii we współspalaniu biomasy wyniósłby 0,3 co oznaczałoby, że wytwórca otrzymywałby jedynie 30% ilości zielonych certyfikatów w porównaniu do obowiązującego stanu prawnego. Przyjęcie niższego współczynnika korekcyjnego oznaczałoby w praktyce wyeliminowanie współspalania biomasy. Współspalanie byłoby uzasadnione nawet przy współczynniku równym 1, gdyby cena zielonych certyfikatów była wyższa. Obecnie grupy energetyczne rezygnują z wytwarzania energii w ten sposób, ponieważ cena zielonych certyfikatów nie pokrywa wyższych kosztów związanych z zastąpieniem paliwa 9

10 tańszego przez droższe łącznie z uwzględnieniem niższej emisji CO2 (mniejszej ilości potrzebnych pozwoleń EUA). Wartością graniczną w zależności od sprawności jednostki i rodzaju paliwa jest poziom około PLN za jeden zielony certyfikat. Z dużą dozą prawdopodobieństwa można przypuszczać, że wysokie wsparcie dla fotowoltaiki nie zostanie zachowane. Prawdopodobnie zielone certyfikaty nie będą przysługiwać elektrowniom wodnym oddanym do użytku po 1997 r. W kontekście planowanego debiutu, będzie to istotne przy wycenie rynkowej spółki Energa. Nadpodaż świadectw pochodzenia energii Sytuacja na rynku praw majątkowych Towarowej Giełdy Energii w ostatnim czasie nie jest stabilna. W ubiegłym roku problem ten dotyczył czerwonych świadectw pochodzenia przyznawanych wytwórcom za produkcję energii elektrycznej i cieplnej w kogeneracji węglowej. Na przełomie 2012/2013 roku szczególnie uwidoczniła się słabość na rynku zielonych certyfikatów, których cena na TGE spadła nawet do poziomu 100 PLN/MWh wobec 180 PLN/MWh na koniec ubiegłego roku. Natomiast od niespełna dwóch miesięcy słabość okazuje indeks cen żółtych certyfikatów. Ich bieżąca cena spadła obecnie poniżej poziomu 50 PLN/MWh wobec 125 PLN/MWh na koniec 2012 r. Jednak główną przyczyną spadku cen świadectw pochodzenia dla energii wyprodukowanej w wysokosprawnej kogeneracji jest istniejąca luka w prawie, Certyfikaty dotyczące produkcji energii w kogeneracji (żółte i czerwone) są wydawane przez Prezesa URE i nie mogą być umarzane, (po 31 marca 2013 r. nie ma już takiego obowiązku). Taka sytuacja powoduje oczywiście dodatkową nadpodaż żółtych i czerwonych certyfikatów. Szczególnie spadek cen żółtych świadectw pochodzenia energii utrudni planowanie inwestycji z gazowe źródła kogeneracyjne. PLN/MWh Cena zielonych certyfikatów kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 Cena żółtych certyfikatów Cena czerwonych certyfikatów PLN/MWh PLN/MWh kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. Spośród kolorowych certyfikatów to zielone certyfikaty mają największy wpływ na wyniki spółek energetycznych. Podczas gdy jeszcze rok temu ich cena na TGE wynosiła około 280 PLN/MWh, to w chwili obecnej wartość jednego zielonego certyfikatu wynosi zaledwie ok. 120 PLN/MWh (spadek o prawie 60% r/r). Przy aktualnym poziomie cen, produkcja energii we współspalaniu biomasy z paliwami kopalnymi jest nieopłacalna. Przedsiębiorstwa energetyczne otwarcie informują o odejściu od wytwarzania energii i wypowiadają umowy podpisane z dostawcami biomasy. Sytuację przejściowo poprawiłoby utworzenie funduszu skupującego nadwyżki świadectw pochodzenia, jeśli ich ceny spadłyby poniżej określonego poziomu. Rozwiązanie to jest jednak analizowane ze względu na możliwość uznania przez Komisję Europejską takich działań jako niedozwoloną pomoc publiczną. Groźba backloadingu oddalona Od 2013 r. polskie przedsiębiorstwa energetyczne zaczną ponosić koszty emisji CO2 w wyniku spadku udziału darmowych pozwoleń (EUA) w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień na lata (KPRU III). W ostatnich miesiącach ich cena wahała się w granicach 4-5 EUR/EUA, zaś o dalszym kierunku miało zadecydować głosowanie w sprawie tzw. backloadingu. W dniu 16 kwietnia 2013 r. Parlament Europejski odrzucił propozycję forsowaną przez Komisję Europejską, która zakładała wycofanie 900 mln pozwoleń z rynku w latach Wynik głosowania jest korzystny dla spółek energetycznych, które część pozwoleń do emisji będą musiały dokupić. W reakcji na tą informację, kurs EUA natychmiast spadł z poziomu 4,8 EUR/EUA do poziomu ok. 3,0 EUR/EUA (spadek o blisko 40%). Niestety problem backloadingu powróci w przyszłości, bowiem większości głosów nie uzyskała poprawka, która ostatecznie zamknęłaby prace Parlamentu Europejskiego nad propozycją backloadingu. Cena uprawnień do emisji tony CO2 EUR/EUA kwi 12 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. 10

