Polska Energetyka. Sektor energetyczny RAPORT

Transkrypt

1 RAPORT Polska Energetyka ENEA Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 14,2 Cena bieżąca (PLN) 13,90 Stopa dywidendy 2,6% Potencjał wzrostu 4,7% Kapitalizacja (mln PLN) 6136 Free float 29% Bloomberg ENA PW Reuters ENAE.WA PGE Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 16,9 Cena bieżąca (PLN) 16,80 Stopa dywidendy 7,7% Potencjał wzrostu 8,4% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 37% Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Tauron Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 4,6 Cena bieżąca (PLN) 4,19 Stopa dywidendy 3,6% Potencjał wzrostu 13,4% Kapitalizacja (mln PLN) 7343 Free float 60% Bloomberg TPE PW Reuters TPE.WA Wydajemy rekomendacje kupuj dla akcji Tauron z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 4.60 PLN, rekomendacje trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową 16,90 PLN oraz rekomendację trzymaj dla ENEI z ceną docelową PLN. Wg naszej oceny Tauron i ENEA mimo pogorszenia się sytuacji na rynku energii w bieżącym roku zdołają zrekompensować straty z tytułu spadku cen w segmencie wytwarzania poprzez niższe ceny węgla, oraz wyższe marze w segmentach dystrybucji i sprzedaży. Podtrzymujemy wycenę PGE ze względu na relatywnie mniejszy program inwestycyjny, co pozwoli mimo spadku wolnych przepływów gotówkowych z działalności operacyjnej wypłacać dywidendy dające najwyższą stopę zwrotu. Wg naszych szacunków rok 2014 może być najsłabszym okresem w polskiej energetyce. Obecna sytuacja na rynku wskazuje, że nastąpi dalszy znaczny spadek cen energii o ok. 10% w stosunku do roku Na najbliższy okres preferujemy spółki, które dzięki strukturze swojego biznesu lepiej poradzą sobie ze spowolnieniem na rynku energii. Tauron jest notowany na poziomie EV/EBITDA 4,2 i 5,2 oraz P/E 5,0 i 8,0 na lata 2013/2014. Tauron jest obecnie najtańszą spółką sektora. Tauron jako największy krajowy sprzedawca i dystrybutor energii w największym stopniu skorzysta na niższych kosztach umarzania certyfikatów, różnicy koszów zakupu energii i cen dla odbiorców końcowych oraz wzroście marży w segmencie dystrybucji. W segmencie wytwarzania spadek zysku w tym roku jest łagodzony przez niższe ceny węgla i nadwyżki CO2 z lat poprzednich. ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,5 i 6,0 oraz P/E 8,2 i 10,7 na lata 2013/2014. ENEA w bieżącym roku pokaże relatywnie dobre wyniki finansowe mimo spowolnienia na rynku energii. Uważamy, że Spółka wykorzysta ten okres do rozpoczęcia nowych programów restrukturyzacji zatrudnienia, które złagodzą wzrost kosztów finansowych w kolejnych latach po rozpoczęciu inwestycji w Kozienicach. Obecne wyceny ENEI mogą rozpocząć kolejne spekulacje o pozyskaniu przez Spółkę inwestora, uważamy jednak, że trudno będzie go znaleźć bez rozwiązania systemowego dla sektora wytwarzania w Polsce. PGE jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 6,2 i 7,3 oraz P/E 11,4 i 14,0 na lata 2012/2013. W PGE w najbliższym czasie powinno opublikować strategię, która doprecyzuje program inwestycyjny do roku 2020r. Oczekujemy, że będzie bazować ona na programie zaprezentowanym przez spółkę w 2012r. PGE GIEK S.A. podjęło już decyzję o wycofaniu się z projektu w Elektrowni Opole. W obecnej sytuacji rynkowej maleją także szansę na realizację programu jądrowego. Dzięki temu mimo niskich cen energii i słabszych przepływów pieniężnych, PGE będzie w stanie wypłacać w kolejnych latach najwyższą dywidendę. Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

2 Rynek energii w Polsce. Krajowe zużycie energii brutto GWh Źródło: PSE Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. -marzec 2013 r.) PLN/MWh Mies. kurs BASE (PLN/MWh) Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) BASE_Y-12 Źródło: TGE PEAK5_Y-12 BASE_Y-13 PEAK5_Y-13 BASE_Y-14 PEAK5_Y-14 Na rynku energii widać odbicie sytuacji gospodarczej, która prowadzi do spadku zużycia energii elektrycznej. W 2012r. spadek zużycia energii elektrycznej wyniósł 0,6%. Ze względu na gorsze saldo eksportu netto spadek produkcji był większy i wyniósł 2%. Sczególnie silnie odczuły spowolnienie elektrownie na węglu kamiennym, gdzie produkcja spadła o 7% r/r. W I kwartale spadek zużycia energii wyniósł 1,8%. Wolumeny produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym wzrosły jednak o 1,2% r/r. Zadecydowały o tym trwałe wyłączenie bloku 200 MW w Turowie oraz lepsze saldo eksportu netto energii, a także płaska generacja w elektrowniach wiatrowych ze względu na gorsze warunki wietrzne. 2

