Energetyka. Sektor energetyczny RAPORT

Transkrypt

1 RAPORT Energetyka paź 8 sty 19 mar 2 cze 12 sie 22 paź Spółka WIG-Energetyka WIG-Energetyka WIG znormalizowany Poprzednia Nowa CEZ Sprzedaj Sprzedaj Enea Kupuj Kupuj Energa Kupuj Trzymaj PGE Trzymaj Trzymaj Tauron Trzymaj Trzymaj ZE PAK Trzymaj Sprzedaj Cena bieżaca Rekomendacja Cena docelowa CEZ Enea Energa PGE Tauron ZE PAK Zmiany indeksu WIG WIG Energetyka 1 miesiąc 3.2% -1.6% 3 miesiące 9.9% 4.9% 6 miesięcy 15.9% 3.7% 12 miesięcy 22.8% -1.4% Zmniejsza się ryzyko systemowe związane z otoczeniem sektora energetycznego. Na szczycie unijnym osiągnięto ramowe porozumienie odnośnie pakietu klimatycznego na lata Istotną decyzją oprócz redukcji emisji o 40%, było przyznanie spółkom z regionu możliwości uzyskania bezpłatnych uprawnieo CO2, oraz utworzenie 2% rezerwy emisji na wsparcie inwestycji. Komisja Europejska zaakceptowała także pomoc publiczną dla brytyjskiego projektu jądrowego, dzięki czemu ekonomicznie możliwa stała się również budowa elektrowni atomowych w Polsce i Czechach. Na ostatnim etapie legislacji znalazła się również nowa ustawa o OZE. Problemem dla spółek z sektora pozostają niskie ceny energii na benchmarkowym rynku niemieckim. W Polsce problem ten jest znacznie mniejszy ze względu na częściowe wprowadzenie rynków mocy w postaci ORM. Zakontraktowane ceny energii w segmencie wytwarzania wzrosną w 2015r. o ok. 6% jednak ze względu na wpływ czynników jednorazowych w skali całego sektora nie oczekujemy jednak istotnego wzrostu zysków. W środowisku niskich stóp procentowych ważne dla inwestorów pozostają dywidendy. Enea rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty są widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 180 mln PLN i ok. 500 mln PLN do kooca 17. W tym roku Enea rozpoznała także przychody z KDT za lata , które wyniosły 258 mln PLN. Oczekujemy istotnych efektów synergii po zakupie MPEC Białystok. Cena Energi naszym zdaniem dyskontuje już zmiany na rynku energii, które pozytywnie wpływają na wyniki Spółki. Dotyczy to szczególności segmentu wytwarzania i segmentu sprzedaży. Atrakcyjna dla inwestorów jest polityka dywidendowa Spółki, która zakłada wypłatę 1,21 PLN i 1,27 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Dla PGE obecny rok powinien byd najsłabszy pod względem wyników oczyszczonych o wydarzenia jednorazowe. W przyszłym roku oczekujemy wzrostu marży na wytwarzaniu energii o ok. 500 mln PLN. Na wyniki PGE pozytywnie wpływad też będą efekty programu dobrowolnych odejśd widoczne w stabilnej bazie kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. Nie zmieniły się zasadniczo nasze oczekiwania odnośnie wyników finansowych Tauronu. Oczekujemy stabilizacji w kolejnych latach ze względu na istotny wpływ segmentu dystrybucji. Tauron rozpoczyna swoją największą inwestycję (budowa bloku 900 MW w Jaworznie), co zwiększy istotnie CAPEX i zadłużenie w kolejnych latach. Mimo zwiększonego CAPEX u oczekujemy kontynuacji polityki dywidendowej, ale w ograniczonym zakresie. ZE PAK zdołał ograniczyd negatywny wpływ spadków cen energii w 2014 r. poprzez wyższe przychody z KDT oraz niższą bazę kosztową. Na poziomie zysku netto dodatkowo widoczny był pozytywny wpływ salda kosztów finansowych. W kolejnych latach wyższe przychody z tytułu cen energii będą korygowane o wyższe koszty CO2 i mniejsze przychody z KDT. Ze względu na niskie ceny na rynku niemieckim spadają efektywnie rozpoznawane przez CEZ ceny energii. Na bieżący rok szacujemy cenę 43,5 EUR/MWh. Spółka zabezpieczyła 82% wolumenów na 15 po 39,5 EUR/MWh, i 54% na 16 po 36,5 EUR/MWh. Mimo spadku wyników, ze względu na niższy CAPEX w kolejnych latach możliwa jest kontynuacji dotychczasowej polityki dywidendy, która może jednak zostad zmodyfikowana przez potencjalne akwizycje. Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa r. Podstawowe wskaźniki rynkowe Spółka P/E EV/EBITDA Stopa dywidendy 2014P 2015P 2016P 2014P 2015P 2016P 2014P 2015P 2016P CEZ % 5.2% 5.0% Enea % 3.2% 2.2% Energa % 5.1% 5.2% PGE % 5.0% 5.0% Tauron % 2.8% 2.4% ZE PAK % 2.1% 2.1% Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