11 GRUPA ZE PAK Podstawowym przedmiotem działalności grupy ZE PAK jest wytwarzanie energii elektrycznej. W skład grupy kapitałowej wchodzi Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin S.A. (jednostka dominująca) oraz osiemnaście spółek zależnych, wśród których największe znaczenie mają ZE PAK S.A., Elektrownia Pątnów II Sp. z o.o. oraz PAK KWBA S.A i PAK KWBK S.A. Poza wymienionymi spółkami w skład grupy wchodzą także podmioty zajmujące się m.in. realizacją robót budowlanych i montażowych, pracami konserwacyjnymi i kompleksową obsługą przemysłu. Akcje spółki zadebiutowały na Giełdzie Papierów Wartościowych w dniu 30 października 2012 r. W ofercie publicznej inwestorzy mogli nabyć 26 mln sztuk akcji spółki należących do skarbu państwa, stanowiących 50% kapitału zakładowego (pula 15% akcji sprzedawanych w ofercie publicznej została przeznaczona dla inwestorów indywidualnych). Cena emisyjna za jedną akcję wyniosła 26,20 PLN, dzięki temu skarb państwa pozyskał ze sprzedaży swojego pakietu ponad 680 mln PLN. Kurs otwarcia w dniu debiutu był identyczny jak cena emisyjna, zaś na zamknięciu wyniósł 25,90 PLN. W chwili obecnej największym akcjonariuszem spółki jest Zygmunt Solorz-Żak, który pośrednio posiada ponad 50% akcji ZE PAK. W wolnym obrocie znajduje się niespełna 40% akcji. W grudniu ubiegłego roku spółka weszła w skład indeksu swig80, natomiast od marca br. akcje spółki weszły w skład mwig40. Struktura akcjonariatu Akcjonariusz Liczba akcji / Udział w kapitale Udział w ogólnej głosów na WZA zakładowym liczbie głosów Zygmunt Solorz-Żak ,36% 50,36% ING OFE ,53% 11,53% Pozostali ,11% 38,11% Razem ,00% 100,00% Źródło: Spółka Wyniki za 4Q 12 i 2012 r. Wyniki osiągnięte przez grupę w 4Q 12 można uznać za zgodne z naszymi szacunkami (wyłączając zdarzenia jednorazowe). Zysk operacyjny oraz EBITDA w tym okresie wyniosły odpowiednio 98,4 mln PLN oraz 194,5 mln PLN. Na wyniki negatywnie wpłynął odpis aktualizujący wartość zapasów w wyniku spadku wartości świadectw pochodzenia w kwocie 12,9 mln PLN dokonany w 4Q 12. W całym 2012 r. przychody ze sprzedaży wyniosły 2.723,4 mln PLN (+1,3% r/r), wynik EBITDA zmniejszył się do poziomu 735,1 mln PLN (-0,3% r/r), natomiast zysk netto akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł 380,8 mln PLN (+20,1% r/r). mln PLN 4Q '12 4Q '11 Zm. % Zm. % 4Q'12P BPS Różnica % Przychody ze sprzedaży 735,3 646,6 13, , ,1 1,3 700,8 4,9 EBIT 98,4 35,3 178,7 451,6 468,5-3,6 112,7-12,7 EBITDA 194,5 135,3 43,8 735,1 737,0-0,3 218,2-10,9 Zysk netto akcjonariuszy 64,5 27,2 137,2 380,8 316,9 20,1 83,0-22,3 Marża EBIT 13,4% 5,5% 145,0 16,6% 17,4% -4,8 16,1% -16,8% % Marża EBITDA 26,5% 20,9% 26,4 27,0% 27,4% -1,5 31,1% -15,0% Marża netto 8,8% 4,2% 108,6 14,0% 11,8% 18,6 11,8% -25,9% PLN EPS 1,24 0,52 137,2 7,32 6,09 20,1 1,60-0,36 Analizując działalność spółki przez pryzmat segmentów operacyjnych można powiedzieć, że o wynikach grupy decyduje przede wszystkim segment Wytwarzania, skupiający aktywa wytwórcze. Poprawa wyniku EBITDA tego segmentu w 4Q 12 była wynikiem wzrostu wolumenu wyprodukowanej energii (częściowo efekt niskiej bazy). W 4Q 12 elektrownia Pątnów II wyprodukowała istotnie więcej energii (0,70 TWh) w porównaniu do okresu sprzed roku (0,39 TWh), kiedy to jednostka przechodziła planowany 40-dniowy remont. W tamtym okresie nastąpiło także wyłączenie awaryjne w Elektrowni Pątnów I, które nastąpiło wskutek niezadowalającej jakości węgla. Wzrost ilości wytworzonej energii wynikał także z oddania do użytkowania w połowie ubiegłego roku bloku biomasowego w Elektrowni Konin. 11

12 250 EBITDA w podziale na segmenty(mln PLN) 800 EBITDA w podziale na segmenty(mln PLN) Q'11 4Q' Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia -200 Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia Porównując osiągane w ostatnim czasie wyniki na tle krajowych konkurentów, ZE PAK prezentuje się atrakcyjnie. Grupa wykazuje podobne poziomy rentowności jak Polskia Grupa Energetyczna oraz zdecydowanie lepsze niż Enea oraz Tauron. Wynika to z faktu, że zarówno ZE PAK jak i PGE swoją produkcję opierają głównie na węglu brunatnym w przeciwieństwie do Enei oraz Tauronu, które wytwarzają w oparciu o droższy węgiel kamienny. Niższe marże w sektorze są