Energetyka Kiedy nadejdzie moc?

Transkrypt

1 środa, 1 czerwca 2016 komentarz specjalny Energetyka Kiedy nadejdzie moc? Polska Opracowanie: Kamil Kliszcz Notowania spółek z sektora energetycznego nadal znajdują się pod presją (indeks -4% YTD vs. 0% dla WIG), co można częściowo uzasadniać ostatnimi rozczarowującymi komunikatami ws. dywidend. Sektor jest również zamieszany w projekt ratowania górnictwa, ale w tym wypadku mamy raczej do czynienia z materializacją ryzyka zdyskontowanego w wycenach w roku ubiegłym. Tymczasem pojawia się wiele sygnałów wskazujących na perspektywę korzystnych zmian regulacyjnych. Rząd w czerwcu ma ogłosić założenia rynku mocy (w wariancie brytyjskim roczny transfer do sektora mógłby sięgać 2,4 mld PLN), podwyższona opłata przejściowa (budżet na przyszły rok to 2,3 mld PLN) ma współfinansować inwestycje w nowe bloki (rozwodnienie strat na prowadzonych projektach), dynamiczny rozwój OZE został ewidentnie zahamowany (ograniczenie ryzyka budowy prosumenckich solarnych mocy szczytowych), a wsparcie w tym obszarze może być skierowane do współspalania biomasy. Oczywiście w takim scenariuszu ryzykiem pozostaje udział poszczególnych spółek w procesach akwizycyjnych oraz w nowych toksycznych projektach węglowych zapowiadanych już wstępnie przez Rząd. Ważąc te wszystkie elementy uważamy jednak, że najbliższe tygodnie powinny przynieść zmianę sentymentu do sektora, a największymi beneficjentami netto zapowiadanych zmian systemowych będą ZE PAK, Tauron oraz PGE. Zapowiedź rozwiązań systemowych Przedstawiciele resortu energii w ostatnich miesiącach kilkukrotnie wskazywali na konieczność wdrożenia szybkiego rozwiązania gwarantującego sfinansowanie stabilności dostaw energii w kraju w dłuższym terminie. Obecne mechanizmy ORM i rezerwy zimnej zostały ocenione jako rozwiązania pomostowe. Minister Tchórzewski podkreśla też konieczność zapewnienia odpowiedniej rentowności nowym inwestycjom, które pozwolą zastąpić starzejący się portfel wytwórczy w kolejnej dekadzie. Ostatnie zapowiedzi wskazują, że główne założenia nowych mechanizmów mocowych powinny być ogłoszone jeszcze w czerwcu. Prawdopodobnie będą one funkcją propozycji przygotowywanych obecnie przez stowarzyszenie polskich elektrowni oraz operatora. Zwolennikiem rynku mocy jest również URE, a empiryczną zachętą do jego wprowadzenia były ograniczenia w dostawach energii w sierpniu 2015 roku. Prognoza pokrycia zapotrzebowania PSE PSE w oparciu o ankiety przeprowadzone w 1Q 16 wśród wytwórców przygotowało długoterminową prognozę pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc. Przedstawiono dwa alternatywne scenariusze. Pierwszy zakłada przeprowadzenie inwestycji dostosowujących park wytwórczy do nowych wymagań BAT, jakie wejdą prawdopodobnie od 2021 roku. W tym wariancie do roku 2020 z eksploatacji mają być wycofane 3 GW, a w perspektywie 2035 roku łącznie około 14 GW. Operator szacuje, że w łagodnym scenariuszu do roku 2021 wymagana nadwyżka mocy (18% powyżej zapotrzebowania szczytowego) będzie w systemie zapewniona, ale od roku 2023 pojawią się poważne jej niedobory (od 1 GW do 13 GW w roku 2035) niemożliwe do skompensowania przez operatorskie środki zaradcze (jednostki nie będące centralnie dysponowane, usługa redukcji zapotrzebowania, import, okresowe przeciążenie). W drugim scenariuszu skala wyłączeń mocy jest znacznie większa (w perspektywie 2030 roku różnica to 11 GW) i niedobory rezerwy pojawiają się już od roku PSE ocenia, że w celu zachowania stabilności systemu w perspektywie roku 2030 Polska powinna uruchomić w zależności od scenariusza od 6,5 GW do 17,6 GW nowych mocy (przy założeniu oddania do użytku elektrowni jądrowej o potencjale 1,65 GW). Zwracamy uwagę, że w tym pozytywnym wariancie