3 W ciągu ostatnich miesięcy utrzymywały się spadki cen widoczne zarówno na rynku SPOT jak i Forward. Ceny kontraktów Base na 2014r. spadły do ok. 158 PLN w kwietniu. Należy przyznać, że nastąpił także spadek cen CO2. Jednak średnie ceny zakontraktowane do tej pory na 2014r. są niewiele wyższe i wynoszą ok. 166 PLN. W odróżnieniu od sytuacji w 2012r. wysoki jest poziom kontraktacji, który na koniec kwietnia szacujemy na ponad 40%. Wg obecnych prognoz ekonomicznych brak jest perspektyw na silniejsze ożywienie gospodarcze, które mogłoby pomóc cenom energii. Pochodną spowolnienia gospodarczego są spadające ceny praw EUA, które w kwietniu zeszły do poziomu poniżej 4 EUR. W połowie kwietnia Parlament Europejski odrzucił projekt dotyczący przesunięcia 900 mln praw do emisji CO2 z lat na lata Głosowanie nie zamyka jednak ostatecznie tej kwestii, ponieważ propozycja wróciła do Komisji PE do spraw środowiska i może być głosowana ponownie zwłaszcza, że projekt zyskał poparcie Wielkiej Brytanii, Francji, Holandii, Danii, Szwecji, Portugalii, Finlandii i Słowenii oraz Niemiec, które do tej pory nie zajmowały jednoznacznego stanowiska. Sytuacja w segmencie sprzedaży. Bieżący rok jest bardzo dobry dla sprzedawców energii do odbiorców końcowych. Istotnie wzrosła marża pierwszego pokrycia na sprzedaży energii. Wpływają na to niższe koszty zakupu energii, przy relatywnie stałych stawkach sprzedaży widocznych w zwłaszcza w taryfach C i G. Stawki taryfy G, które zostały zatwierdzana przez Prezesa URE na 2011 rok zostały przedłużone do 30 czerwca 2013r. W tym roku ceny zakontraktowanej energii elektrycznej spadły o ok. 6%. Kolejnym korzystnym czynnikiem jest znaczny spadek kosztów umorzenia certyfikatów pochodzenia energii. Po 31 marca br. przestały obowiązywać przepisy w zakresie obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia energii pochodzących z kogeneracji. Do chwili obecnej kwestia żółtych i czerwonych certyfikatów nie została rozwiązana. Mimo, że przestał funkcjonować obowiązek umarzania to cały czas aktualny jest obowiązek wydawania certyfikatów za produkcję w kogeneracji. W przypadku przedłużania się okresu bez obowiązku umorzenia może to doprowadzić do powstania nawisu podażowego. Obecna sytuacja prowadzi do powstania nadzwyczajnych zysków u sprzedawców energii, którzy jedynie w przypadku największych klientów dzielą się dodatkowym zyskiem z tyłu niższych kosztów. W przypadku grup energetycznych notowanych na GPW szczególnie pozytywnie wpłynie to na zyski Taurona i ENEI. Dla PGE, który jest największym producentem energii w kogeneracji gazowej łączny wpływ powinien być neutralny. Wg naszych szacunków przy obecnych cenach certyfikatów spadek obciążeń sprzedawców energii jest niższy o ok. kilkanaście PLN/ MWh. Podobnie pozytywnie na zyski sprzedawców energii wpływa obniżenie cen zielonych certyfikatów. 3

4 GWh Produkcja energii elektrycznej z OZE Źródło: ARE el wodne el wiatrowe el biogazowe el na bimasie współspalanie bimasy i biogazu Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów. Ze względu na wzrost produkcji energii z OZE, która w 2012r. wyniosła ok. 16,7 TWh i znacznie przekroczyła poziom wymaganego umorzenia na poziomie 12,7TWh doszło do powiększenia nawisu podażowego na rynku zielonych certyfikatów, który wraz z certyfikatami z poprzednich lat szacowany jest na ok. 8 TWh. Obecnie korzystnie na spadek podaży działają wzrost obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów z 10,4% w 2012 do 12% wolumenu sprzedaży do odbiorców końcowych oraz niskie ceny zielonych certyfikatów, które spowodowały wycofanie się lub ograniczenie współspalania w elektrowniach węglowych. W marcu spadek produkcji w wyniku współspalania biomasy wyniósł ok. 65% r/ r w elektrowniach na węglu brunatnym i ok. 43% w elektrowniach na węglu kamiennym. Doprowadziło to z kolei do trudnej sytuacji na rynku biomasy. W projekcie nowej ustawy o OZE mają się pojawić modyfikacje, które miałyby zmienić sytuację na rynku certyfikatów. Nowa ustawa o OZE. Niekorzystnie na rynek energetyczny działa brak nowej ustawy o OZE. M.in. z tego względu bardzo trudno jest uzyskać finansowanie na projekty w zakresie OZE. Opóźnia to powstawanie nowych projektów, szczególnie w zakresie elektrowni wiatrowych. Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami projekt ustawy miał zostać upubliczniony w kwietniu, co jednak nie nastąpiło. Wg doniesień prasowych wciąż trwają dyskusje nt wielkości wsparcia dla poszczególnych inwestycji. W szczególności dotyczy to tych technologii, których ceny szybko spadają jak np.: fotowoltaika, gdzie ceny ogniw spadły w 2012r.o ok. 30%, po podobnej wielkości spadku w 2011r., a poziom wsparcia w Niemczech dla dużych instalacji zbliżył się do poziomu wsparcia farm wiatrowych. Kolejnym obszarem, który ma zostać rozwiązany przez nową ustawę jest nadpodaż na rynku zielonych certyfikatów. Służyć ma temu brak wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych, ograniczenie wiekości wsparcia dla elektrowni wiatrowych, uniemożliwienie płacenia opłaty zastępczej, gdy cena certyfikatu spada poniżej 75% wartości opłaty oraz ograniczenie czasu życia certyfiaktu do dwóch lat. Wg wypowiedzi Ministerstwa Gospodarki ze względu na sytuację na rynku biomasy współspalanie na dotychczasowych warunkach ma być kontynuowane do 2017r., przy czym 4