2 Argumenty inwestycyjne Trwają prace nad ustaleniami, które zadecydują o przyszłości rynku energetycznego w ciągu następnych lat. Do sejmu trafiła nowa ustawa o OZE, która ma szansę wejśd w życie od 1 stycznia 2016 r. i wprowadzid nowe zasady finansowania odnawialnych źródeł energii. Na unijnym szczycie w dniu 23 października zapadły decyzje o kształcie unijnej polityki klimatycznej w latach Obecnie oczekujemy na dokumenty zawierające szczegóły tych ustaleo, które przełożą je na konkretne mechanizmy rynkowe. Pomoże to zlikwidowad częśd ryzyka systemowego odnośnie funkcjonowania i rentowności elektrowni węglowych będących podstawą polskiego systemu energetycznego. Komisja Europejska zgodziła się także na wsparcie publiczne dla brytyjskiego projektu jądrowego Hinkley Point, co może wytyczyd drogę również dla finansowania polskiego i czeskiego programu jądrowego. W najbliższym czasie powinny zostad przedstawione także propozycje odnośnie funkcjonowania docelowego modelu rynków mocy w Polsce. Polityka klimatyczna UE W bieżącym roku Parlament Europejski uchwalił wprowadzenie backloadingu, czyli przesunięcia uprawnieo do emisji CO2 z lat w łącznej wysokości 900 mln ton na lata Skutki programu są odczuwalne już obecnie ponieważ w marcu wycofane z aukcji zostało 400 mln praw. W kolejnych latach ma zostad wycofane odpowiednio 300 i 200 mln uprawnieo. Uprawnienia maja powrócid w roku 2019 w liczbie 300 mln i 600 mln w roku Wprowadzenie backloadingu wpłynęło na podniesienie ceny praw EUA do ponad 6 EUR z 4 EUR na początku roku. Na unijnym szczycie w dniu 23 października br. Rada Europejska uzgodniła ramy polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej na lata Rada Europejska zatwierdziła wiążący cel unijny zakładający redukcję gazów cieplarnianych do 2030 r. o co najmniej 40% w stosunku do poziomu 1990 roku. Przy czym redukcja w sektorach objętych ETS ma wynieśd 43%, a sektorach nieobjętych ETS 30% w stosunku do roku Oznacza to, że roczny wskaźnik redukcji emisji zostanie podniesiony z 1,74% obowiązującego w obecnym okresie do 2,2% od roku Utrzymany został bezpłatny przydział uprawnieo. W szczególności dotyczy on także sektora energetycznego w paostwach, w których PKB na mieszkaoca wynosi poniżej 60% średniej UE, a więc także w Polsce i Czechach. Paostwa członkowskie przydzielid mogą w ten sposób do 40% uprawieo przydzielonych do zbycia na aukcjach po 2020 r. Szacunki Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej organizacji skupiającej największe grupy energetyczne mówią o 280 milionach ton CO2 bezpłatnych uprawnieo dla energetyki w latach Nie jest obecnie znany sposób przydziału uprawnieo dla poszczególnych instalacji, jest to o tyle istotne, że częśd bloków objętych przydziałem w obecnym okresie przestanie już działad, a powstaną nowe. Dla alokacji obecnych przydziałów bezpłatnych uprawnieo w ramach ETS3 benchmarkiem była średnia roczna ilośd zweryfikowanych emisji za lata wytwórców energii elektrycznej dla wielkości odpowiadającej ostatecznej wielkości krajowego zużycia danego paostwa członkowskiego (skorygowana o eksport). W 2013r. Przydział dla polskiej energetyki wyniósł 70% tego benchmarku (77,8 mln ton) i zmierza do 0% w 2020 r. Łącznie w okresie wytwórcy mogą uzyskad ok. 400 mln uprawnieo. Odrębną kwestią jest także utrzymanie zasady przeznaczenia uzyskanych w ten sposób środków na inwestycje modernizacyjne i służące obniżeniu emisji CO2, co może oznaczad, że faktycznie nie wszyscy wytwórcy będą mogli otrzymad wsparcie w pełnej wysokości. 2

3 Energetyka w krajach członkowskich o dochodach per capita poniżej 60% średniej unijnej będzie dodatkowo wsparta środkami z nowej rezerwy obejmującej 2% uprawnieo w zakresie unijnego ETS. Wpływy z rezerwy będą wykorzystane do zwiększenia efektywności energetycznej i modernizacji systemów energetycznych. Środki te będą rozdzielane na poszczególne projekty w oparciu o kryteria PKB oraz zweryfikowanych emisji. Wg źródeł prasowych polski sektor ma otrzymad wsparcie z tego tytułu w wysokości 7,5 mld PLN. Konkluzje Rady Europejskiej zawierają również uwagi na temat reformy systemu handlu emisjmi ETS wraz z instrumentami stabilizacji rynku, co oznacza prawdopodobne wprowadzenie sterowania podażą w postaci rynkowej rezerwy stabilizacyjnej. Odnośnie udziału energii ze źródeł odnawialnych w energii zużywanej w UE ustalono cel na poziomie co najmniej 27%. Cel ten będzie wiążący tylko na poziomie unijnym i nie zostanie przełożony na krajowe cele wiążące. Podobnie tylko na poziomie unijnym wiążący będzie cel odnośnie poprawy efektywności energetycznej. Został on ustalony na poziomie 27% w roku 2030 w porównaniu z prognozami zużycia energii w przyszłości w oparciu o obecne kryteria. Przy czym zostanie on jeszcze poddany przeglądowi do 2020 r. z myślą o poziomie unijnym wynoszącym 30%, który stanowił wcześniejszą propozycję Komisji Europejskiej w tym zakresie. Może oznaczad to mniejszy nacisk na rozwój energii odnawialnej, w krajach, w których wiązałoby się to ze zbyt wysokim kosztem. Na szczycie podniesiona została również kwestia przepływów transgranicznych, co ma również istotne znaczenie dla polskiej energetyki ze względu na utrzymujące się obecnie różnice cen pomiędzy rynkiem polskim, a rynkami ościennymi. Komisja Europejska ma podjąd pilne działania by zapewnid osiągnięcie minimalnego celu wynoszącego 10% dla istniejących połączeo międzysystemowych w 2020 r. oraz 15% do 2030 r. Operacyjna rezerwa mocy Operacyjna rezerwa mocy stanowi w tym roku istotne wsparcie dla polskiego rynku wytwórców energii. Wśród grup energetycznych program ten stanowił bezpośrednio najistotniejsze źródło przychodów dla Taurona, dla którego wpływy wyniosły w ciągu pierwszych dwóch kwartałów ok. 150 mln PLN. Dla innych spółek znacznie większe znaczenie miał efekt pośredni ORM jakim był wzrost cen energii na rynku terminowym i spotowym. Ze względu na prognozę przekroczenia kosztów ORM uwzględnionych w taryfie PSE Operator (na poziomie 400 mln PLN), w lipcu br. PSE zwróciło się do URE o obniżenie stawki za operacyjną rezerwę mocy z 37 PLN/MWh do 17 PLN/MWh. Obniżka stawki miała obowiązywad od września br. do kooca bieżącego roku. URE jednak do chwili obecnej nie zatwierdziło proponowanych zmian w tym zakresie. PSE Operator nie zgłaszał uwag do stawki ORM w roku 2015, które powinny byd na poziomie roku 2014 skorygowanym o inflację. Oznacza to, że wpływ tego programu na rynek energii powinien byd wciąż istotny. Obecnie ORM jest jednym z ważniejszych czynników decydujących o rentowności polskiej energetyki przy różnicy cen wynoszącej pomiędzy rynkiem polskim, a niemieckim ok. 8 EUR/ MWh. ORM ma obowiązywad wg założeo do 2015 r., po czym ma zostad zastąpiony częściowo przez rezerwę zimną. Trwają także prace nad docelowymi propozycjami dotyczącymi rynków mocy. Oczekujemy w najbliższym czasie opublikowane zostaną propozycje ich funkcjonowania. 3