oprócz nakładów na wspomniane 6,5 GW w nowych jednostkach, sektor będzie musiał zainwestować w dostosowanie starych bloków, co może kosztować tylko w elektrowniach centralnie dysponowanych ponad 3,5 mld PLN (przy założeniu CAPEXu 0,2-0,3 mln PLN/MW). Uwzględniając sektor ciepłowniczy skala tych wydatków mogłaby sięgnąć nawet 9 mld PLN (raporty branżowe jako wariant pesymistyczny wskazywały nawet kwotę 17 mld PLN). Poniżej prezentujemy wariantową prognozę mocy zainstalowanej w Polsce na tle zapotrzebowania szczytowego (dla uproszczenia nie uwzględniamy żadnych nowych jednostek poza 5,8 GW mocy konwencjonalnej w realizowanych już inwestycjach, co w kontekście zahamowania rozwoju farm wiatrowych i fotowoltaiki wydaje się uzasadnione). Wariantowa prognoza mocy zainstalowanej na tle popytu szczytowego w MW P 2025P 2030P 2035P Wariant A Wariant B Popyt szczytowy Źródło: PSE, szacunki Domu Maklerskiego mbanku Potencjalny kształt rynku mocy Powyższy akapit potwierdza teoretyczne podstawy dla systemu wsparcia dla sektora, wciąż jednak nie znamy założeń projektowanego rynku mocy nad którym pracuje resort energii wspierany przez PSE oraz branżowe stowarzyszenie Towarzystwo Gospodarcze Polskie Elektrownie. Rząd wielokrotnie już jednak sygnalizował, że ze względu na szybszą ścieżkę notyfikacji bliska jest mu idea wprowadzenia rozwiązań na wzór tych wprowadzonych 2 lata temu w Wielkiej Brytanii. Brytyjski rynek mocy opiera się na scentralizowanych aukcjach (pierwsza na rok 2018/19) kierowanych do wszystkich wytwórców oferujących sterowalną moc, zarówno istniejących jak i projektowanych (jedyny warunek to brak udziału w innych programach wsparcia). W aukcjach mogą brać udział również moce importowe na interkonektorach oraz usługi redukcji poboru mocy ( negawaty ). Zakontraktowana moc ma być dyspozycyjna (dla poszczególnych źródeł przyjmowany jest wskaźnik korygujący moc zainstalowaną) pod groźbą kar umownych, ale może być oferowana na rynku (nie jest rezerwowana na wyłączność operatora). W pierwszej aukcji roczna cena za 1 MW ustaliła się na poziomie 19,4 tys. GBP (112 tys. PLN), a w drugim roku było to 18 tys. GBP (104 tys. PLN) przy redukcji ofert na poziomie 29% i 20%.

2 Większość wygranych jednostek to bloki gazowo-parowe (47%), za którymi uplasowały się elektrownie jądrowe (16%) i węglowe (10%). Moce importowe stanowiły 4%. Cena okazała się mało atrakcyjna z punktu widzenia nowych projektów, które stanowiły zaledwie 4% zakontraktowanej mocy. W polskich warunkach parametry rynku mocy mogą oczywiście odbiegać od brytyjskich, szczególnie że analiza PSE sugeruje, iż redukcja na aukcjach może być minimalna, a koszty stałe polskiego portfela wytwórczego opartego głównie na węglu są wyraźnie wyższe. Jeśli jednak założymy roczną płatność na poziomie 107 tys. PLN/MW (średnia z aukcji w UK) i wskaźnik dostępności mocy na poziomie 85% (dla starych bloków trzeba przyjąć 80%) to roczna płatność dla nowego bloku węglowego klasy 900 MW wynosiłaby ponad 80 mln PLN i poprawiałaby jego NPV o ponad 0,5 mld PLN (50% LTV, koszt kapitału 8,5%). Nadal jednak nie kreowałoby to zachęty inwestycyjnej, gdyż zerowe NPV taki projekt w obecnych warunkach makro osiąga dopiero przy rocznym wsparciu powyżej 370 tys. PLN/MW. W przypadku starych bloków ofertę na aukcji powinien teoretycznie wyznaczać próg kosztów stałych, a te w polskim sektorze wahają się od tys. PLN/MW (w zależności do skali elektrowni i stopnia zamortyzowania majątku). Zwracamy jednak uwagę, że na rynku polskim część kosztów stałych jest obecnie wynagradzana w cenie hurtowej energii (znaczna premia do giełdy niemieckiej) i dlatego trudno ocenić, na jakim poziomie mogą ofertować wytwórcy. Niemniej jednak na pewno rynek mocy stanowiłby znaczne wsparcie