5 limity produkcji mają zostać określone na podstawie średniej z lat 2011/12. Nowe inwestycje. Ze względu na sytuację na rynku energii i sytuację gospodarczą znacznemu zmniejszeniu uległ program inwestycyjny w wytwarzaniu. Z planowanych jeszcze dwa lata temu kilkunastu megawatów nowych źródeł planowanych do2020r. powstanie prawdopodobnie zaledwie kilka. Z inwestycji wycofują się zarówno prywatni Inwestorzy np.: EDF, jak też spółki z udziałem Skarbu Państwa jak PGE i Energa. Z większych inwestycji zaakceptowane zostały bloki węglowe w Kozienicach, Jaworznie oraz gazowe w Stalowej Woli i Włocławku. Obecnie trwają przetargi na blok gazowy w Puławach oraz Elektrownię Północ. GDF powrócił do budowy elektrowni wraz z kopalnią Bogdanka. W dalszym ciągu trwają prace nad systemowym rozwiązaniem wsparcia dla inwestycji w segmencie wytwarzania. Obok prac krajowych ( w Polsce dyskuje nad sieciowym modelem rynku energii i rynkiem mocy) w połowie listopada ub. roku publiczne konsultacje na ten temat rozpoczęła Komisja Europejska. 5

6 RAPORT Tauron Sektor energetyczny Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 4,19 Cena docelowa (PLN) 4,60 Min 52 tyg (PLN) 3,87 Max 52 tyg (PLN) 5,10 Kapitalizacja (mln PLN) 7343,18 EV (mln PLN) 12692,54 Liczba akcji (mln szt.) 1752,55 Free float 59,6% Free float (mln PLN) 4372,86 Śr. obrót/dzień (mln PLN) 12,35 Kod Bloomberga TPE PW Kod Reutersa TPE.WA Zmiana kursu Tauron WIG 1 miesiąc -2,1% -1,2% 3 miesiące -7,1% -3,1% 6 miesięcy -3,2% 3,1% 12 miesięcy -0,2% 14,5% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 30,06% 30,06% KGHM S.A. 10,39% 10,39% ING OFE 5,06% 5,06% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj ,20 Buy ,10 5,2 4,7 Tauron Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji Tauron z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 4.60 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem wypłaty dywidendy w tym okresie wynosi 13%. Tauron jest spółką, która ze względu na fakt, że jest największym dystrybutorem i sprzedawcą energii do klientów końcowych w najmniejszym stopniu odczuje niekorzystną sytuację na rynku wytwarzania. W segmencie wytwarzania wcześniejsze obawy budził fakt, że Spółka była eksponowana nie tylko na spadek ceny na rynku, ale także na utratę przychodów z tytułu KDT, które wynosiły w ciągu ostatnich lat ok. 500 mln PLN rocznie. W tym roku Tauron uzyskał podobnej wielkości wpływy pieniężne z tego tytułu. Dodatkowo pozytywnie na wyniki finansowe działa obniżka cen węgla. Tauron jest naszym zdaniem obecnie najbardziej atrakcyjną spółka z notowanych na GPW polskich grup energetycznych. Spółka ma atrakcyjne wskaźniki wyceny, na poziomie P/E 5,6 i EV/EBITDA 4.2, które naszym zdaniem mimo ich pogorszenia w kolejnych latach ze względu na sytuację rynkową powinny pozostać na najniższym poziomie w sektorze energetyczym. Naszym zdaniem bardzo dobre wyniki w segmencie sprzedaży, oraz należności z tytułu KDT, które powinny zostać spłacone w tym roku dadzą Spółce dodatkowo ponad 1mld przepływów gotówkowych, co pozwoli przygotować się do pogorszenia cash flow w 2014r. W tym roku obawy o poziom wyników finansowych budził segment wytwarzanie, w którym nie będą księgowane już zyski z KDT, które w 2012r. Wyniosły 567 mln PLN. Na znacznie mniejszy spadek wyników wpłynęły jednak pozytywnie obniżki cen węgla wynegocjowane przez Spółkę. Pewne ryzyko dla wyników niosą także odpisy z tytułu trwałej utraty wartości, które wg naszej opinii mogą objąć bloki 100 MW. Tauron powinien rozpocząć w tym roku inwestycje w Jaworznie. Oczekujemy, że inwestycja zostanie wsparta ze środków Polskich Inwestycji Rozwojowych. Ryzyko inwestycji ma szanse zostać zmniejszone w następnych latach po dyskutowanym obecnie wprowadzeniu rynku mocy. Zagrożeniem dla wyników segmentu dystrybucji są obniżające się rentowności obligacji, które wpływają na poziom stopy zwrotu z RAB. W dużym stopniu spadki WACC powinny zostać pokryte przez osczędności, które zostały dokonane w tym segmencie. 4,2 3,7 2 maj 13 lip 24 wrz 4 gru 19 lut 7 maj Tauron WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa Tauron - wybrane dane finansowe tys PLN P 2014P 2015P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 0,70 0,84 0,75 0,52 0,58 DPS (PLN) 0,15 0,31 0,15 0,15 0,15 Div.Yield % 3,6% 7,4% 3,6% 3,6% 3,6% P/E 6,0 5,0 5,6 8,0 7,2 P/BV 0,5 0,4 0,4 0,4 0,4 EV/EBITDA 4,5 3,9 4,2 5,2 5,0 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