rezultatem pogorszenia się kondycji sektora wytwórczego, co było widoczne zwłaszcza w drugiej połowie 2012 roku. Najstabilniejszym segmentem w trzech największych grupach jest segment dystrybucji, który podlega regulacji prezesowi URE. 35% marża EBITDA 20% marża netto 10% ROA - rentowność aktywów 30% 25% 15% 8% 20% 15% 10% 6% 4% 10% 5% 5% 2% 0% 0% 0% ENEA PGE TAURON ZE PAK ENEA PGE TAURON ZE PAK ENEA PGE TAURON ZE PAK Źródło: Spółki, DM Banku BPS S.A. Nabycie kopalń KWBA i KWBK uniezależnieniem się od cen surowców Grupa ZE PAK po uzyskaniu zgody Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów nabyła od Skarbu Państwa akcje spółek zajmujących się wydobyciem węgla brunatnego. Przeniesienie własności akcji miało miejsce w lipcu 2012 r. Za pakiet 85% akcji Kopalni Węgla Brunatnego Adamów (KWBA) oraz Kopalni Węgla Brunatnego Konin (KWBK) zapłacono łącznie kwotę 175,5 mln PLN. Pozostałe 15% akcji należy do pracowników, grupa jest zobowiązana do ich późniejszego odkupienia. Zakupione kopalnie położone są w niewielkiej odległości od aktywów wytwórczych. Wydobycie węgla brunatnego w latach wyniosło około 13,7 mln ton rocznie, z czego w KWBK w 2012 r. nastąpił wzrost wydobycia do 10,1 mln ton z poziomu 9,2 mln ton w 2011 r., natomiast w KWBA wydobycie węgla spadło do 3,6 mln ton z poziomu 4,5 mln ton w 2011 r. Spadek wolumenu wydobycia w KWBA związany był z zaniedbaniami dotyczącymi systematycznego zdejmowania nadkładu w ostatnim czasie, co wpłynęło także na niższą produkcję w Elektrowni Adamów. Problemy w tej kopalni nie zostały jeszcze rozwiązane, dopiero w 2015 r. średnioroczny poziom wydobycia może powrócić do 4,4-4,5 ton. Rezerwy całkowite obliczane zgodnie z kodeksem JORC w KWBA i KWBK są szacowane łącznie na około 130 mln ton, co pozwoli na zaspokojenie dostaw surowca do elektrowni z obecnie eksploatowanych odkrywek przez około 10 lat. Jednakże prowadzone są obecnie prace nad uruchomieniem nowych złóż tak, aby możliwe było zapewnienie pracy Elektrowni Pątnów I do około r. oraz Elektrowni Pątnów II do około 2050 r. Elektrownia Adamów, która w normalnym toku pracy zużywa ponad 4 mln ton węgla rocznie. Niemniej jednak ze względu na zakończenie przyznanego okresu derogacji ma zostać odstawiona w 2018 r. Natomiast rezerwy całkowite węgla w KWBA szacowane są na około 40 mln ton. Gdy spółka upora się z problemami z wydobyciem, planuje się istotne zwiększenie produkcji energii w Elektrowni Adamów tak, by w dużym stopniu wykorzystać będący na miejscu surowiec, zaś niewykorzystaną część spółka zamierza sukcesywnie przetransportować do Pątnowa. Prawie całość wydobycia jest sprzedawana do elektrowni grupy ZE PAK. Nabycie kopalń oceniamy pozytywnie, uniezależniło to grupę od wahań cen surowców. 12

13 Poszukiwanie nowych złóż węgla brunatnego to konieczność Aktualnie eksploatowanymi złożami są Adamów, Koźmin, Jóźwin, Drzewce i Tomisławice. Ze względu na powolne wyczerpywanie się obecnych złóż, istotne dla grupy będzie uruchamianie nowych odkrywek tak, aby zapewnić ciągłość dostaw węgla brunatnego do elektrowni Pątnów I oraz Pątnów II. Nakłady inwestycyjne konieczne do uruchomienia jednej odkrywki szacowane są na około mln PLN. Spółka od r. zamierza prowadzić prace w zakresie uruchomienia odkrywek Dęby Szlacheckie oraz Ościsłowo. Trwają prace rozpoznawcze w rejonie Poniec-Krobia, na które planowane nakłady w 2013 r. nie powinny przekroczyć kwoty 25 mln PLN. Złoże to znajduje się w odległości ok. 130 km od aktywów wytwórczych grupy. Ze względu na niską wartość kaloryczną węgla brunatnego (9 GJ/t), jego transport na dalsze odległości jest nieopłacalny. Dlatego też w przypadku zadowalających wyników rozpoznania złoża, spółka w przyszłości rozważy budowę kompleksu wydobywczo energetycznego. Restrukturyzacja kopalń sposobem na redukcję kosztów Szansą dla grupy na ograniczenie kosztów jest planowana restrukturyzacja kopalń. Największym problemem jest przerost zatrudnienia. Średnie roczne wydobycie węgla brunatnego w kopalniach grupy wynosi ok. 2,75 tony na zatrudnionego, podczas gdy w KWB Bełchatów należącej do PGE, średnie wydobycie w roku na zatrudnionego wynosi ok. 6 ton (częściowo wynika to z korzystniejszych warunków górniczo-geologicznych). Dlatego naszym zdaniem w tym obszarze widzimy największą potencjalną szansę poprawy. Konieczne będzie też ograniczenie kosztów zarządu, które w 2011 