dla wyników finansowych, gdyż przy założeniu tych 107 tys. PLN/MW i udziału w aukcjach tylko jednostek centralnie dysponowanych (elektrociepłownie otrzymują osobne wsparcie w postaci świadectw pochodzenia) transfer do sektora sięgałby w roku ,4 mld PLN rocznie (w Wielkiej Brytanii wsparcie sięga 0,9 mld GBP). Wrażliwość NPV projektu budowy boku węglowego na cenę energii i płatności za moc (LTV 50%, koszt kapitału 8,5%, cena CO 2 6 EUR/t) w mln PLN Cena energii Źródło: szacunki Domu Maklerskiego mbanku Roczna płatność za moc w tys. PLN/MW Kontrakty różnicowe W wypowiedziach ministrów odpowiedzialnych za sektor energetyczny pojawia się ostatnio również idea wprowadzenia kontraktów różnicowych, które mogłyby stanowić impuls inwestycyjny dla nowych projektów. Doświadczenie pierwszych dwóch aukcji mocy w Wielkiej Brytanii wskazuje, że cena referencyjna zadowalająca istniejące stare jednostki niekoniecznie gwarantuje zwrot z kapitału dla projektów typu greenfield (tylko 4% mocy zakontraktowanej przez National Grid na okres 2019/20 pochodzić będzie z nowej jednostki). Nie można więc wykluczyć, że formuła gwarantowanej ceny sprzedaży energii (operator zwraca inwestorowi różnicę pomiędzy ceną gwarantowaną a rynkową) będzie miała zastosowanie i to nie tylko w przypadku elektrowni jądrowej. Przytoczony raport PSE wyklucza naszym zdaniem scenariusz ograniczenia rynku mocy tylko do nowych inwestycji (wcześniejsze wyłączenia starych bloków skutkowałyby luką w systemowej rezerwie do roku 2023, a nawet dłużej biorąc pod uwagę standardowy czas przygotowywania projektów), szczególnie że wszelka dyskryminacja może spotkać się ze sprzeciwem UE przy notyfikacji. Zarządca rozliczeń partnerem w inwestycjach W projekcie nowej ustawy o OZE ustawodawca zaproponował istotne podniesienie opłaty przejściowej (prawie podwojone stawki dla wszystkich grup taryfowych poza największymi odbiorcami, gdzie utrzymano dotychczasowy poziom), która zasila konto Zarządcy Rozliczeń dystrybuującego rekompensaty KDT. Podmiot ten zgodnie z ustawą obok dotychczasowych obowiązków będzie dysponował budżetem zebranym z opłaty OZE (ponad 0,3 mld PLN rocznie). Środki, które zostaną po rozdysponowaniu pomiędzy beneficjentów wsparcia KDT i OZE będą mogły być wykorzystane na pokrycie kosztów zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. Ustawa przewiduje w tym celu możliwość zakupu przez Zarządcę Rozliczeń certyfikatów inwestycyjnych funduszu zarządzanego przez podmiot nadzorowany przez Skarb Państwa. Nabyte certyfikaty inwestycyjne mogłyby być wymieniane na akcje spółek energetycznych. Budżet Zarządcy Rozliczeń za rok 2015 z tytułu opłaty zastępczej to 1,3 mld PLN (w tym roku stawki są nieznacznie wyższe). Można więc szacować, że w 2017 roku wzrośnie on do około 2,3 mld PLN, podczas gdy płatności z tytułu KDT-ów będą znacznie niższe (wygasają rekompensaty dla PGE). Na razie nie znamy żadnych szczegółów potencjalnego zaangażowania nadwyżki tych środków w projekty energetyczne, ale prawdopodobnie istotną rolę w tym procesie będzie odgrywać Polski Fundusz Rozwoju (następca PIR), który może uczestniczyć w inwestycjach również jako partner kapitałowy. W takim scenariuszu koncerny energetyczne mogłyby zabiegać o rozwodnienie swoich udziałów w nierentownych inwestycjach poprzez wydzielenie ich do SPV i sprzedaż do PFR. Przy utrzymaniu w kolejnych latach budżetu Zarządcy Rozliczeń na poziomie ponad 2 mld PLN skala tego zjawiska byłaby na pewno odczuwalna (potencjał na udział w 2 projektach klasy 900 MW na 50% udziale). Ograniczona ekspansja wiatru i fotowoltaiki Kolejnym wsparciem dla sektora energetyki konwencjonalnej, choć pośrednim, jest negatywny stosunek nowego Rządu do źródeł OZE, a w szczególności do najszybciej