7 Tauron jest spółką, która ze względu na fakt, że jest największym dystrybutorem i sprzedawcą energii do klientów końcowych w najmniejszym stopniu odczuje niekorzystną sytuację na rynku wytwarzania. W I kwartale br. dodatkowy łączny przyrost zysku operacyjnego z tytułu ceny i wielkości sprzedaży oraz niższych kosztów umarzania certyfikatów wyniósł 229 mln PLN. W segmencie wytwarzania wcześniejsze obawy budził fakt, że Spółka była eksponowana nie tylko na spadek ceny na rynku, ale także na utratę przychodów z tytułu KDT, które wynosiły w ciągu ostatnich średnio ok. 500 mln. Mimo braku KDT oczekujemy księgowanie należności z tego tytułu w podobnej wysokości. Tauron uzyskał także obniżkę cen węgla, a koszt węgla spadł w I kwartale br. o 12% r/r. Tauron jest najbardziej zaawansowaną spółką w zakresie procesów restrukturyzacyjnych. W latach w Spółce obowiązywał program poprawy efektywności, którego łączny efekt liczony względem inflacyjnego wzrostu kosztów wyniósł 1,1 mld. Obecnie Tauron realizuje kolejny program PPE, którego łączny efekt do 2015r. ma wynieść 900 mln PLN. Jednym z filarów PPE był program dobrowolnych odejść. W ramach PDO ze Spółki odeszło ok osób, w tym ok osób w segmencie dystrybucji,(w którym po połączeniu z GZE pracuje 12,9 tys.osób i ok. 1 tys. osób w segmencie wytwarzania, gdzie zatrudnionych jest 5 tys. pracowników. Spółka planuje kontynuację programów. Do 2015r. z segmentu wytwarzania ma odejść 1580 pracowników, a z segmentu dystrybucji 1400 osób. Dodatkowo 200 etatów ma zostać zredukowanych w segmencie ciepło. W kwietniu br. ostatecznie rozstrzygnięty został przetarg na budowę bloku w Jaworznie. Spółka podjęła decyzję o kontynuowaniu inwestycji mimo kontrowersji PGE wobec kontynuowania inwestycji w Opolu. Oczekujemy kapitałowego wsparcia dla tej inwestycji ze strony Polskich Inwestycji Rozwojowych. Projekt powinien być zakończony w 2018 roku. Uważamy, że istnieje istotna szansa, że do tego czasu zostanie rozwiązany problem wsparcia dla rynku mocy w szczególności dla nowych inwestycji. Po podjęciu decyzji o budowie bloku wydaje się, że program inwestycyjny Tauronu został już określony. Kwestią do rozstrzygnięcia pozostaje jeszcze wg informacji prasowych uzyskanie gwarancji bankowych należytego wykonania przez wykonawców. Uważamy, że kontynuowane będą tylko inwestycje do tej pory rozpoczęte przez Spółkę, a ewentualna nadwyżka środków finansowych będzie dotyczyć inwestycji w OZE. Nie zakładamy obecnie realizacji projektu w Blachowni. Ryzykiem dla Spółki pozostaje istotny spadek wyników w przyszłym roku spowodowany obniżeniem się stopy zwrotu z aktywów w segmencie dystrybucyjnym, która przy średniej stopie wolnej od ryzyka na poziomie 4% wyniesie 7,3%, co oznacza spadek o 1,6%. Przy dalszym spadku rentowności obligacji spadek ten może być jeszcze większy. Mniej atrakcyjne będą także marże w segmencie sprzedaży Uważamy także, że URE będzie chciało obniżyć ceny w taryfie G po 30 czerwca br. W 2014 r. oczekujemy także zmniejszenia nawisu podażowego i wzrostu cen zielonych certyfikatów. Po decyzjach PGE i Energi o odpisaniu wartości elektrowni ZEDO i Ostrołęka zwiększa się ryzyko podobnych księgowań w grupie Tauron. Oczekujemy, że odpisana może zostać wartość księgowa bloków 100 MW, o ile bloki te nie wejdą w skład zimnej rezerwy i część kosztów i ich pracy będzie pokrywana przez PSE. 7