r. w KWBA i KWBK stanowiły odpowiednio 22% i 14% kosztu własnego sprzedaży. Niewątpliwym pozytywem jest fakt, że okresie r. w segmencie wydobycia dojdzie do zamrożenia płac załogi. Jednak kluczowym czynnikiem dla sukcesu restrukturyzacji będzie zdolność do ograniczenia zatrudnienia. Grupa zamierza też sprzedać część aktywów nie związanych z działalnością wydobywczą i outsourcingować część usług z zewnątrz. Wysokoemisyjne aktywa wytwórcze Grupa ZE PAK jest piątym wytwórcą energii elektrycznej w Polsce z około 7,1% udziałem wytwarzaniu oraz roczną produkcją energii elektrycznej na poziomie 10,2 TWh. Roczna produkcja ciepła wynosi około 2 PJ. Produkcja energii prawie w całości opiera się na węglu brunatnym, którego kopalnie od lipca 2012 r. są własnością grupy. Zatem po przejęciu KWBA i KWBK, ZE PAK stał się pionowo zintegrowanym przedsiębiorstwem wytwórczym, zaopatrującym się w podstawowe paliwo z własnego źródła. Węgiel brunatny w jest paliwem tańszym przeliczeniu na GJ niż węgiel kamienny co sprawia, że jednostkowy koszt zmienny w elektrowniach opalanych węglem brunatnym jest niższy niż w elektrowniach węglowych. Niemniej jednak wykorzystywanie węgla brunatnego jako paliwa wiąże się z wyższą emisją CO2, wskaźnik emisyjności dwutlenku węgla w grupie wynosi około 1,11 t/mwh. Niemniej jednak, aby elektrownie opalane węglem kamiennym były w stanie konkurować kosztowo z elektrowniami opalanymi węglem brunatnym, cena jednego pozwolenia do emisji CO2 (EUA) musiałaby wzrosnąć kilkakrotnie do poziomu kilkudziesięciu EUR/EUA. Elektrownia Rok uruchomienia Paliwo MWe MWt Pątnów I węgiel brunatny/biomasa 1 200,0 18,0 Pątnów II 2008 węgiel brunatny 464,0 0,0 Adamów węgiel brunatny/biomasa 600,0 97,8 Konin - kolektor węgiel brunatny/biomasa 143,0 336,0 Konin - kocioł biomasowy 2012 biomasa 55,0 0,0 SUMA 2 462,0 451,8 Aktywa wytwórcze cechują się dość wysokim wiekiem wynoszącym ponad 35 lat, za kilka lat część z nich będzie musiała zostać wyłączona ze względu na dyrektywę IED. Aktualnie grupa dysponuje zainstalowaną mocą na poziomie 2 462,0 MWe oraz 451,8 MWt, lecz ze względu na przepustowość instalacji odsiarczania spalin, w Elektrowni Pątnów I może pracować jednocześnie tylko 4 z 6 bloków energetycznych (800 MW z 1200 MW). W 2008 r. oddano pierwszy w kraju blok energetyczny na parametry nadkrytyczne pary o wysokiej sprawności wytwarzania (Pątnów II). Jego eksploatacja potrwa do 2050 r. W połowie ubiegłego roku oddano także blok biomasowy o mocy 55 MW zlokalizowany w Elektrowni Konin, który dodatkowo zapewni grupie dopływ zielonych świadectw pochodzenia energii. Roczna produkcja energii elektrycznej w tej jednostce wyniesie ok. 400 GWh. W 4Q 12 elektrownie grupy wyprodukowały o 26% więcej energii niż w analogicznym okresie roku poprzedniego, co było spowodowane głównie niską produkcją w Elektrowni Pątnów II w 4Q 11 ze względu na prace remontowe oraz w mniejszym stopniu przez oddanie bloku biomasowego w Elektrowni Konin w lipcu ub. r. W ujęciu narastającym w 2012 r. produkcja netto energii elektrycznej wzrosła o 1% r/r. 13

14 TWh 1,5 Produkcja energii elektrycznej netto 4Q'11 4Q'12 TWh 5,0 Produkcja energii elektrycznej netto ,0 4,0 3,0 0,5 0,0 1,05 1,16 0,39 0,70 0,64 0,69 0,09 0,18 Pątnów I Pątnów II Adamów Konin 2,0 1,0 0,0 4,34 4,57 2,28 3,13 2,63 2,59 0,35 0,42 Pątnów I Pątnów II Adamów Konin Usprawnienia w Elektrowni Pątnów I kosztem 1,6 mld PLN Niskie obecnie ceny energii nie są zachęcające do budowy nowych jednostek wytwórczych, z których okres zwrotu kapitału w ostatnim czasie uległ znacznemu wydłużeniu. W chwili obecnej bardziej opłacalne może być przeprowadzenie modernizacji aktywów wytwórczych. Na lata w elektrowni Pątnów I przewidziano modernizację bloków 1-5 o mocy 200 MW każdy. Inwestycja, której koszt wyniesie 1,6 mld PLN pozwoli na podniesienie sprawności wytwarzania z obecnego poziomu 32,9% do 37,5% oraz obniżenie wskaźnika emisyjności CO2 z 1,17 t/mwh do poziomu 1,05 t/mwh w 2015 r. Nieznacznie wzrośnie także moc jednostek (łącznie o 73 MW). Modernizacja zapewni możliwość eksploatacji bloków 1-5 do r., natomiast blok nr 6 (200 MW) ma zostać wyłączony w 2017 r. Odstawienie bloku nr 6 nie wpłynie jednak na zmniejszenie ilości produkowanej energii w Elektrowni Pątnów I. Modernizacja bloku nr 5 już się zakończyła, natomiast we wrześniu br. do modernizacji zostanie oddany blok