4 EUR 65 Ceny energii w Polsce i Niemczech EUR Ceny energii w Niemczech (base) (oś lewa) Ceny CO2 futures 2015 (oś prawa) Ceny energii w Polsce (base TGE) (oś lewa) Źródło: Bloomberg, DM PKO BP Nowa ustawa o OZE W lipcu br. ostatecznie trafiła do Sejmu nowa ustawa o OZE. Kolejne proponowane zmiany w kształcie ustawy obejmują jej czas wejścia w życie, który wg poprzedniej wersji miał nastąpid z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem. Wg rządowej interpretacji ustawa jest zgodna z zasadami udzielania pomocy publicznej i notyfikacja nie jest konieczna stąd proponowaną datą wejścia ustawy w życie jest obecnie 1 stycznia 2016 r. Ministerstwo Gospodarki zgłosiło także poprawki mające zredukowad potencjalna lukę inwestycyjną dotycząca źródeł OZE. Wprowadzono proces preselekcji inwestorów startujących w aukcjach oraz zobowiązanie przeprowadzenia pierwszej aukcji w terminie trzech miesięcy od wejścia ustawy w życie. Zużycie (2013) Popyt zgłaszany przez nowe jednostki Wydobycie Główny dostawca Szacowany udział dostaw węgla od głównego dostawcy Szacowane zużycie (2020) Tauron 9 2,4 5 KW 48% 8 PGE 6 4,5 KW 69% 10 ENEA 5 2,6 LWB 71% 7,5 ENERGA 1,6 LWB 90% 1,6 Źródło: szacunki DM PKO BP Zużycie węgla kamiennego (mln t) Konsolidacja sektora energetycznego W 2014 r. nastąpiło dalsze pogorszenie sytuacji sektora górniczego w Polsce, ze względu na kolejny rok spadku cen węgla, któremu dodatkowo towarzyszył spadek zużycia węgla w 4

5 energetyce, który wyniósł po 8 miesiącach ok. 2,4 mln ton. Szczególnie odbiło się to na wynikach i płynności największej spółki sektora Kompanii Węglowej, która wykazała po półroczu br. ponad 300 mln straty netto, wobec ok. 700 mln straty w 2013 r. Na tej bazie pojawiły się spekulacje dotyczące możliwości kupna przez grupy energetyczne poszczególnych kopalni. Wg wypowiedzi Ministerstwa Skarbu takie założenia nie znajdują się w planie ratunkowym dla sektora górniczego, ale grupy energetyczne mogłyby byd zainteresowane kupnem interesujących aktywów w celu konsolidacji łaocucha dostaw. Takie decyzję muszą mied jednak uzasadnienie ekonomiczne. Podkreślane jest również znaczenie wpływu akwizycji na konsumentów, którzy nie powinni odczud go w cenach energii. Obecnie największym konsumentem węgla w Polsce jest Tauron, który zużywa ok mln ton węgla rocznie, jednak jednocześnie wydobywa ok. 5 mln ton, z czego 70% stanowi węgiel energetyczny. Sytuacja ta jednak zmieni się w ciągu najbliższych lat,. Po otwarciu nowych bloków energetycznych w Opolu największym konsumentem węgla kamiennego zostanie PGE, które nie ma własnej bazy surowcowej, a dostawy zabezpiecza długoterminowymi umowami głównie z Kompanią Węglową. Program atomowy W ciągu ostatnich tygodni miały miejsce istotne wydarzenia dotyczące programu polskiej energetyki jądrowej, które przybliżają możliwośd podjęcia ostatecznej decyzji o budowie elektrowni atomowej. We wrześniu br. została podpisana umowa objęcia udziałów w spółce PGE EJ1, której zadaniem jest budowa elektrowni jądrowej przez PGE, Tauron, ENEĘ i KGHM. Przy czym Tauron, ENEA i KGHM otrzymali po 10% udziałów, a PGE zachowało 70%. Spółki zobowiązały się do proporcjonalnego pokrycia kosztów związanych z funkcjonowaniem projektu jądrowego przez okres 3 najbliższych lat, czyli do oczekiwanego momentu podjęcia ostatecznej decyzji o budowie elektrowni. Szacowane nakłady wspólników wynoszą ok. 1 mld PLN. Umowa zyskała akceptację UOKIK, który uznał, że taka koncentracja nie doprowadzi do ograniczenia konkurencji. Zielone światło dla inwestycji pojawiło się potencjalnie także ze strony Komisji Europejskiej, która mimo wcześniejszych wątpliwo wyraziła zgodę na pomoc publiczną dla brytyjskiego projektu Hinkley Point C. Zgoda Komisji nastąpiła po modyfikacji warunków umowy z konsorcjum EDF, które wg doniesieo prasowych zakładają obecnie mniejszy poziom pomocy publicznej i większy udział brytyjskich podatników w potencjalnych zyskach przedsięwzięcia. Bez zmian została natomiast cena strike energii elektrycznej na poziomie 92,5 GBP/ MWh. Pomijając fakt, że zgoda ta może zostad jeszcze oprotestowana w Europejskim Trybunale sprawiedliwości oznacza to, ze podobne projekty będą mogły otrzymad pomoc publiczną pod warunkiem podziału nadwyżek zysków ponad określoną stopę zwrotu z podatnikami. Potencjalnie ogranicza, to ryzyko, że największy planowany projekt w polskiej energetyce o szacowanej wartości 40-60mld PLN mógłby obciążyd rachunki wyników zaangażowanych spółek. 5