ostatnio rozwijających się farm wiatrowych (ograniczenie tego źródła do jednego koszyka w aukcji kosztem biomasy i biogazu, dalsze osłabienie cen zielonych certyfikatów). Dodatkowo poprzez zmniejszenie wsparcia dla energetyki prosumenckiej mocno ograniczono ryzyko niekontrolowanego rozwoju ogniw fotowoltaicznych negatywnie wpływających na spread szczytowy. Trudno skwantyfikować te zapisy, ale są one jednoznacznie pozytywne dla dużych koncernów, niedoważonych w OZE. Dodatkową szansą może być zaproponowane obniżenie progu dedykowanego współspalania z 30% do 15%, które przy odpowiedniej cenie referencyjnej w aukcji może przywrócić opłacalność produkcji w oparciu o to paliwo (może to być dość elastyczne narzędzie Rządu do realizacji celu udziału energii odnawialnej w miksie produkcyjnym). W tym wypadku jesteśmy jednak ostrożni, gdyż wzrost współspalania to mniejsze zapotrzebowanie na węgiel, co przynajmniej w najbliższych 2 latach może być trudne do przeforsowania. Rozwój interkonektorów nie będzie priorytetem? Rozwój połączeń międzysystemowych z rynkami o niższej cenie hurtowej (Niemcy, Skandynawia, Ukraina) to jedno z głównych zagrożeń dla polskich wytwórców, którzy obecnie sprzedają energię z premią do europejskich benchmarków (spread do EEX to około 50 PLN/MWh). Sygnałem ostrzegawczym są dane YTD, które wskazują na wzrost importu netto o 1 TWh, głównie z Ukrainy i ze Szwecji (przez nowe połączenie z Litwą). Zgodnie z oficjalnym harmonogramem potencjał importowy ma w perspektywie 2020 roku zwiększyć się o 1 GW (Niemcy, Ukraina), a w 2025 roku o kolejne 2 GW (Litwa, Niemcy). 2

3 Nowy Rząd wyraźnie optuje jednak za budowaniem bezpieczeństwa energetycznego w oparciu o własne źródła, wskazując na zawodność kanałów importowych (awarie czy dłuższe remonty kluczowych interkonektorów, przepływy kołowe utrudniające zarządzanie przepustowością w celach komercyjnych, możliwość pokrywania się okresu niedoboru mocy w poszczególnych krajach z uwagi na warunki pogodowe). W tym kontekście bardzo prawdopodobne jest obniżenie priorytetu rozbudowy połączeń transgranicznych i wydłużenie harmonogramów planowanych obecnie inwestycji (np. trzeciej linii na połączeniu synchronicznym DE/SK/CZ). Jeśli po roku 2020 komercyjny potencjał importowy będzie wynosił tylko 1,8 GW (Ukraina, Szwecja, Litwa), czyli 8% średniego zapotrzebowania to perspektywa pełnego arbitrażu transgranicznego wydaje się mało realna. Koszty dla odbiorcy końcowego Oczywiście jednym z głównych ograniczników dla pomocy publicznej dla sektora, obok ewentualnych zastrzeżeń Komisji Europejskiej, jest skala obciążenia odbiorców końcowych. Koszty rynku mocy, podobnie jak wspomniana zwiększona opłata przejściowa, będą bowiem przeniesione w rachunkach na klientów. Obecnie, co prezentujemy na poniższym wykresie, ceny detaliczne energii w Polsce kształtują się na konkurencyjnym poziomie na tle średniej unijnej, zarówno w przypadku gospodarstw domowych, jak i odbiorców komercyjnych. Zwiększenie opłaty przejściowej, wprowadzenie opłaty mocowej (107 tys. PLN/MW) i dodatkowej opłaty OZE pogorszyłoby sytuację klientów (wzrost rachunku w zależności od grupy taryfowej o 6-9%), ale nadal ich sytuacja byłaby wyraźnie lepsza od średniej UE28 czy najdroższych pod tym względem Niemiec. Niemniej jednak, spadek konkurencyjności w stosunku do innych państw z regionu byłby już zauważalny (średnio 12% odchylenia od Czech i Rumunii). Największy wpływ na wzrost rachunków będzie miała ewentualna opłata za rynek mocy. W bazowym scenariuszu przyjęliśmy wynagrodzenie rzędu 107 tys. PLN/MW na rok dla jednostek centralnie dysponowanych, co oznacza koszt dla systemu na poziomie 2,4 mld PLN rocznie. Ceny końcowe za energię wraz z podatkami i opłatami według grup odbiorców