nr 1. Wydaje się też, że w obecnych realiach rynkowych modernizacja aktywów wytwórczych jest mniej ryzykowna i bardziej opłacalna niż budowa nowych jednostek od podstaw, biorąc pod uwagę wielkość nakładów inwestycyjnych w obu przypadkach. Gazowe odtwarzanie mocy Planowane jest zastąpienie wysłużonego już bloku energetycznego w Elektrowni Konin nową jednostką gazowo-parową (CCGT) o mocy 120 MWe oraz 90 MWt (plus dodatkowy kocioł szczytowy o mocy 40 MWt). Oddanie tej inwestycji do użytkowania wstępnie planowane jest w 2016 r. Spółka utrzymuje, że ma zamiar przystąpić do realizacji tej inwestycji, chociaż naszym zdaniem w obecnych realiach rynkowych, projekt budowy bloku gazowo-parowego w Koninie jest nieopłacalny. W chwili obecnej gaz ziemny jest najdroższym paliwem, natomiast spółka liczy na istotny spadek cen w przyszłości. Kwestią wpływającą na rentowność tego projektu są ceny żółtych certyfikatów, które na skutek zamieszania w sprawie wsparcia dla kogeneracji spadły o ponad 60% w okolice 45 PLN/MWh. W obliczu niestabilności i nieprzewidywalności prawa, ryzykowne jest analizowanie opłacalności projektów, które mają funkcjonować przez kilkadziesiąt lat. Rozważany będzie także projekt budowy jednostki CCGT w Adamowie o mocy 400 MWe i 45 MWt (plus dodatkowy kocioł szczytowy o mocy 45 MWt), o realizacji którego spółka ma podjąć decyzję w tym roku. W naszej ocenie opłacalność budowy tej jednostki jest jeszcze niższa niż bloku CCGT w Koninie. Koszt obu projektów szacuje się na 2,8 mld PLN. MWe Moce wytwórcze w grupie ZE PAK Grupa ZE PAK może być także zainteresowana budową źródeł wiatrowych. Jeszcze przed nabyciem KWBA i KWBK, spółki te wraz z Global Wind Energy Sp. z o.o. zainicjowały dwa projekty w formie joint venture, których celem byłaby budowa farm wiatrowych o łącznej mocy około 200 MW. Decyzja o przystąpieniu do realizacji tych projektów zależeć będzie 14

15 m.in. od kształtu ustawy o odnawialnych źródłach energii. Miejscem ich budowy byłyby tereny pogórnicze przeznaczone do rekultywacji. Nabycie Elektrim Volt W dniu 1 października ub. r. grupa nabyła 100% akcji spółki Elektrim-Volt S.A., zajmującej się obrotem energią elektryczną. Cena zakupu wyniosła 118,5 mln PLN, zaś na dzień przejęcia możliwe do zidentyfikowania aktywa netto nabytego podmiotu wynosiły 107,8 mln PLN, w tym ponad 40 mln PLN gotówki. Elektrim-Volt sprzedaje kilkadziesiąt GWh energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w planach spółki jest pozyskiwanie nowych klientów końcowych zwłaszcza z grupy taryfowej C (odbiorcy przyłączeni do sieci nn). Na początku marca br. spółka uzyskała koncesję na obrót paliwami gazowymi do końca 2030 r., co w przyszłości może zaowocować ofertą tzw. dual fuel obejmującą łączną sprzedaż energii elektrycznej i gazu. Poza tym Elektrim Volt zajmuje się czystym handlem energią elektryczną. PROGNOZY NA KOLEJNE LATA Poprawa wyników w segmencie wydobycia Wydobycie [mln PLN] 4Q'12 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r 14% -11% 2% 12% 135% 3% 2% 2% Koszt własny sprzedaży Pozostałe pozycje operacyjne EBIT marża EBIT -13% 6% 2% 4% 0% -6% 3% 5% 5% 5% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA -2% 13% 9% 11% 7% 2% 10% 12% 12% 12% Oczekujemy, że wyniki segmentu wydobycia wraz z upływem czasu ulegną poprawie. W pierwszym półroczu 2012 r. wynik operacyjny kopalń KWBA i KWBK był ledwo dodatni, natomiast już po przejęciu przez ZE PAK, wynik segmentu wydobycia, w skład którego weszły owe kopalnie zamknął się stratą na poziomie operacyjnym w wysokości 26 mln PLN. Przyczyną słabszych wyników było niższe wydobycie w KWBA. Prawie całość wydobycia sprzedawana jest do elektrowni z grupy ZE PAK, dlatego ceny węgla nie mają praktycznie żadnego znaczenia na wyniki skonsolidowane. Pozytywnie powinna wpłynąć przede wszystkim restrukturyzacja, w tym redukcja liczby etatów oraz ograniczenie kosztów zarządu poprzez sprzedaż zbędnych aktywów nie związanych z działalnością wydobywczą. Do lepszych wyników powinien się tez przyczynić fakt zamrożenia płac w kopalniach na okres r. Duża ekspozycja na hurtowe ceny energii w wytwarzaniu Wytwarzanie [mln PLN] 4Q'12 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży # dynamika q/q lub r/r 16% -15% 1% 14% 0% 12% -2% 6% 6% Koszt własny sprzedaży Pozostałe pozycje operacyjne EBIT marża EBIT 18% 13% 8% 7% 9% 17% 9% 5% 5% 5% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 29% 20% 17% 17% 17% 26% 18% 14% 15% 16% Zdecydowana większość przychodów generowanych przez spółkę pochodzi z segmentu wytwarzania. Spółka będąc typowym wytwórcą posiada bardzo dużą ekspozycję na hurtowe ceny energii, to one w największym stopniu determinują osiągane wyniki. Oczekujemy słabszych wyników operacyjnych w tym segmencie w kolejnych latach z lokalnym dołkiem w 2014 r. W naszej ocenie istnieje niskie ryzyko spadku rentowności operacyjnej segmentu poniżej zera, ponieważ aktywa wytwórcze charakteryzują się niskim kosztem zmiennym (ze względu na niski koszt węgla brunatnego). Spółka przyjęła strategię wcześniejszej kontraktacji nie więcej niż 65% ilości energii na przyszły rok, co może być uważane za dość ryzykowne, ale w przypadku szybszego odbicia się cen hurtowych możliwe będzie osiągnięcie wyższej średniej ceny sprzedaży. Na 2013 r. zakontraktowano około 60% planowanej sprzedaży ze średnią ceną na poziomie ok. 190 PLN/MWh. Pozostała część zostanie sprzedana na rynku spotowym i na rynku bilansującym. Spółka 15

16 zamierza od 2Q 13 rozpocząć kontraktację na 2014 r. Szacujemy, że średnia zrealizowana cena sprzedaży energii w 2013 r. przez ZE PAK wyniesie ok PLN/MWh, natomiast w 2014 r. spadnie poniżej 175 PLN/MWh. Elektrownia Pątnów II objęta jest systemem rekompensat z tytułu rozwiązania KDT do 2025 r., przez co całość wytworzonej tam energii musi zostać sprzedana na rynku konkurencyjnym. Jednak decyzją prezesa URE, elektrownia do 2014 r. może sprzedawać 60% wytworzonej energii w kontraktach bilateralnych. W 2012 r. udział sprzedaży w kontraktach bilateralnych stanowił ponad 50%. Spółka wnioskowała o ok. 130 mln PLN zaliczki na 2013 r. z tytułu rekompensat KDT (razem rozliczenie 2012 r. i zaliczka), jednak w naszym modelu założyliśmy kwotę 115 mln PLN. W latach r. konserwatywnie założyliśmy roczne rekompensaty w kwocie 80 mln PLN, natomiast w okresie od 2016 do 2025 r. zakładamy kwotę 60 mln PLN rocznie. Rozliczenie końcowe nastąpi w 2026 r. Od bieżącego roku spada liczba przydzielonych darmowych pozwoleń do emisji CO2 przydzielonych w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień (KPRU III). Spółki wytwórcze będą zmuszone dokupić ich brakującą ilość, co wpłynie negatywnie na wyniki ich działalności. Pomimo, że grupa ZE PAK na koniec 2012 r. zaoszczędziła około 5 mln pozwoleń, wzrost cen uprawnień byłby w dużym stopniu niekorzystny dla grupy. Aktywa grupy cechują się najwyższym wskaźnikiem emisyjności CO2 w kraju przekraczającym 1,1 t/mwh. Liczba darmowych uprawnień CO2 (tys. ton) 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Pątnów I Adamów Pątnów II Konin RAZEM Źródło: Ministerstwo Ochrony Środowiska Spekuluje się o utrzymaniu dotychczasowego wsparcia dla współspalania biomasy z paliwami kopalnymi, jednak zgodnie z zapisami zawartymi w październikowym projekcie, współczynnik korekcyjny ma wynieść 0,3. W naszych prognozach założyliśmy wysokość współczynnika na poziomie zgodnym z projektem i odejście od współspalania biomasy w ZE PAK. Zielone certyfikaty spółka będzie uzyskiwać jedynie w związku z produkcją w bloku biomasowym w Elektrowni Konin. Zakładamy też, że ceny zielonych certyfikatów powrócą w 2015 r. do poziomu opłaty zastępczej. W okolicach 2017 roku wyniki segmentu ulegną pogorszeniu, co będzie wiązało się przede wszystkim z zastąpieniem w Elektrowni Konin jednostki opalanej węglem brunatnym jednostką gazowo-parową oraz z wyłączeniem bloku w Adamowie. Kluczową kwestią dla oceny rentowności projektu będą przyszłe ceny gazu ziemnego, którego koszt zakupu jest dzisiaj wyższy niż możliwa do uzyskania cena sprzedaży energii. Pozostałe segmenty Remonty [mln PLN] 4Q'12 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży # dynamika q/q lub r/r 25% -16% 1% 15% -4% -1% 2% 3% 3% Koszt własny sprzedaży Pozostałe pozycje operacyjne EBIT marża EBIT 11% 13% 13% 13% 13% 13% 13% 13% 13% 13% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 13% 15% 16% 16% 16% 15% 16% 16% 15% 15% Pozostałe [mln PLN] 4Q'12 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r -97% -16% 1% 15% -91% -2% 7% 7% Koszt własny sprzedaży Pozostałe pozycje operacyjne EBIT marża EBIT 0% 20% 20% 20% 20% 3% 20% 20% 20% 20% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 0% 20% 20% 20% 20% 4% 20% 20% 20% 20% Poza segmentami wydobycia i wytwarzania, ZE PAK raportuje także w ramach segmentu remonty i pozostałe, które stanowią działalność pomocniczą dla grupy. Łączny udział obu segmentów w przychodach nieznacznie przekracza poziom 10%. Prognozy na kolejne lata sporządziliśmy w oparciu o wyniki historyczne. 16