6 PLN/MWh Sektor energetyczny Segment wytwarzania Rok 2014 jest okresem najniższych cen energii w Polsce w ciągu ostatnich 5 lat. Wg naszych szacunków średnia cena energii w bieżącym roku wyniesie ok. 164 PLN wobec 181,6 PLN w 2013 r. Mimo spadku cen węgla najniższe będą również marże w segmencie wytwarzania. W przypadku producentów o wysokich kosztach zmiennych sytuacja ta jest w pewnym stopniu kompensowana poprzez przychody z operacyjnej rezerwy mocy. Operacyjna rezerwa mocy wpłynęła także w dużym stopniu na utrzymywanie się różnicy cen pomiędzy rynkiem polskim, a niemieckim, która wynosiła w okresie ok. 30 PLN/MWh. Pozwoliło to na wyższe ceny zakontraktowane na 2015 r. i lepsze perspektywy sektora. Oczekujemy, że średnia cena na 2015 r. przekroczy 173 PLN/MWh, co przy oczekiwanym braku podwyżek cen węgla powinno bezpośrednio przełożyd się na marżę. W przypadku niektórych spółek zyski zostaną zmniejszone w wyraźny sposób przez rosnące koszty CO2. Kontrakty forward na 2016 r. notowane na TGE wskazują na możliwośd kolejnych zwyżek cen energii mimo spadających cen surowców energetycznych i przesunięcia w dół krzywej forward na rynku niemieckim. Dane te należy jednak traktowad obecnie indykatywnie ze względu na wolumen obrotów. Wspierająco na rynek będzie działad wciąż operacyjna rezerwa mocy. Istotna będzie także wielkośd wyłączeo remontowych przed wejściem w życie nowych norm emisyjnych. Benchmarkiem dla polskich cen energii pozostawad więc będą wciąż raczej koszty zmienne wytwórców. Czynniki, które mogłyby przyczynid się do zmniejszenia różnicy zaczną działad dopiero w późniejszym okresie. Należą do nich zwiększenie możliwości importowych energii oraz uruchomienie nowych bloków energetycznych. Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeo 2011 r. - październik 2014 r.) Mies. kurs BASE (PLN/MWh) Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) BASE_Y-12 PEAK5_Y-12 BASE_Y-13 PEAK5_Y-13 BASE_Y-14 PEAK5_Y-14 BASE_Y-15 PEAK5_Y-15 Źródło: TGE, DM PKO BP 6

7 [%] GWh Sektor energetyczny Krajowe zużycie energii brutto Źródło: PSE W 2014 r. mimo słabszych pierwszych miesięcy, gdzie zużycie energii spadało ze względu na bazę pogodową widoczny będzie wzrost zużycia energii. Po trzech kwartałach wzrost zużycia wynosi ponad 0,3%. Spada natomiast produkcja energii elektrycznej, której powodem są w dużym stopniu wyższe ceny energii w Polsce niż na rynkach ościennych co wstrzymuje eksport energii. Saldo wymiany zagranicznej spadło r/r o ok. 5 TWh, na co złożyło się pogorszenie salda wymiany równoległej o ok. 2,7 TWh i wzrost importu ze Szwecji ok. 2,4 TWh. Spadek produkcji był szczególnie widoczny w elektrowniach na węglu kamiennym, gdzie wyniósł po trzech kwartałach 5,9%. Segment dystrybucji 7,0% 6,5% 6,0% 5,5% Średnia rentownośd obligacji 10-letnich (1 październik - 31 września) 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% 2,5% Rentownośd 10-letnich obligacji Źródło: Treasury BondSpot Poland, DM PKO BP Średnia roczna rentownośd 10-letnich obligacji 7