w PLN/kWH 1,20 1,00 Repolonizacja aktywów energetycznych Ostatnie doniesienia prasowe wskazują, że koncerny EDF i Engie zdecydowały się na sprzedaż swoich aktywów konwencjonalnych w Polsce. Naturalnymi oferentami w tych procesach mogą być polskie koncerny energetyczne kontrolowane przez MSP. Wstępne zainteresowanie elektrociepłowniami wyraziły już PGNiG i Energa. Według prasy w grze jest także czeski EPH, koncerny chińskie oraz CEZ. Naszym zdaniem wkrótce do rywalizacji włączą się również PGE (aktywa w Rybniku) oraz Enea (zabezpieczenie zbytu na węgiel do Połańca). Poniżej prezentujemy krótki opis aktywów wystawionych na sprzedaż i szacowaną skalę potencjalnych akwizycji. EDF Elektrownia Rybnik (1,8 GW mocy uruchomione w latach z czego 900 MW modernizowane w celu wydłużenia żywotności do roku 2030), Kogeneracja (560 MWe i 1,4 GWt), Elektrociepłownia Toruń (375 MWt, 2,2 MWe) oraz EDF Wybrzeże (332 MWe, 1,2 GWt). Zysk EBITDA z tych aktywów wyniósł w roku mln EUR, z czego ponad 70 mln EUR wygenerowała Kogeneracja, wyceniana obecnie na GPW na 1,3 mld PLN (EV za 100% spółki). Jeśli dla pozostałych aktywów przyjmiemy wskaźnik 5,0x EV/EBITDA 16 to łącznie wartość polskiego portfela EDF mogłaby sięgnąć 4,6 mld PLN (z czego elektrociepłownie to ponad 3 mld PLN, a Elektrownia Rybnik 1,0-1,5 mld PLN). Engie Elektrownia Połaniec (1,9 GW na węglu uruchomione w latach i w większości zmodernizowane w ostatnich latach oraz 205 MW w bloku biomasowym oddanym do użytku w roku 2013 kosztem 1 mld PLN). Dane finansowe dla Engie Polska nie są dostępne, ale według ostatnich doniesień prasowych cena wywoławcza została ustalona na 2 mld PLN. Zamrożone projekty inwestycyjne wracają Głównym ryzykiem dla sektora w scenariuszu wprowadzenia rynku mocy czy innych towarzyszących mechanizmów wsparcia jest odmrożenie kolejnych projektów w obszarze konwencjonalnej energetyki węglowej. Poniżej prezentujemy te inwestycje, które mogą zostać reaktywowane. Elektrownia Czeczott wspólny projekt bloku węglowego o mocy 1 GW należący do Kompanii Węglowej i japońskiego koncernu Mitsui (51% udział) potencjalny koszt 6 mld PLN potencjalny partner do projektu: PGE 0,80 0,60 0,40 Elektrownia Rybnik EDF wstrzymał budowę nowego bloku 900 MW w Elektrowni Rybnik w roku 2012 m.in. z uwagi na brak przydziału darmowych uprawnień CO 2 oraz brak rentowności współspalania potencjalny koszt szacowano na 7-8 mld PLN, ale po reaktywacji bardziej adekwatny może być poziom 6 mld PLN potencjalny partner: PGE 0,20 0,00 gospodarstwo domowe odbiorcy komercyjni* Polska -dodatkowe wsparcie Polska Niemcy UE 28 Czechy Rumunia Francja przemysł ** Elektrownia Łęczna projekt budowy bloku węglowego 500 MW w pobliżu kopalni Bogdanka porzucony przez Engie potencjalny koszt: 3,5 mld PLN potencjalny partner do projektu: Enea Elektrownia Puławy projekt realizowany przez Azoty Puławy, pierwotnie blok gazowo-parowy na 400 MW, obecnie rozważana zmiana paliwa na węgiel potencjalny koszt: 3 mld PLN potencjalny partner do projektu: Enea Źródło: Eurostat, szacunki Domu Maklerskiego mbanku; *zużycie 0,5-2 GWh, **zużycie GWh Elektrownia Ostrołęka projekt reaktywowany przez Energę szacujemy że koszt tej inwestycji to 6 mld PLN, a udział Energi wyniesie 50% 3