8 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 4,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą Tauron na tle spółek z sektora. Wycena DCF Tauron: model DCF tys PLN 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 7,2% 7,0% 6,7% 6,6% 6,4% 6,4% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,22 1,30 1,38 DFCF Wzrost w fazie II 1,00% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość DCF Dług netto Aktywa pozaoperacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości ,0 Wartość firmy ,6 Liczba akcji (mln szt.) Wartość firmy na akcję na ,63 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 4,60 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 mie 0,15 Cena bieżąca 4,19 Oczekiwana stopa zwrotu 13% Źródło: prognozy PKO DM Tauron:WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% koszt długu 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% waga długu 38,8% 44,7% 49,5% 53,2% 56,5% WACC 7,2% 7,0% 6,7% 6,6% 6,4% Źródło: prognozy PKO DM Tauron: Kluczowe założenia do wyceny 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej Tauron (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego Tauron (PLN/t) 10,5 10,5 10,7 11,2 11,4 Wolumen produkcji energii (TWh) 21,7 22,0 21,3 22,5 21,5 Wolumen sprzedaży 36,4 36,9 37,4 37,9 38,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,0 3,0 4,0 5,0 5,0 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski 8

9 Wycena porównawcza Tauron Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR EDF ,7 8,7 10,3 9,3 5,0 5,0 4,7 GDF SUEZ ,6 10,6 12,2 11,6 5,7 7,1 7,0 RWE AG ,8 6,8 7,2 8,0 3,8 3,8 3,9 IBERDROLA ,9 9,3 10,6 10,4 7,0 7,2 7,0 CEZ ,6 7,2 7,6 8,4 5,5 5,8 6,0 DRAX GROUP PLC 2 841,2 12,4 24,2 19,8 7,1 10,4 8,5 FORTUM OYJ ,3 11,5 11,3 11,7 8,8 8,6 8,7 ENEA 1 482,1 8,6 7,6 10,2 4,0 4,2 5,8 PGE 7 587,5 9,8 11,5 14,0 4,6 6,2 7,3 średnia 9,4 11,4 11,5 5,7 6,5 6,5 Tauron 1 773,7 5,0 5,0 8,0 3,9 3,7 5,2 premia/dyskonto do średniej -47% -56% -31% -32% -43% -21% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 7,9 9,5 6,1 6,2 7,3 5,3 7,8 6,3 wagi 50% 50% wycena porównawcza 7,04 Źródło: Tauron, Bloomberg, PKO DM 9

10 Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiał Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segmenty wytwarzania i ciepła Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement wydobycie Segment OZE Segmenty pozostałe Pozycje nieprzypisane Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2014P 2015P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 6,5% 5,8% 7,8% 9,0% 7,7% 5,2% 5,5% ROA 3,5% 3,7% 4,3% 4,7% 4,1% 2,6% 2,7% Dług netto Dług netto/ EBITDA 0,4 0,0 1,3 1,3 1,5 2,3 2,4 Źródło: Tauron, P - prognoza PKO DM 10

11 RAPORT ENEA Sektor energetyczny Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 13,90 Cena docelowa (PLN) 14,20 Min 52 tyg (PLN) 12,27 Max 52 tyg (PLN) 16,90 Kapitalizacja (mln PLN) 6135,46 EV (mln PLN) 4777,46 Liczba akcji (mln szt.) 441,40 Free float 29,2% Free float (mln PLN) 1791,55 Śr. obrót/dzień (mln PLN) 2,60 Kod Bloomberga ENA PW Kod Reutersa ENEA.WA Zmiana kursu Enea WIG 1 miesiąc 1,0% -1,2% 3 miesiące -8,7% -3,1% 6 miesięcy -11,0% 3,1% 12 miesięcy -12,8% 14,5% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 52,13% 52,13% Vattenfall 18,67% 18,67% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj ,60 Kupuj ,00 Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 14,20 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem dywidendy wynosi 5%. Ze względu na wysokie dynamiki zysku w segmentach dystrybucji i sprzedaży ENEA zanotuje w tym roku wg naszych prognoz wzrost zysku operacyjnego. W Spółce do tej pory nie było prowadzonych większych programów dobrowolnych odejść poza segmentem dystrybucji, gdzie objęły ponad 200 osób. Oczekujemy, że Spółka uruchomi podobne programy w segmencie wytwarzania. Dodatkowe oszczędności pozwoliłyby zmniejszyć efekt niższych przychodów finansowych ze względu na zadłużania się Spółki w związku z realizacją inwestycji w Kozienicach. W przypadku ENEI oczekujemy wysokiej kontrybucji w tym roku segmentu dystrybucji oraz segmentu sprzedaży. Spadki marży w segmencie wytwarzania będą złagodzone przez niższe ceny węgla oraz efekt niskiej bazy w postaci księgowania odpisów amortyzacyjnych z tytułu zakupu EC Białystok w 2012r. ENEA zapewniła sobie długoterminowe finansowanie dla swojej największej inwestycji jaką jest budowa nowego bloku w Kozienicach. Zapewnia to spółce większe bezpieczeństwo planowania przepływów pieniężnych i umożliwia utrzymanie wypłaty dywidendy na dotychczasowym poziomie. ENEA do tej pory miała istotne nadwyżki gotówkowe, które na koniec 2012r. Wynosiły ok. 1,5 mld PLN netto. Ze względu na rozpoczęcie inwestycji w Kozienicach już w następnym roku Spółka zacznie się zadłużać i wykaże dług netto. Zniknie dotychczasowe źródło przychodów finansowych. Z tego punktu widzenia bardzo istotne jest wprowadzenie programów poprawy efektywności w segmencie wytwarzania. Obecne wyceny Spółki mogą ponownie przyciągać uwagę do prywatyzacji Spółki, ale decyzji właścicielskich można się spodziewać naszym zdaniem dopiero po wprowadzeniu systemowych rozwiązań na rynku wytwarzania. 20,5 Enea 17,5 14,5 11,5 2 maj 13 lip 24 wrz 4 gru 19 lut 7 maj Enea WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa ENEA - wybrane dane finansowe tys PLN P 2014P 2015P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,80 1,62 1,70 1,30 1,04 DPS (PLN) 0,44 0,48 0,36 0,51 0,39 Div.Yield % 3,2% 3,5% 2,6% 3,7% 2,8% P/E 7,7 8,6 8,2 10,7 13,4 P/BV 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 EV/EBITDA 3,5 4,0 4,5 6,0 6,8 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