8 W segmencie dystrybucji wyniki będą determinowane przez spadek stopy zwrotu z WRA w w 2015 r. związany ze spadkiem stopy wolnej od ryzyka w modelu URE, która jest oparta na rentowności obligacji 10 letnich. Oczekiwany spadek stopy zwrotu w 2015 r. wyniesie ok 0,2%, przy zakładanej średniej rentowności obligacji w ostatnim kalkulacyjnym okresie na poziomie 4%. Do znacznie większych spadków może dojśd jeżeli rentowności obligacji utrzymają sie na obecnym poziomie, wynoszącym ok. 2,7%. Nie będzie już także dodatkowych zysków z tytułu dochodzenia do rozpoznawania pełnego WRA, tak jak w poprzednich latach. Jedną z form łagodzenia wpływu niższej stopy zwrotu na cash flow spółek dystrybucyjnych może byd czasowe ograniczenie nakładów inwestycyjnych. Przyśpieszeniu może ulec natomiast proces instalacji inteligentnych liczników w związku z rządowymi propozycjami ustawy nakładającej taki obowiązek. Obecny okres dystrybucji kooczy się w 2015 r. W ubiegłym roku rozpoczęły się dyskusje na temat modelu dla nowego okresu dystrybucyjnego. Planowane zmiany mają dotyczyd wprowadzenia parametrów jakościowych pracy sieci jak SAIDI i SAIFI. Segment sprzedaży W 2013 r. segment sprzedaży osiągał ponadprzeciętne marże wynikające z braku obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, spadku cen zielonych certyfikatów oraz spadku cen energii. W bieżącym roku widoczny jest znaczny spadek marży z tytułu wyższych kosztów zielonych certyfikatów oraz wprowadzenia od maja obowiązku zakupu czerwonych i żółtych certyfikatów. W związku ze wzrostem cen kosztów energii sprzedawcy z urzędu złożyli wnioski o podwyższenie taryfy G. Wnioski te nie zostały jednak zaakceptowane. Kolejne wnioski o podwyżki na poziomie kilku procent spodziewane są na przełomie roku ze względu na wyższe ceny energii zakontraktowanej na 2015 r. W 2015 r. możliwe jest częściowe uwolnienie rynku energii dla gospodarstw domowych. Zmiany w rozporządzeniu taryfowym miałyby polegad wg URE na wyznaczaniu taryfy jako ceny maksymalnej. Miałoby to ułatwid sprzedawcom z urzędu konkurowanie z ofertami niezależnych sprzedawców. W naszej opinii decyzja ta może przyczynid się do zwiększenia konkurencji na rynku jednak nie przewidujemy diametralnych zmian. De facto dla działalności niezależnych sprzedawców potrzebne są ceny, które będą dawad odpowiedni poziom marży. Natomiast częściowa deregulacja na pewno uprości proces decyzyjny i pozwoli na szybsza reakcje na zmianę czynników rynkowych. 8

9 RAPORT ENEA Sektor energetyczny Kupuj (podtrzymana) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 16,05 Cena docelowa (PLN) 17,5 Min 52 tyg (PLN) 12,03 Max 52 tyg (PLN) 16,40 Kapitalizacja (mln PLN) 7 084,47 EV (mln PLN) 8 082,86 Liczba akcji (mln szt.) 441,40 Free float 48,0% Free float (mln PLN) 3 400,55 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 5,75 Kod Bloomberga ENA PW Kod Reutersa ENEA.WA Zmiana kursu Enea WIG 1 miesiąc -1,8% -1,6% 3 miesiące 4,4% 4,9% 6 miesięcy 11,2% 3,7% 12 miesięcy 9,8% -1,4% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 52,1% 52,1% Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 17,50 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty są widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 180 mln PLN i ok. 500 mln PLN do kooca 2017 r. ENEA w tym roku rozpoznała także przychody z KDT za lata , które wyniosły 258 mln PLN. Oczekujemy istotnych efektów synergii po zakupie MPEC Białystok. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztów. Efektem programu mają byd oszczędności kosztowe w wysokości 500 mln PLN do 2017 r. z czego 179 mln PLN powinno byd już widoczne w bieżącym roku. Podstawą programu jest program dobrowolnych odejśd, który kierowany będzie głównie do osób, które nabędą w tym czasie uprawnienia emerytalne. Koszty programu będą widoczne w postaci rezerw na odprawy dla pracowników. Częśd rezerw z tego tytułu zostanie zawiązana już w IV kw r. ENEA jako pierwsza grupa giełdowa odda do użytkowania duży blok energetyczny, który powinien pozytywnie wpływad na wyniki Spółki od 2017r. Dodatkowo po zakupie MPEC Białystok istotnie powinna poprawid się rentownośd EC Białystok. Spółka rozpoznała w II kwartale przychody z tytułu KDT w wysokości 258 mln dotyczące lat 2013, 2014 oraz rozliczenia koocowego. W wyniku spraw sądowych Spółka może otrzymad wg naszych szacunków dodatkowo ponad 100 mln PLN. Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj ,20 16,4 Enea 14,9 13,4 11,9 21 paź 9 sty 20 mar 3 cze 13 sie 23 paź Enea WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,62 1,39 1,73 1,19 1,23 DPS (PLN) 0,48 0,36 0,57 0,52 0,36 P/E 9,88 11,51 9,26 13,54 13,00 P/BV 0,65 0,62 0,59 0,58 0,56 EV/EBITDA 3,45 3,50 4,85 6,98 7,34 P-prognozy DM PKO BP r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

10 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Dodatkowo zakładamy przyznanie bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 w latach w wysokości 23 mln ton. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 17,50 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 7,9% 7,1% 6,7% 6,4% 6,4% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,22 1,29 DFCF Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartośd Firmy (EV) Dług netto Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników Wartośd godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na ,7 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 17,5 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,36 Cena bieżąca 16,05 Oczekiwana stopa zwrotu 11% Źródło: prognozy DM PKO BP 10