4 Skala wpływu na wyniki i wycenę spółek W tabeli prezentujemy teoretyczny wpływ wprowadzenia dodatkowego wsparcia w postaci rynku mocy na wycenę poszczególnych spółek. Kalkulacje te oparliśmy o nasze szacunki dotyczące mocy dyspozycyjnej w poszczególnych koncernach w roku 2020 (uwzględniamy planowane wyłączenia i uruchomienia bloków). Kalkulowane NPV przepływów skorygowaliśmy o podatek i średnie nakłady na dostosowanie starej floty do wymagań BAT na poziomie 0,3 mln PLN/MW (dla uproszczenia jednakowy dla wszystkich jednostek). Wartości z tabeli oczyszczamy jeszcze o negatywny wpływ potencjalnych nowych toksycznych projektów inwestycyjnych. Nie wzięliśmy natomiast pod uwagę sygnalizowanego wcześniej możliwego rozwodnienia strat na obecnie prowadzonych inwestycjach poprzez wprowadzenie do akcjonariatu wydzielonych wehikułów SPV Polskiego Funduszu Rozwoju. Założyliśmy również, że ewentualne akwizycje aktywów EDF czy Engie będą przeprowadzone na racjonalnych poziomach wyceny i będą neutralne dla akcjonariuszy. Szacunkowe płatności mocowe dla poszczególnych koncernów na bazie mocy zainstalowanej w JWCD* i ich NPV na tle obecnej kapitalizacji (mln PLN) moc JWCD* w MW rok 2015 rok 2020 płatność za moc mln PLN moc JWCD* w MW Źródło: szacunki Domu Maklerskiego mbanku; *jednostki centralnie dysponowane płatność za moc mln PLN NPV płatności - CAPEX BAT % MCap % EBITDA 2016 Enea % 16% Energa % 5% PGE % 15% Tauron % 12% ZEPAK % 20% Pozostali Ogółem Enea uwzględniając nowy blok w Kozienicach, płatności mocowe w roku 2020 mogłyby sięgać 342 mln PLN, co stanowi 16% aktualnego strumienia EBITDA. Szacowane NPV tych przepływów po korekcie o CAPEX na dostosowanie do BAT to około 1,98 mld PLN (44% aktualnej kapitalizacji), ale w przypadku tej Spółki należy liczyć się z ryzykiem dokapitalizowania KHW (0,5 mld PLN) oraz udziału w projektach w Łęcznej i Puławach (100% w Łęcznej i 50% w Puławach co implikuje ujemne NPV rzędu -1,0 mld PLN). W takim wypadku dodatni wpływ na wycenę koncernu wyniósłby netto 0,5 mld PLN, czyli 11% aktualnej kapitalizacji. Zakładamy, że jeśli Enea ostatecznie zdecyduje się na udział w projekcie Ostrołęka to odbędzie się to kosztem, któregoś z wymienionych projektów będących w fazie analiz. Energa przy uwzględnieniu 50% udziału w projekcie w Ostrołęce (uwzględnione w naszych prognozach i oczekiwaniach rynkowych) roczne przepływy z rynku mocy po roku 2020 powinny wynieść 110 mln PLN (5% aktualnego strumienia EBITDA), a ich NPV po koszcie inwestycji 0,7 mld PLN, czyli 16% MCap. PGE roczne przepływy z rynku mocy po roku 2020 powinny wynieść ponad 1 mld PLN (15% aktualnego strumienia EBITDA), a ich NPV po koszcie inwestycji 5,8 mld PLN, czyli 24% aktualnej kapitalizacji. Niemniej jednak realne jest ryzyko zaangażowania Spółki w nowe projekty węglowe w Elektrowni Czeczott czy Rybniku, które przy założeniu 50% udziału PGE skonsumują około 1,3 mld PLN wartości. Netto dodatni wpływ rynku mocy można więc szacować na 4,6 mld PLN (19% MCap). Tauron roczne przepływy z rynku mocy po roku 2020 powinny wynieść 388 mln PLN (12% aktualnego strumienia EBITDA), a ich NPV po koszcie inwestycji 2,2 mld PLN, czyli 48% aktualnej kapitalizacji. Naszym zdaniem ze względu na napięty bilans Spółki, jej udział w nowych projektach węglowych jest mało prawdopodobny. Niewykluczone jest natomiast znalezienie partnera do Jaworzna w postaci PFR finansowanego z opłaty przejściowej, co uwolniłoby (przy 50% udziale państwowego funduszu) około 0,6 mld PLN dodatkowej wartości. ZE PAK roczne przepływy z rynku mocy po roku 2020 powinny wynieść 117 mln PLN (20% aktualnego strumienia EBITDA), a ich NPV po koszcie inwestycji 0,6 mld PLN, czyli 86% aktualnej kapitalizacji. 4