17 WYNIKI WEDŁUG SEGMENTÓW Wyniki grupy ZE PAK [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody ze sprzedaży Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia Udział segmentu w przychodach Wydobycie 16,0% 39,4% 41,0% 39,3% 37,6% 34,1% 28,4% 28,1% 27,8% 27,6% 28,0% Wytwarzanie 94,9% 110,8% 110,0% 110,1% 109,2% 110,5% 112,7% 113,0% 113,2% 113,4% 113,6% Remonty 11,5% 11,8% 12,2% 11,8% 11,4% 10,2% 11,4% 10,6% 10,4% 10,2% 10,0% Pozostałe 6,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% Wyłączenia -29,1% -62,6% -63,8% -61,8% -58,9% -55,5% -53,2% -52,4% -52,1% -51,9% -52,3% Dynamika przychodów 1,3% -4,4% -1,1% 6,1% 6,6% 10,6% -15,3% 4,2% 4,3% 3,4% 2,7% Wydobycie - 135,1% 2,9% 1,6% 2,2% 0,1% -29,4% 3,0% 3,3% 2,7% 4,0% Wytwarzanie 0,4% 11,6% -1,8% 6,2% 5,7% 11,9% -13,6% 4,4% 4,5% 3,6% 2,9% Remonty -4,4% -1,4% 2,1% 2,8% 3,1% -0,9% -5,5% -3,0% 2,4% 1,4% 0,7% Pozostałe 953,4% -90,6% -1,5% 6,6% 7,1% 12,1% -16,4% 5,1% 4,6% 3,7% 3,0% Wyłączenia 244,6% 105,9% 0,7% 2,8% 1,6% 4,1% -18,8% 2,6% 3,8% 3,1% 3,4% Koszt własny sprzedazy Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia Pozostałe pozycje operacyjne Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia EBIT Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia Marża EBIT 16,6% 12,8% 8,9% 9,3% 8,5% 8,0% 3,2% 7,0% 8,1% 9,5% 10,1% Wydobycie -5,9% 2,9% 5,4% 5,2% 4,6% 5,0% -7,9% -1,8% 0,0% 1,5% 4,0% Wytwarzanie 17,0% 9,3% 4,8% 5,4% 5,0% 4,7% 3,6% 5,6% 6,1% 7,0% 6,9% Remonty 13,5% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% 13,1% Pozostałe 2,7% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% EBITDA Wydobycie Wytwarzanie Remonty Pozostałe Wyłączenia Marża EBITDA 27,1% 25,3% 22,0% 23,1% 23,2% 22,2% 19,9% 22,8% 23,1% 23,8% 23,9% Wydobycie 2,5% 9,8% 12,2% 12,0% 11,8% 13,3% 5,4% 11,8% 13,3% 14,6% 16,7% Wytwarzanie 26,5% 18,0% 14,1% 15,4% 15,8% 14,8% 15,0% 16,0% 15,9% 16,3% 15,8% Remonty 15,1% 15,6% 15,5% 15,5% 15,4% 15,4% 15,5% 15,6% 15,5% 15,4% 15,4% Pozostałe 3,5% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% Saldo finansowe Zysk (strata) brutto Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto akcjonariuszy Marża netto 14,0% 9,5% 5,8% 5,0% 3,7% 3,5% -0,9% 2,7% 4,3% 6,0% 7,1% 17

18 W 2013 r. oczekujemy spadku przychodów ze sprzedaży na poziomie grupy. Zmieni się natomiast struktura przychodów. Wzrośnie udział przychodów generowanych przez segment wytwarzania (zakup spółki Elektrim-Volt, która zajmuje się obrotem energią). Pomimo wzrostu przychodów w segmencie wytwarzania, przychody grupy ogółem nie wzrosną, gdyż spółka Elektrim-Volt w ramach obrotu kupuje energię od elektrowni z grupy (podlega wyłączeniu w ramach konsolidacji). W perspektywie kilku najbliższych lat 2014 rok będzie okresem, w którym przychody ze sprzedaży osiągną najniższy poziom. Będzie to wynikało głównie z kontraktacji sprzedaży energii po niskich cenach oraz niskich cen spot na rynku hurtowym w 2014 r. Wyłączenie bloku w Elektrowni Adamów w 2018 r. nie tylko przełoży się na spadek przychodów w segmencie wytwarzania, ale także poprzez spadek zapotrzebowania na węgiel pociągnie za sobą istotnie w dół wyniki kopalń. W wyniku ograniczenia zapotrzebowania na węgiel brunatny w elektrowniach grupy, znacznie zmaleje udział segmentu wydobycia. Inwestycje realizowane przez grupę będą wymagały finansowania zewnętrznego co spowoduje, że saldo finansowe od 2015 r. istotnie zacznie się pogarszać. W naszej ocenie wyniki na poziomie netto ulegną znacznemu pogorszeniu, co najwydatniej będzie widoczne w 2018 r. Wtedy też najwyższą wartość osiągnie relacja długu netto do EBITDA, która wyniesie 3,10. PRZYCHODY I KOSZTY Struktura przychodów [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody netto ze sprzedaży Energia elektryczna wytworzona Energia elektryczna z obrotu Świadectwa pochodzenia KDT Energia cieplna Zamiana EUA na CER Przychody z umów o usługi budowlane Pozostałe przychody ze sprzedaży Akcyza Udziały Energia elektryczna wytworzona 77% 74% 73% 72% 73% 73% 67% 68% 68% 68% 68% Energia elektryczna z obrotu 8% 10% 11% 12% 13% 12% 15% 15% 15% 15% 