11 Założenia do wyceny ENEA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 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 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% koszt długu 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% waga długu 15% 33% 42% 46% 47% WACC 7,8% 7,0% 6,7% 6,4% 6,4% Źródło: prognozy DM PKO BP ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 210,0 210,0 212,6 215,3 218,0 Wolumen produkcji energii Kozienice(TWh) 11,4 11,4 11,5 14,0 18,1 Wolumen sprzedaży (TWh) 13,7 13,9 13,5 13,5 13,5 Cena uprawnieo CO2 (EUR) 6,5 6,7 7,0 7,2 7,5 Źródło: prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza ENEA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 41152,7 10,7 10,4 10,7 4,5 4,3 4,2 5,7% 5,8% 5,9% GDF SUEZ 43648,0 13,9 12,9 13,9 6,3 6,0 5,8 5,6% 5,7% 5,9% RWE AG 16187,1 12,4 12,2 12,4 4,9 4,9 5,1 3,7% 3,7% 3,8% IBERDROLA 34494,3 15,5 14,7 15,5 8,6 8,4 8,1 5,0% 5,0% 5,2% FORTUM OYJ 1678,2 15,7 16,2 15,7 8,7 11,7 11,5 6,0% 5,9% 5,6% CEZ 11721,5 11,1 13,2 11,1 6,8 7,4 7,7 5,8% 5,0% 4,6% ENEA 1678,2 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 3,6% 3,2% 2,2% TAURON 2218,0 7,8 8,9 9,7 4,3 4,7 5,3 3,6% 2,8% 2,4% PGE 9819,4 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 5,0% 5,0% 5,0% ENERGA 1716,3 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 4,1% 5,1% 5,2% ZE PAK 402,6 10,4 8,4 7,5 4,2 4,3 4,3 2,1% 2,1% 2,1% Średnia 11,7 12,3 12,3 5,9 6,5 6,6 4,6% 4,5% 4,4% ENEA 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 premia/dyskonto do średniej -21,1% 10,5% 5,8% -17,3% 8,0% 11,6% cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta 20,3 14,5 15,2 19,4 14,9 14,4 16,7 16,2 wagi 50% 50% wycena porównawcza 16,45 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 11

12 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2015P 2016P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement pozostałe Wyłączenia i Koszty nieprzypisane Zysk operacyjny EBITDA Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2015P 2016P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,6% 6,2% 6,4% 4,3% 4,3% ROA 4,2% 5,0% 5,6% 4,9% 4,4% 4,1% 2,4% 2,3% Dług netto Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,7-1,1-0,7 0,6 2,2 3,0 Źródło: ENEA, P - prognoza DM PKO BP 12

13 RAPORT Energa Sektor energetyczny Trzymaj (obniżona z: Kupuj) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 24,90 Cena docelowa (PLN) 23,8 Min 52 tyg (PLN) 14,99 Max 52 tyg (PLN) 24,90 Kapitalizacja (mln PLN) ,27 EV (mln PLN) ,24 Liczba akcji (mln szt.) 414,07 Free float 50,0% Free float (mln PLN) 5 155,14 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 23,45 Kod Bloomberga ENG PW Kod Reutersa ENGP.WA Zmiana kursu Energa WIG 1 miesiąc 4,0% -1,6% 3 miesiące 16,7% 4,9% 6 miesięcy 37,3% 3,7% 12 miesięcy -1,4% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 50,00 62, Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 28/02/ ,80 Zmieniamy rekomendację z Kupuj do Trzymaj dla akcji ENERGI z wyceną na poziomie 23,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Cena ENERGI naszym zdaniem dyskontuje już zmiany na rynku energi, które pozytywnie wpływają na wyniki Spółki. Dotyczy to szczególności segmentu wytwarzania i segmentu sprzedaży. Atrakcyjna dla inwestorów jest polityka dywidendowa Spółki, która zakłada wypłatę 1,21 PLN i 1,27 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Cena akcji Energi wzrosła od ceny emisyjnej z IPO o ponad 40 %. Dodatkową stopę zwrotu dla inwestorów przyniosła również polityka dywidendowa. W 2014r. stopa zwrotu z dywidendy była na jednym z najwyższych poziomów dla polskich spółek energetycznych i wyniosła pond 5%. Oprócz czynników fundamentalnych pozytywnie działały również inwestycje portfelowe. Akcje Energii weszły w maju br. do indeksu MSCI oraz we wrześniu do indeksu FTSE World, co wygenerowało dodatkowy popyt na akcje Spółki. Wg naszych szacunków prawdopodobne jest również wejście Energi do indeksu WIG20 w 2015 r. W pierwszym półroczu istotnie poprawiły się skorygowane wyniki segmentu wytwarzania. Oprócz pozytywnego wpływu farm wiatrowych znaczny udział we wzroście zysków miała el. Ostrołęka, która uzyskała dodatkowe przychody z operacyjnej rezerwy mocy, oraz zanotowała zdecydowanie wyższe marże na sprzedaży energii. Pojawiły się informacje na temat możliwego zainteresowania ze strony CEZ kupnem akcji ENERGI. Wg wypowiedzi Skarbu Paostwa, decyzje prywatyzacyjne nie zostaną jednak podjęte w tym roku, i będą przedmiotem analiz z uwzględnieniem strategii dla całego sektora energetycznego gru 27 lut 13 maj 23 lip 2 paź Energa WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa Energa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,10 1,57 2,09 1,89 1,74 DPS (PLN) 1,58 1,16 0,97 1,21 1,24 P/E 22,56 15,89 11,90 13,21 14,32 P/BV 1,34 1,28 1,29 1,25 1,22 EV/EBITDA 7,20 7,33 6,57 6,95 7,12 P - prognoza DM PKO BP r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

