Kupuj, 36,90 PLN Inicjacja

Transkrypt

1 Polenergia Bloomberg: PEP PW Equity, Reuters: PEPP.WA Kupuj, 36,90 PLN Inicjacja 20 lipca 2015 r. Zielona energia! Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji Polenergia S.A. z ceną docelową na poziomie 36,90 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Polenergia jest prywatną grupą energetyczną działającą głównie na rynkach OZE (farmy wiatrowe) i regulowanych (elektrociepłownia gazowa korzystająca ze wsparcia KDT). Obecnie waluacja Spółki znajduje się pod wpływem sytuacji na rynku zielonych certyfikatów, które notowane są na historycznie niskich poziomach oraz relatywnie niskich cen energii i CO2. Ze względu na nowe regulacje prawne oczekujemy w ciągu kilku lat istotnej poprawy sytuacji i wielkości wsparcia dla instalacji OZE. Polenergia posiada także unikatowe projekty, które w przypadku ich realizacji mogą generować istotną wartość. Spółka planuje wypłacać dywidendę począwszy od zysków za 2016 r. Polenergia S.A. jest prywatną grupą energetyczną działającą w obszarze wytwarzania energii z odnawialnych i konwencjonalnych źródeł oraz zajmującą się dystrybucją i obrotem energią elektryczną, która powstała w wyniku połączenia aktywów PEP S.A. oraz Grupy Polenergia w 2014 r. Obecnie zdecydowana większość wyniku EBITDA generowana jest przez farmy wiatrowe i elektrociepłownię Nowa Sarzyna. Podstawę inwestycji wciągu najbliższych kilku lat stanowić będzie dewelopment farm wiatrowych na lądzie. Po roku 2020 zakładana jest możliwość realizacji projektu farm wiatrowych na morzu. Spółka przygotowuje także projekt gazociągu Bernau /Szczecin i elektrowni biomasowej Wińsko. Cześć projektów może być realizowana z partnerami lub sprzedana. Mimo istotnych nakładów inwestycyjnych Spółka zakłada możliwość wypłaty dywidendy począwszy od zysków 2016r. Odnawialne źródła energii stanowią obecnie jeden z głównych kierunków rozwoju energetyki w wielu krajach. Szczególne miejsce zajmują w Unii Europejskiej, która nałożyła określone cele w zakresie ograniczenia emisji CO2, a także wielkości produkcji energii w OZE do roku 2020 i W ramach tego systemu określone cele w tym zakresie zostały przyjęte także przez Polskę. Obecnie systemy wsparcia takie jak ETS w ramach Unii Europejskiej jak i zielone certyfikaty w Polsce nie zapewniają konkurencyjności instalacjom niskoemisyjnym i źródłom odnawialnym. Jednak ze względu na przyjęte w 2015r. regulacje prawne dotyczące rynkowej rezerwy stabilizacyjnej i nową ustawę o OZE w Polsce oczekujemy, że sytuacja powinna w ciągu kilku lat ulec poprawie i łączny poziom wsparcia może ulec istotnemu wzrostowi. Głównymi czynnikami ryzyka dla Polenergii są obecnie ceny zielonych certyfikatów oraz energii elektrycznej. Inwestując w Spółkę należy także wziąć pod uwagę, że plany jej rozwoju bazują w dużym stopniu na projektach, których realizacja zależy nie tylko od decyzji biznesowych Spółki, ale także od przebiegu procesów administracyjnych, polityki rządowej i konkurencji ze strony innych podmiotów na aukcjach, które wprowadza nowa ustawa o OZE. Polenergia znajduje się ponadto w sporze prawnym z Pierwszą Kompanią Handlową z grupy Tauron. Informacje Kurs akcji (PLN) 26,00 Upside 42% Liczba akcji (mln) 45,44 Kapitalizacja (mln PLN) 1 181,44 Free float 34% Free float (mln PLN) 404,17 Free float (mln USD) 106,81 EV (mln PLN) 1 983,24 Dług netto (mln PLN) 801,69 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 0% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze Poprzednie rekom. Kurs akcji % Akcji/głosów Kulczyk Investments 50,20 CEE Equity Partners 15,99 Aviva OFE 6,74 Generali OFE 6, Data i cena docelowa Polenergia WIG20 mln PLN P 2016P 2017P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E nm 25,9 14,9 16,0 25,2 P/BV 1,2 0,9 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA - 11,9 9,1 7,5 11,0 EPS 0,28 1,06 1,75 1,62 1,03 DPS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP mln PLN WIG Spółka 1 miesiąc -1,6% 6,8% 3 miesiące -7,3% -23,4% 6 miesięcy 1,5% -13,3% 12 miesięcy -4,9% 8,6% Min 52 tyg. PLN 24,05 Max 52 tyg. PLN 34,20 Średni dzienny obrót mln PLN 7,80 Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