12 Biznes ENEI jest zdywersyfikowany pomiędzy wytwarzanie, sprzedaż i dystrybucję energii elektrycznej. Z tego względu podobnie jak w Tauronie oczekujemy znacznego wpływu na wyniki korzystnej sytuacji w segmencie dystrybucji i sprzedaży. Podobnie jak u innych wytwórców na węglu kamiennym zakładamy, że Spółce udało sie obniżyć ceny węgla na bieżący rok, co zmniejszy spadek rentowności segmentu wytwarzania. W tym roku Spółka nie będzie już amortyzować CO2 w elektrociepłowni Białystok, co także pozytywnie wpływa na wyniki. Obecne wyceny Spółki mogą ponownie przyciągnąć uwagę inwestorów do prywatyzacji Spółki, ale naszym zdaniem decyzji właścicielskich można się spodziewać dopiero po wprowadzeniu systemowych rozwiązań na rynku mocy. W ENEI nie wprowadzono jeszcze programu PDO na większą skalę. W segmencie dystrybucji w ciągu ostatnich dwóch lat zatrudnienie zmniejszyło się o ok. 300 osób. Oczekujemy przyśpieszenia procesu, ale na przeszkodzie mogą stanąć dłużej niż w innych firmach obowiązujące gwarancje zatrudnienia trwające do końca 2018r. Spółka rozpoczęła realizację największej inwestycji jaką jest blok 1075MW w Kozienicach. Finansowanie dla inwestycji zostało zapewnione już w 2012r. poprzez gwarantowane programy emisji obligacji oraz kredyty z EBOIR. W obecnych warunkach rynkowych inwestycja ta mogłaby mieć problemy z pokryciem kosztów kapitału, ale zostanie oddana do eksploatacji w 2017/2018r., kiedy może być wprowadzony w życie system wsparcia szczególnie dla nowych inwestycji. Dodatkowo w ramach programu inwestycyjnego oczekujemy kontynuacji budowy/zakupu przez Spółkę źródeł odnawialnych, głównie farm wiatrowych. Wg naszych szacunków ENEA powinna pokazać w 2013r. stabilne wyniki finansowe. W kolejnych latach Istotnie na poziom zysku netto obok czynników rynkowych mogą wpłynąć koszty finansowe po tym jak Spółka zacznie się zadłużać w związku z budową elektrowni Kozienice. Zatrudnienie w grupach energetycznych 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% Źródło: Tauron, Enea, PGE, zatrudnienie na koniec 2010r. = 100% * w 2010 średnie zatrudnienie w ciągu roku 12

13 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 14,2 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 9,0% 8,2% 7,7% 7,2% 7,0% 7,0% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,17 1,25 1,34 1,43 DFCF Wzrost w fazie II 1,25% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość Firmy (EV) Dług netto Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników Wartość godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na ,1 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 14,2 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,36 Cena bieżąca 13,9 Oczekiwana stopa zwrotu 5% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% koszt długu 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% waga długu 0% 18% 29% 39% 44% WACC 9,0% 8,2% 7,7% 7,2% 7,0% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 11,4 10,5 10,5 10,7 10,9 11,1 Wolumen produkcji energii (TWh) 11,1 11,1 11,1 11,1 12,6 18,6 Wolumen sprzedaży (TWh) 17,7 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,3 7,0 3,0 4,0 5,0 5,0 Źródło: prognozy PKO DM 13