15% Świadectwa pochodzenia 5% 3% 4% 4% 4% 6% 7% 7% 7% 6% 6% KDT 3% 4% 3% 3% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% Energia cieplna 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% Zamiana EUA na CER 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Przychody z umów o usługi budowlane 3% 4% 4% 4% 4% 3% 4% 4% 3% 3% 3% Pozostałe przychody ze sprzedaży 1% 2% 2% 2% 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% Akcyza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Przychody ze sprzedaży w największym stopniu determinowane będą przez sprzedaż energii elektrycznej wytworzonej i pochodzącej z obrotu. Zakładamy wzrost sprzedaży energii elektrycznej z obrotu w wyniku nabycia spółki Elektrim-Volt. Przychody uzyskiwane ze świadectw pochodzenia w najbliższych 2 latach będą niższe, przede wszystkim ze względu odejścia od współspalania biomasy oraz niższej ceny zielonych certyfikatów. W kolejnych latach spodziewamy się wzrostu cen tych praw w okolice poziomu opłaty zastępczej i wyższych w związku z tym przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia. 18

19 Koszty według rodzaju [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Koszty według rodzaju Amortyzacja Zużycie materiałów Świadczenia pracownicze Usługi obce Podatki i opłaty (bez akcyzy) Zakup energii na potrzeby sprzedaży Odpisy aktualizujące Pozostałe koszty rodzajowe Korekty o Koszty sprzedaży Koszty ogólnego zarządu Pozostałe Udziały Amortyzacja 13% 14% 14% 15% 16% 15% 17% 17% 16% 16% 15% Zużycie materiałów 41% 27% 26% 25% 24% 29% 27% 28% 28% 28% 28% Świadczenia pracownicze 19% 30% 29% 28% 26% 23% 25% 25% 25% 25% 25% Usługi obce 6% 6% 6% 6% 5% 5% 4% 4% 4% 4% 4% Podatki i opłaty (bez akcyzy) 6% 8% 10% 10% 12% 13% 10% 10% 11% 10% 10% Zakup energii na potrzeby sprzedaży 10% 12% 12% 13% 13% 12% 14% 15% 15% 16% 16% Odpisy aktualizujące 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Pozostałe koszty rodzajowe 3% 3% 3% 3% 3% 3% 2% 2% 1% 1% 1% W wyniku przejęcia KWBA i KWBK przez spółkę, zmianie uległa struktura kosztów. Po tej transakcji istotnie zmniejszy się udział kosztów materiałów na rzecz świadczeń pracowniczych. W wyniku wysokich nakładów inwestycyjnych, które spółka poniesie w najbliższych latach wzrośnie amortyzacja, która po 2018 r. zacznie stopniowo spadać. Nastąpi istotny wzrost podatków i opłat, który będzie wynikał z dwóch przyczyn. Pierwszą z nich jest przejęcie kopalń KWBA i KWBK, które płacą relatywnie duże podatki. Natomiast od 2013 r. grupa będzie ponosić koszty emisji CO2, które ujmowane są właśnie w podatkach i opłatach. Po nabyciu kopalń wzrosły także koszty zarządu, które spółka będzie starała się w przyszłości zredukować. GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA Najistotniejszy wpływ na przyszłe wyniki grupy ZE PAK mogą mieć: wielkość zmian hurtowych cen energii elektrycznej. Grupa większą część przychodów generuje z wytwarzania i sprzedaży energii elektrycznej. Spadek cen energii elektrycznej powinien niekorzystnie wpłynąć na przychody segmentu wytwarzania; wielkość krajowego zużycia energii elektrycznej. 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 paliwa, kosztów wydobycia. Grupa jest uniezależniona od wahań cen węgla brunatnego, jednak występuje ekspozycja na wahania cen pozostałych wykorzystywanych paliw (biomasy, lekkiego i ciężkiego oleju opałowego. Istotna część kosztów wydobycia węgla brunatnego zależy od czynników, które w znaczącym stopniu pozostają poza kontrolą spółki; kurs walutowy EUR/PLN. Znaczna część zadłużenia grupy jest denominowana w EUR. Deprecjacja wartości PLN w stosunku do EUR ma negatywny wpływ na wyniki finansowe, zwiększając koszty obsługi zadłużenia wyrażone w PLN. Natomiast aprecjacja wartości PLN w stosunku do EUR ma pozytywny pływ na wyniki finansowe, obniżając koszty obsługi zadłużenia wyrażone w PLN. Niemniej jednak skala wpływu zmiany kursu EUR/PLN miałaby nieznaczny wpływ na wynik netto. 19

20 DANE FINANSOWE BILANS [mln PLN] P 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 RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT [mln PLN] P 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 CASH FLOW [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P CF Operacyjny CF Inwestycyjny CF Finansowy Przepływy pieniężne netto Środki pieniężne na początek okresu Środki pieniężne na koniec okresu