2 Polenergia S.A. jest prywatną grupą energetyczną działającą w obszarze wytwarzania energii z źródeł odnawialnych i konwencjonalnych oraz zajmującą się dystrybucją i obrotem energią elektryczną. Większość aktywów operacyjnych Grupy prowadzi działalność na rynkach regulowanych lub w oparciu o długoterminowe umowy, co obniża wrażliwość Spółki na bieżącą sytuacje na rynku. Źródło: Polenergia Głównymi aktywami operacyjnymi Grupy jest pięć działających farm wiatrowych o łącznej mocy 147 MW oraz elektrociepłownia Nowa Sarzyna, które łącznie generują zdecydowaną większość zysku EBITDA. W ramach grupy działają także fabryki pelletu, spółka dystrybucyjna i obrotu. Grupa prowadzi dewelopment nowych projektów w zdecydowanej większości związanych z odnawialnymi źródłami energii. W najbliższym okresie podstawę rozwoju stanowić będą farmy wiatrowe na lądzie. Do końca 2015r. portfel farm ma powiększyć się o 98 MW, które znajdują się w budowie. Dodatkowo na pierwszą aukcje OZE w 2016r. Spółka planuje wprowadzić 336MW oraz 394 MW na kolejne aukcje. Polenergia posiada także projekty budowy farm wiatrowych na morzu (jako jeden z dwóch podmiotów w Polsce posiada warunki przyłączeniowe), elektrowni biomasowej, budowy gazociągu łączącego polski system gazowy z Niemcami oraz elektrowni na węgiel kamienny. Głównym akcjonariuszem jest pośrednio Kulczyk Investments S.A., który posiada 50,2%. W 2014 r. w wyniku podwyższenia kapitału pakiet 15,99% akcji został nabyty przez chiński fundusz kapitałowy CEE Equity Partners (zarządzający funduszami China Exim-Bank). Polenergia S.A. powstała w wyniku konsolidacji aktywów spółki Polish Energy Partners SA (PEP S.A) oraz aktywów Grupy Polenergia. Połączenie nastąpiło w 2014 r. poprzez wniesienie aktywów Grupy Polenergia do PEP SA w zamian za akcje nowej emisji. Wyceniona wartość wniesionych aktywów 2

3 wyniosła 557 mln, z czego ok. 184 mln stanowiła wartość firmy. Pełna fuzja kapitałowa była dokończeniem procesu konsolidacji ponieważ Grupa Polenergia nabyła pakiet kontrolny 57,8% akcji PEP w 2012r., a obie grupy dokonały fuzji operacyjnej w 2013 r. Giełdowym poprzednikiem Polenergii był Polish Energy Partners S.A., który był notowany na GPW od 2005r. PEP S.A. rozpoczął działalność w 1997r. jako pierwsza w Polsce prywatna firma energetyczna. Spółka rozpoczęła działalność od oferowania ousourcingu usług w zakresie finansowania, budowy i eksploatacji obiektów energetycznych. W pierwszych latach działalności zrealizowała projekty i w oparciu o wieloletnie umowy administrowała elektrociepłowniami gazowymi dla zakładów chemicznych Wizów oraz dla Polar S.A. (obecnie Whirpool). Przełomem w skali działalności PEP S.A. były umowy z z Mondi Packaging Paper Świecie S.A. Od 2002 do 2012 roku PEP Saturn Management działający w ramach Grupy PEP odpowiedzialny był za unowocześnienie i funkcjonowanie elektrociepłowni oraz dostawy energii elektrycznej i cieplnej dla Mondi Świecie S.A. Spółka wybudowała m.in.: w 2003 roku nowoczesny parowy kocioł fluidalny ze złożem cyrkulacyjnym, umożliwiający spalanie odpadów drzewnych. Rozszerzeniem projektu była budowa nowego turbozespołu z turbiną przeciwprężną o mocy 33 MWe, produkującego energię z biomasy spalanej w kotle odzyskowym celulozowni Mondi. W roku 2009 został zrealizowany kolejny projekt, polegający na konwersji kotła węglowego na kocioł biomasowy. W 2012r. Saturn Management został odkupiony przez Mondi. Od wejścia w życie systemu wsparcia dla energii odnawialnej w Polsce w 2005r. Spółka była aktywnym graczem na tym rynku. Znaczne przychody w ramach projektu dla Mondi pochodziły ze sprzedaży zielonych certyfikatów uzyskiwanych za spalanie biomasy np.: w roku 2010 wytworzono w EC Saturn ponad 550 GWh energii odnawialnej. Drugim istotnym segmentem działalności Spółki oprócz outsourcingu po wejściu w życie systemu wsparcia dla energii odnawialnej stał się dewelopment farm wiatrowych. Pierwszym zakończonym projektem była farma wiatrowa w Pucku o mocy 22 MW, która do tej pory znajduje się w portfelu Spółki. Do końca 2015r. łącznie Spółka powinna zakończyć dewelopment 547 MW z ok MW, farm, które znajdą się w Polsce, z czego sprzedane zostało 302 MW, 147 MW znajduje się w portfelu Spółki, a 98 MW jest w budowie. Inne projekty PEP S.A. rozwijane w ramach segmentu odnawialnych źródeł energii to wytwórnie pelletów z biomasy rolniczej oraz projekt elektrowni biomasowej. W wyniku wezwania na akcje w 2012r. większościowy pakiet akcji 57,8% PEP S.A został nabyty pośrednio przez Kulczyk Investments. W 2013r. nastąpiła fuzja operacyjna, a w 2014r. fuzja kapiatłowa z aktywami z branży energetycznej posiadanymi przez Kulczyk Investments w ramach Grupy Polenergia. W ramach portfela aktywów wniesionych przez Polenergię znalazły się spółka dystrybucyjna, elektrociepłownia Nowa Sarzyna, spółka obrotu a także projekty w fazie dewelopmentu: farmy wiatrowe na morzu, gazociąg Bernau-Szczecin i elektrownia Północ. 3