14 Wycena Wyceniamy Spółkę modelem DCF na 23,80 PLN na akcję. Oprócz wyceny opartej na modelu DCF, dodatkowo zamieszczamy wycenę porównawczą Spółki na tle spółek z sektora. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do 2023 r. Dodatkowo zakładamy przyznanie bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 w latach w wysokości 3,8 mln ton. W naszej wycenie przyjęliśmy inwestycje na poziomie szacowanym w podstawowym programie inwestycyjnym. Jeżeli chodzi o program inwestycji dodatkowych, wzięliśmy pod uwagę wyłącznie nakłady przygotowawcze na CCGT w Grudziądzu i nową elektrownię na Wiśle. ENERGA: model DCF PLN tys. 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P Skorygowany EBIT , , , ,0 Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% NOPLAT , , , ,2 CAPEX , , , ,3 Amortyzacja , , , ,3 Zmiany w kapitale obrotowym , , , ,7 FCF , , , ,0 WACC 7,2% 7,0% 6,9% 6,8% 6,3% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,22 1,30 DFCF , , , , ,0 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I ,3 Suma DFCF - Faza II ,4 Wartośd Firmy (EV) ,7 Dług netto ,7 Aktywa poza operacyjne ,6 Zobowiązania wobec pracowników ,0 Wartośd godziwa ,5 Liczba akcji (mln szt.) 414 Wartośd godziwa na akcję na ,6 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 23,8 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,21 Cena bieżąca 24,90 Oczekiwana stopa zwrotu 0% Źródło: prognozy DM PKO BP 14

15 Założenia do wyceny ENERGA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 3.5% 3.5% 3.5% 3.5% 3.5% 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 25.0% 25.0% 25.0% 25.0% 25.0% Koszt kapitału własnego 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% koszt długu 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% waga długu 28.4% 31.5% 33.9% 35.2% 36.1% WACC 7.2% 7.0% 6.9% 6.8% 6.8% Żródło:prognozy DM PKO BP ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) Wolumen sprzedazy doklientów koocowych (TWh) WACC dla RAB 7.3% 7.1% 6.8% 6.8% 6.8% Żródło:prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza ENERGA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 41152,7 10,7 10,4 10,7 4,5 4,3 4,2 5,7% 5,8% 5,9% GDF SUEZ 43648,0 13,9 12,9 13,9 6,3 6,0 5,8 5,6% 5,7% 5,9% RWE AG 16187,1 12,4 12,2 12,4 4,9 4,9 5,1 3,7% 3,7% 3,8% IBERDROLA 34494,3 15,5 14,7 15,5 8,6 8,4 8,1 5,0% 5,0% 5,2% FORTUM OYJ 1678,2 15,7 16,2 15,7 8,7 11,7 11,5 6,0% 5,9% 5,6% CEZ 11721,5 11,1 13,2 11,1 6,8 7,4 7,7 5,8% 5,0% 4,6% ENEA 1678,2 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 3,6% 3,2% 2,2% TAURON 2218,0 7,8 8,9 9,7 4,3 4,7 5,3 3,6% 2,8% 2,4% PGE 9819,4 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 5,0% 5,0% 5,0% ENERGA 1716,3 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 4,1% 5,1% 5,2% ZE PAK 402,6 10,4 8,4 7,5 4,2 4,3 4,3 2,1% 2,1% 2,1% Średnia 11,7 12,3 12,3 5,9 6,5 6,6 4,6% 4,5% 4,4% ENERGA 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 premia/dyskonto do średniej 1,4% 7,8% 16,5% 8,5% 4,2% 5,0% cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta 24,6 23,1 21,4 23,0 23,9 23,7 23,0 23,5 wagi 50% 50% wycena porównawcza 23,26 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 15

16 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys. PLN) P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży towarów, produktów i usług EBITDA w tym: Dystrybucja energii elektrycznej Sprzedaż Wytwarzanie CHP Elektrownie systemowe OZE Usługi Pozostałe Wyłączenia i korekty konsolidacyjne Zysk operacyjny Udział w zysku (stracie ) jednostek stowarzyszonych Saldo przychodów i kosztów finansowych Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zysk netto przypadający na udziały niekontrolujące Zysk netto przypadający na właścicieli jednostki dominujacej Bilans (tys. PLN) P 2015P 2016P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa przxeznaczone do sprzedazy AKTYWA RAZEM Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominujacej Udziały niekontrolujace Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki, obligacje Rezerwy długoterminowe Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki, obligacje Rezerwy Rozliczenia międzyokresowe bierne kosztów Zobowiązania handlowe i pozostałe Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe TOTAL LIABILITIES AND EQUITYY Rachunek przepływów pieniężnych (tys. PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 8,6% 8,5% 6,0% 8,1% 10,9% 9,5% 8,5% ROA 4,8% 4,9% 3,1% 3,8% 4,9% 4,2% 3,8% Dług netto Dług netto/ebitda -0,4 0,1 0,9 1,6 1,9 2,2 2,4 Żródło:prognozy DM PKO BP 16