5 Wyjaśnienia użytych terminów i skrótów: EV - dług netto + wartość rynkowa (EV - wartość ekonomiczna) EBIT - Zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny przed operacjami finansowymi, opodatkowaniem i amortyzacją BOOK VALUE - wartość księgowa WNDB - wynik na działalności bankowej P/CE - cena do zysku wraz z amortyzacją MC/S - wartość rynkowa do przychodów ze sprzedaży EBIT/EV - zysk operacyjny do wartości ekonomicznej P/E - (Cena/Zysk) - Cena dzielona przez roczny zysk netto przypadający na jedną akcję ROE - (Return on Equity - Zwrot na kapitale własnym) - Roczny zysk netto dzielony przez średni stan kapitałów własnych P/BV - (Cena/Wartość księgowa) - Cena dzielona przez wartość księgową przypadającą na jedną akcję Dług netto - kredyty + papiery dłużne + oprocentowane pożyczki - środki pieniężne i ekwiwalent Marża EBITDA - EBITDA / Przychody ze sprzedaży Rekomendacje Domu Maklerskiego mbanku: Rekomendacja jest ważna w okresie 6-9 miesięcy, o ile nie nastąpi wcześniejsza jej zmiana. Oczekiwane zwroty z poszczególnych rekomendacji są następujące: KUPUJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji wyniesie co najmniej 15% AKUMULUJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale 5%-15% TRZYMAJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale -5% do +5% REDUKUJ - oczekujemy, że stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale od -5% do -15% SPRZEDAJ - oczekujemy, że inwestycja przyniesie stratę większą niż 15%. Rekomendacje są aktualizowane przynajmniej raz na 9 miesięcy. mbank S.A. z siedzibą w Warszawie, przy ul. Senatorskiej 18 prowadzi działalność maklerską w ramach wyodrębnionej jednostki organizacyjnej Biura Maklerskiego posługującego się nazwą Dom Maklerski mbanku. Niniejsze opracowanie wyraża wiedzę oraz poglądy jego autorów, według stanu na dzień sporządzenia opracowania. Niniejsze opracowanie zostało sporządzone z zachowaniem należytej staranności, rzetelności oraz zasad metodologicznej poprawności i obiektywizmu na podstawie ogólnodostępnych informacji, które Dom Maklerski mbanku uważa za wiarygodne, w tym informacji publikowanych przez emitentów, których akcje są przedmiotem rekomendacji. Dom Maklerski mbanku nie gwarantuje jednakże dokładności ani kompletności opracowania, w szczególności w przypadku, gdyby informacje na których oparto się przy sporządzaniu opracowania okazały się niedokładne, niekompletne, lub nie w pełni odzwierciedlały stan faktyczny. Niniejsze opracowanie nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu instrumentów finansowych. Niniejszy dokument ani żaden z jego zapisów nie będzie stanowić podstawy do zawarcia umowy lub powstania zobowiązania. Niniejsze opracowanie jest przedstawione wyłącznie w celach informacyjnych i nie może być kopiowane lub przekazywane osobom trzecim. W szczególności ani niniejszy dokument, ani jego kopia nie mogą zostać bezpośrednio lub pośrednio przekazane lub wydane w USA, Australii, Kanadzie, Japonii. Do rekomendacji wybrano istotne informacje z całej historii spółek będących przedmiotem rekomendacji ze szczególnym uwzględnieniem okresu jaki upłynął od poprzedniej rekomendacji. Inwestowanie w akcje wiąże się z szeregiem ryzyk związanych między innymi z sytuacją makroekonomiczną kraju, zmianą regulacji prawnych, zmianami sytuacji na rynkach towarowych. Wyeliminowanie tych ryzyk jest praktycznie niemożliwe. mbank S.A. nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania, ani za szkody poniesione w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie niniejszego opracowania. Jest możliwe, że mbank S.A. w ramach prowadzonej działalności maklerskiej świadczy, będzie świadczyć, lub w przeszłości świadczył usługi na rzecz przedsiębiorców i innych podmiotów wymienionych w niniejszym opracowaniu. mbank S.A. nie wyklucza złożenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się poniżej. Komentarz nie został przekazany do emitenta przed jego publikacją. mbank S.A., jego akcjonariusze i pracownicy mogą posiadać długie lub krótkie pozycje w akcjach emitentów lub innych instrumentach finansowych powiązanych z akcjami emitentów wymienionych w opracowaniu. Powielanie bądź publikowanie niniejszego opracowania lub jego części, lub rozpowszechnianie w inny sposób informacji zawartych w niniejszym opracowaniu