14 Wycena porównawcza ENEA Nazwa spółki Kapitalizacja EUR EDF ,7 8,7 10,3 9,3 5,0 5,0 4,7 GDF SUEZ ,6 10,6 12,2 11,6 5,7 7,1 7,0 RWE AG ,8 6,8 7,2 8,0 3,8 3,8 3,9 IBERDROLA ,9 9,3 10,6 10,4 7,0 7,2 7,0 CEZ ,6 7,2 7,6 8,4 5,5 5,8 6,0 DRAX GROUP PLC 2 841,2 12,4 24,2 19,8 7,1 10,4 8,5 FORTUM OYJ ,3 11,5 11,3 11,7 8,8 8,6 8,7 TAURON 1 773,7 5,0 5,0 8,0 3,9 3,7 5,2 PGE 7 587,5 9,8 11,5 14,0 4,6 6,2 7,3 średnia 9,0 11,1 11,2 5,7 6,4 6,5 ENEA 1 482,1 8,6 7,6 10,2 4,0 4,2 5,8 premia/dyskonto do średniej -5% -32% -9% -30% -34% -11% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 14,7 20,4 15,3 20,0 21,0 15,6 16,8 18,9 wagi 50% 50% wycena porównawcza 17,82 Źródło: ENEA, Bloomberg, PKO DM P/E EV/EBITDA 14

15 Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement pozostałe Wyłączenia Koszty nieprzypisane Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2014P 2015P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,6% 6,5% 4,8% 3,8% ROA 4,2% 5,0% 5,6% 4,9% 4,6% 3,2% 2,3% Dług netto Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,7-1,1-0,3 0,8 1,6 Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM 15

16 RAPORT PGE Sektor energetyczny Trzymaj Key data Market price (PLN) Target price (PLN) Min 52 weeks (PLN) Max 52 weeks (PLN) Market cap (PLNm) EV (PLNm) No. of shares (m) Free float 37.0% Free float (PLNm) Av. turnover/day (PLNm) Bloomberg ticker PGE PW Reuters ticker PGEP.WA Price performance PGE WIG 1 month -1.2% -1.2% 3 months -1.6% -3.1% 6 months -5.5% 3.1% 12 months -2.0% 14.5% Major Shareholders % of shares / votes State Treasury 61.90% 61.90% Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z inwestycji z uwzględnieniem dywidendy wynosi 6%. Głównym czynnikiem wpływającym na zyski Spółki w ciągu najbliższych lat będą niższe ceny energii. W przypadku PGE, w tym roku nie będzie możliwy efekt skompensowania spadku cen energii poprzez lepsze wyniki segmentu sprzedaży i dystrybucji. W średnim terminie kluczowa jest dla Spółki kontynuacja programów restrukturyzacji kosztów. Mimo obniżenia prognoz przepływów pieniężnych na najbliższe lata ze względu na wykluczenie z programu inwestycyjnego elektrowni Opole, Spółka będzie mogła wypłacać relatywnie wysokie dywidendy. PGE ze względu na wielkość swojej pozycji w wytwarzaniu nie będzie mógł zrekompensować spadku cen energii poprzez wyższe marże w segmencie dystrybucji i sprzedaży w 2013r. Dodatkowo mniejszy będzie łączny efekt obniżenia kosztów umarzania certyfikatów pochodzenia energii. W najbliższym czasie powinien zostać opublikowany program inwestycyjny Spółki do roku 2020r. PGE wycofał już z programu projekt budowy dwóch bloków w Opolu. Maleją także szansę na realizację projektu jądrowego. Oznacza to, że mimo niższych przepływów pieniężnych PGE będzie w stanie zaoferować relatywnie wysoką stopę zwrotu z dywidendy. PGE kontynuuje program poprawy efektywności oparty na inicjatywach kosztowych i przychodowych. W 2012r. Z programu dobrowolnych odejść skorzystało ok osób, głównie w segmencie wytwarzania. Ze względu na wypłacane odprawy pełnych efektów programu oczekujemy w 2014r. Previous rekomm. date T.P. Hold Buy PGE 19, ,5 2 maj 13 lip 24 wrz 4 gru 19 lut 7 maj PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa PGE - wybrane dane finansowe tys PLN P 2014P 2015P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 2,62 1,72 1,57 1,23 1,24 DPS (PLN) 0,75 1,83 1,30 0,86 0,86 Div.Yield % 4,5% 10,9% 7,7% 5,1% 5,1% P/E 6,4 9,8 10,7 13,6 13,5 P/BV 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7 EV/EBITDA 4,9 4,6 6,2 7,1 7,5 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