17 RAPORT PGE Sektor energetyczny Trzymaj (podtrzymana) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 21,85 Cena docelowa (PLN) 22,4 Min 52 tyg (PLN) 15,74 Max 52 tyg (PLN) 22,47 Kapitalizacja (mln PLN) ,77 EV (mln PLN) ,99 Liczba akcji (mln szt.) 1 869,78 Free float 38,0% Free float (mln PLN) ,81 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 48,97 Kod Bloomberga PGE PW Kod Reutersa PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc 7,8% -1,6% 3 miesiące 11,1% 4,9% 6 miesięcy 13,1% 3,7% 12 miesięcy 27,8% -1,4% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 61,9% 61,9% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj ,60 PGE Wydajemy rekomendację Trzymaj dla PGE z ceną docelową na poziomie 22,40 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Obecny rok powinien byd najsłabszy pod względem wyników oczyszczonych o wydarzenia jednorazowe. W przyszłym roku oczekujemy wzrostu marży na wytwarzaniu energii o ok. 500 mln PLN. Na wyniki PGE pozytywnie wpływad też będą efekty programu dobrowolnych odejśd widoczne w stabilnej bazie kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. PGE jest i pozostanie przez największym emitentem CO2 w Polsce. Roczny poziom emisji CO2 wynosi obecnie ok.60 mln ton. Z tej perspektywy bardzo ważne są dla Spółki rozstrzygnięcia odnośnie pakietu klimatycznego na lata , które mogą przynieśd wg naszych szacunków ponad 100 mln bezpłatnych uprawnieo. W czasie trwającej dyskusji wokół planu ratunkowego dla górnictwa pojawiły się informacje o możliwości kupna części kopalni przez grupy energetyczne. Wg wypowiedzi Ministerstwa Skarbu podstawą potencjalnych akwizycji miałby jednak byd rachunek ekonomiczny. Po oddaniu nowych bloków Elektrowni w Opolu PGE będzie największym konsumentem węgla energetycznego w Polsce na szacowanym poziomie ok. 10 mln ton. PGE sprzedało 30% udziałów w PGE EJ1 spółce budującej pierwszą elektrownie jądrową w Polsce i posiada w niej obecnie 70% udziałów. Spodziewane kapitałowe nakłady przygotowawcze na projekt jądrowy szacowane są na poziomie 1 mld PLN w ciągu najbliższych 2 lat. Po zaakceptowaniu przez Komisję Europejską pomocy publicznej dla projektu Hinkley Point C rosną szanse, że również w Polsce ryzyko biznesowe projektu jądrowego nie będzie ponoszone przez PGE. Na poziomie wyników wyzwaniem dla Spółki pozostanie realizacja zakładanego w strategii poziomu EBITDA 8-9 mld PLN od roku paź 9 sty 20 mar 3 cze 13 sie 23 paź PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN P 2015P 2016P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,93 2,20 2,13 2,00 1,97 DPS (PLN) 1,83 0,86 1,10 1,10 1,10 P/E 11,3 9,9 10,3 10,9 11,1 P/BV 1,0 0,9 0,9 0,9 0,8 EV/EBITDA 5,6 4,6 4,8 5,6 6,1 P - prognoza DM PKO BP r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

18 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Dodatkowo zakładamy przyznanie bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 w latach w wysokości 102 mln ton. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 22,40 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF PGE: model DCF tys PLN 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 8,6% 7,9% 7,6% 7,3% 7,3% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,16 1,25 1,34 DFCF Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartośd DCF Dług netto Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości ,4 Wartośd firmy ,3 Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na ,9 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 22,4 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,10 Cena bieżąca 21,85 Oczekiwana stopa zwrotu 7% Źródło: prognozy DM PKO BP 18

19 Założenia do wyceny PGE: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 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 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% koszt długu 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% waga długu -2,0% 12,6% 21,1% 26,5% 27,0% WACC 8,6% 7,9% 7,6% 7,3% 7,3% Źródło: prognozy DM PKO BP PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 163,0 173,0 183,0 188,5 192,3 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/t) 225,5 225,5 228,1 230,7 233,3 Wolumen produkcji energii (TWh) 54,1 57,2 58,2 58,7 58,7 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 32,5 33,1 33,8 34,4 35,1 Cena uprawnieo CO2 (EUR) 6,5 6,7 7,0 7,2 7,5 Źródło: prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza PGE spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 41152,7 10,7 10,4 10,7 4,5 4,3 4,2 5,7% 5,8% 5,9% GDF SUEZ 43648,0 13,9 12,9 13,9 6,3 6,0 5,8 5,6% 5,7% 5,9% RWE AG 16187,1 12,4 12,2 12,4 4,9 4,9 5,1 3,7% 3,7% 3,8% IBERDROLA 34494,3 15,5 14,7 15,5 8,6 8,4 8,1 5,0% 5,0% 5,2% FORTUM OYJ 1678,2 15,7 16,2 15,7 8,7 11,7 11,5 6,0% 5,9% 5,6% CEZ 11721,5 11,1 13,2 11,1 6,8 7,4 7,7 5,8% 5,0% 4,6% ENEA 1678,2 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 3,6% 3,2% 2,2% TAURON 2218,0 7,8 8,9 9,7 4,3 4,7 5,3 3,6% 2,8% 2,4% PGE 9819,4 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 5,0% 5,0% 5,0% ENERGA 1716,3 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 4,1% 5,1% 5,2% ZE PAK 402,6 10,4 8,4 7,5 4,2 4,3 4,3 2,1% 2,1% 2,1% Średnia 11,7 12,3 12,3 5,9 6,5 6,6 4,6% 4,5% 4,4% PGE 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 premia/dyskonto do średniej -12,5% -10,8% -8,2% -17,9% -12,7% -7,1% cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta 25,0 24,5 23,8 26,6 25,0 23,5 24,4 25,0 wagi 50% 50% wycena porównawcza 24,73 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 19

20 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2015P 2016P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży detalicznej Segment sprzedaży hurtowej Odnawialne żródła energii Sement pozostałe i korekty konsolidacyjne Zysk z działalności operacyjnej EBITDA Udział w wyniku jednostek stowarzyszonych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto jedn.dominującej Bilans (tys PLN) P 2015P 2016P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 11,9% 8,9% 9,4% 8,6% 7,9% 7,5% ROA 6,2% 5,6% 8,3% 6,2% 6,8% 6,3% 5,5% 5,1% Dług netto Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,4-0,5-0,3 0,5 1,1 Źródło: PGE, P - prognoza DM PKO BP 20