wymaga uprzedniej, pisemnej zgody mbanku S.A. Adresatami rekomendacji są wszyscy Klienci Domu Maklerskiego mbanku. Nadzór nad działalnością mbank S.A. sprawuje Komisja Nadzoru Finansowego. mbank S.A. pełni funkcję animatora emitenta dla następujących spółek: Asseco Business Solutions, Bakalland, BOŚ, Capital Park, Erbud, Es-System, IMS, Kruk, Magellan, Mieszko, Neuca, Oponeo, PBKM, Pemug, Polimex Mostostal, Polna, Solar, Tarczyński, Vistal, ZUE. mbank S.A. pełni funkcję animatora rynku dla następujących spółek: Asseco Business Solutions, Bakalland, BOŚ, Capital Park, Erbud, Es-System, IMS, KGHM, Kruk, LW Bogdanka, Magellan, Mieszko, Neuca, Oponeo, PBKM, PGE, Pekao, PKN Orlen, PKO BP, Polimex Mostostal, Polna, Polwax, PZU, Solar, Tarczyński, Vistal, ZUE. mbank S.A. otrzymuje wynagrodzenie od emitenta za świadczone usługi od następujących spółek: AB, Agora, Alior Bank, Alchemia, Ambra, Bakalland, BNP Paribas, Boryszew, BPH, mbank, BZ WBK, Deutsche Bank, Elemental Holding, Elzab, Enea, Energoaparatura, Erbud, Erste Bank, Es-System, Farmacol, Ferrum, Getin Holding, Grupa o2, Handlowy, Impexmetal, Indata Software, ING BSK, Inter Groclin Auto, Ipopema, Koelner, Kruk, LW Bogdanka, Magellan, Mennica, Mercor, Mieszko, Millennium, Mostostal Warszawa, Netia, Neuca, Odratrans, Oponeo, Orbis, OTP Bank, Paged, PA Nova, PBKM, Pekao, Pemug, Pfleiderer Grajewo, PGE, PGNiG, PKO BP, Polimex-Mostostal, Polnord, PRESCO GROUP, Prochem, Projprzem, Prokom, PZU, RBI, Robyg, Rubikon Partners NFI, Seco Warwick, Skarbiec Holding, Sokołów, Solar, Sygnity, Tarczyński, Techmex, TXN, Unibep, Uniwheels, Vistal, Wirtualna Polska S.A., Work Service, ZUE. W ciągu ostatnich 12 miesięcy mbank S.A. był oferującym akcje emitenta w ofercie publicznej spółek: HTL Strefa, PBKM, Uniwheels. Asseco Poland świadczy usługi informatyczne na rzecz mbank S.A. mbank S.A. posiada umowę dotyczącą obsługi kasowej klientów Domu Maklerskiego mbanku z Pekao oraz umowę abonamentową z Orange Polska S.A. Osoby, które nie uczestniczyły w przygotowaniu rekomendacji, ale miały lub mogły mieć dostęp do rekomendacji przed jej przekazaniem do publicznej wiadomości, to osoby zatrudnione w Domu Maklerskim mbanku upoważnione do bezpośredniego dostępu do pomieszczeń, w których opracowywane były rekomendacje lub osoby upoważnione do dostępu do rekomendacji z racji pełnionej w Spółce funkcji, inne niż analitycy wymienieni jako sporządzający niniejszą rekomendację. Silne i słabe strony metod wyceny zastosowanych w rekomendacji: DCF uważana za najbardziej właściwą metodologicznie techniką wyceny; polega ona na dyskontowaniu przepływów finansowych generowanych przez spółkę; jej wadą jest duża wrażliwość na zmiany założeń prognostycznych w modelu. Wskaźnikowa opiera się na porównaniu mnożników wyceny firm z branży; prosta w konstrukcji, lepiej niż DCF odzwierciedla bieżący stan rynku; do jej wad można zaliczyć dużą zmienność (wahania wraz z indeksami giełdowymi) oraz trudność w doborze grupy porównywalnych spółek. 5

6 Dom Maklerski mbanku Senatorska Warszawa Departament Analiz Kamil Kliszcz dyrektor tel paliwa, chemia, energetyka Jakub Szkopek tel przemysł Piotr Bogusz tel handel Michał Marczak tel strategia, surowce, metale Paweł Szpigiel tel media, IT, telekomunikacja Michał Konarski tel banki, finanse Piotr Zybała tel budownictwo, deweloperzy Departament Sprzedaży Instytucjonalnej Maklerzy Piotr Gawron dyrektor tel Szymon Kubka, CFA, PRM tel Jędrzej Łukomski tel Sprzedaż rynki zagraniczne Marzena Łempicka-Wilim wicedyrektor tel Krzysztof Bodek tel Anna Łagowska tel Adam Prokop tel Mariusz Adamski tel Tomasz Jakubiec tel Michał Jakubowski tel Michał Rożmiej tel Biuro Aktywnej Sprzedaży Kamil Szymański dyrektor tel Jarosław Banasiak wicedyrektor tel