17 PGE jest w trakcie aktualizacji swojej strategii inwestycyjnej na najbliższe lata. Publikacja strategii była zapowiadana na połowę kwietnia. W międzyczasie nastąpiła rezygnacja PGE GIEK S.A. z budowy dwóch bloków w elektrowni Opole, szczegółowa strategia nie została jednak opublikowana. Oczekujemy, że strategia PGE będzie stanowić dostosowanie do warunków rynkowych dotychczasowych projektów zawartych w strategii na lata Można oczekiwać, że jednymi z jej głównych elementów będą w najbliższym czasie farmy wiatrowe ( w poprzedniej była mowa o 1000 MW do 2015r.) i nowy blok w elektrowni Turów. W lutym br. PGE wraz z Energą zakupiło farmy wiatrowe od podmiotów wycofujących się z Polski Dong Energy i Iberdrola. Cena zapłacona przez PGE nie odbiegała zasadniczo od transakcji zawieranych na rynku w poprzednich latach. W portfelu Spółki znalazły się farmy o mocy 131 MW oraz projekty farm o łącznej mocy 591 MW, w tym zaawansowane o mocy 166 MW. Transakcja praktycznie podwaja portfel farm istniejących, który wynosi obecnie 138 MW. PGE odstąpiła także od przetargu na blok 460MW w Turowie ze względu zbyt wysokie ceny zaoferowane przez wykonawców. Oczekujemy, że przetarg zostanie powtórzony, co jest zgodne z intencją Skarbu Państwa. W późniejszym terminie Oczekujemy także rozwoju projektów farm wiatrowych na morzu ok. roku 2020 (zakładając, że wsparcie będzie na poziomie zbliżonym do zawartego w projekcie ustawy OZE z 2012r.). Relaizacji inwestycji w nowe złoża wegla brunatnego oczekujemy raczej po roku 2020r. Niewyjasnioną kwestią pozostaje inwestycja PGE w energetykę jądrową. Naszym zdaniem maleją jednak szansę na realizację tej inwestycji. Biorąc pod uwagę względy ekonomiczne decyzja o odrzucenie przez PGE inwestycji w Opolu, pozwala oczekiwać podobnego stanowiska co do elektrowni jądrowej w obecnych warunkach rynkowych. Realizacja tej inwestycji będzie wymagała gwarancji państwowych. Jednak ich uzyskanie może być trudne nie tylko ze względu na kwestię pomocy publicznej, ale także ze względu na skalę projektu i możliwą skalę dopłat np.: w postacji różnic z tytułu CFD. Wsparcie tej inwestycji ze strony Państwa trudno będzie umotywować także względami bezpieczeństwa energetycznego biorąc pod uwagę odrzucone projekty na węglu kamiennym. Będzie ono także problematyczne ze względna na inwestorów realizujące projekty węglowe oraz koszty społeczne w postaci utraty wydobycia w kopalniach. Dlatego zakładamy brak realizacji tego projektu w naszym modelu. Oportunistycznie podchodzimy do inwestycji w gaz łupkowy, które będą zapewne warunkowane efektami poszukiwań i wydobycia. W ciągu najbliższych lat o wynikach PGE w największym stopniu będzie decydował segment wytwarzanie konwencjonalne. Ze względu na spadek cen energii oczekujemy w PGE ograniczenia cash flow, w kolejnych latach ale w przypadku braku inwestycji w energetykę jądrową będzie to jedyna spółka mogąca płacić dywidendy na poziomie przewyższającym stopę zwrotu z obligacji długoterminowych. Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych PLN/MWh Źródło: ARE, URE Elektrownie na węglu kamiennym Ceny energi elektrycznej Elektrownie na węglu brunatnym 17

18 Wycena DCF Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 16,9 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. PGE: model DCF tys PLN 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 8,8% 8,4% 8,1% 7,9% 7,8% 7,7% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,17 1,26 1,36 1,47 DFCF Wzrost w fazie II 1,25% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość DCF Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości ,0 Wartość firmy ,1 Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na ,5 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 16,9 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,30 Cena bieżąca 16,8 Oczekiwana stopa zwrotu 8% Źródło: prognozy PKO DM PGE: WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% koszt długu 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% waga długu 4,3% 12,3% 20,1% 23,9% 27,0% WACC 8,8% 8,4% 8,1% 7,9% 7,8% Źródło: prognozy PKO DM PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 190,0 170,0 177,5 183,7 188,3 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) 11,4 11,2 11,4 11,6 12,1 Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) 7,1 7,3 7,5 7,6 7,8 Wolumen produkcji energii (TWh) 60,2 59,1 59,9 60,3 60,6 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,0 3,0 4,0 5,0 5,0 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski 18

19 Wycena porównawcza PGE Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR EDF ,7 8,7 10,3 9,3 5,0 5,0 4,7 GDF SUEZ ,6 10,6 12,2 11,6 5,7 7,1 7,0 RWE AG ,8 6,8 7,2 8,0 3,8 3,8 3,9 IBERDROLA ,9 9,3 10,6 10,4 7,0 7,2 7,0 CEZ ,6 7,2 7,6 8,4 5,5 5,8 6,0 DRAX GROUP PLC 2 841,2 12,4 24,2 19,8 7,1 10,4 8,5 FORTUM OYJ ,3 11,5 11,3 11,7 8,8 8,6 8,7 ENEA 1 482,1 8,6 7,6 10,2 4,0 4,2 5,8 TAURON 1 773,7 5,0 5,0 8,0 3,9 3,7 5,2 średnia 8,9 10,6 10,8 5,7 6,2 6,3 PGE 7 587,5 9,8 11,5 14,0 4,6 6,2 7,3 premia/dyskonto do średniej 10% 8% 29% -19% 0% 15% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 15,3 15,6 13,0 20,9 16,8 14,6 14,6 17,4 wagi 50% 50% wycena porównawcza 16,03 Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM 19

20 Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży detalicznej Segment sprzedaży hurtowej Sement pozostałe Odnawialne żródła energii Korekty Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2012P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 11,9% 7,9% 7,2% 5,5% 5,5% ROA 6,2% 5,6% 8,3% 5,5% 5,0% 3,7% 3,5% Dług netto Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,3 0,0 0,5 1,2 Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM 20