4 Pozostali Inwestorzy 15,99% 65,60% Transza 1: Nowa emisja akcji w zamian za aktywa o wartości PLN557m 18,41% Transza 2: Nowa emisja akcji w zamian za gotówkę w kwocie PLN 240m Po Połączeniu i zmianie nazwy na Polenergia S.A. połączona grupa jest w dalszym ciągu notowana na Giełdzie Papierów Wartościowych Lądowe farmy wiatrowe Morskie farmy wiatrowe Biomasa Ciepłownia Zakrzów Elektrownia Merkury Elektrociepło wnia Nowa Sarzyna Dystrybucja energii elektrycznej Dystrybucja gazu Przesył gazu Sprzedaż energii elektrycznej Obrót certyfikatami Handel gazem Wytwarzanie Przesył i Dystrybucja Handel hurtowy i Sprzedaż Źródło: Polenergia Startegia i investment story Strategia Grupy Polenergia zakłada powstanie największej niezależnej pionowo zintegrowanej grupy energetycznej działającej w Europy Centralnej. Podstawą rozwoju grupy będzie rozwój organiczny poprzez dewelopment posiadanych projektów, jednak w przypadku pojawienia się interesujących aktywów nie wykluczone są także przejęcia. W ciągu najbliższych lat największa część wyniku finansowego Polenergii generowana będzie przez segment farm wiatrowych działających w ramach obecnego i nowego sytemu wsparcia. Spółka zakłada realizację strategii wzrostu wartości w dwóch fazach pierwszej do 2016 roku, oraz drugiej w latach r. 4

5 Energetyka wiatrowa Pozostałe 169 mln zł mln zł 2016: dodatkowa produkcja z uruchomionych farm 98,6 MW: 280 GWh (P75) Łączna moc zainstalowana farm wiatrowych wpływająca na wynik w danym roku EBITDA MW: 12m 67MW: 4 kw. 146,7 MW Głównie całoroczny wynik farm o mocy 67 MW w 4Q 2014 EBITDA 2015 Uruchomienie farm o mocy 98,6 MW wybudowanych do końca 2015 Oczekiwany pozytywny wpływ zmian na rynku zielonych certyfikatów Potencjalne uruchomienie do końca 2017 roku farm w systemie aukcyjnym o mocy ok. 210 MW** 146,7 MW: 12m 245,3 MW 457,3 MW 2018 * W stosunku do 80MW, gdyż kolejne 67 MW zostało uruchomione w 4 kw ** Możliwa jest również sprzedaż do 100% wybranych projektów lądowych farm wiatrowych realizowanych po 2015 r. w systemie aukcyjnym, przed lub po wygranej aukcji, w celu zwiększenia potencjalnych dywidend Źródło: Polenergia Realizacja pierwszej fazy ma nastąpić poprzez rozwój portfela lądowych farm wiatrowych w ramach obecnego systemu wsparcia, z czego pierwsze dwie farmy wiatrowe o łącznej mocy 66,7 MWe (FW Rajgród i FW Gawłowice) zostały oddane do użytkowania w IV kwartale 2014 r., natomiast pozostałe 98 MWe (FW Skurpie, Mycielin, Gawłowice rozbudowa) znajdują się w budowie i mają zostać oddane do użytkowania w IV kwartale 2015 r. W ramach pierwszej fazy strategii Spółka planuje także ukończenie dewelopmentu i wprowadzenie na pierwszą aukcję OZE w 2016 roku farm o łącznej mocy 336 MW. Rozwijany będzie także posiadany projekt farm morskich o łącznej mocy 1200 MW. Zakładane jest uzyskanie decyzji środowiskowej, co umożliwiałoby wzięcie udziału w potencjalnej aukcji. Kolejnym wydewelopowanym projektem ma być gazociąg Bernau-Szczecin łączący polski i niemiecki system gazowy o przepustowości do 5 mld m3 gazu rocznie. Druga faza do realizacji w latach zakłada dalszy rozwój portfela lądowych farm wiatrowych w ramach nowego systemu wsparcia i wprowadzenie na kolejne aukcje do roku 2019 dodatkowo 394 MW. Wg założeń Spółki łączna zdolność operacyjna farm w roku 2017 ma wynieść 460 MW. Część projektów farm lądowych może zostać także sprzedana. Do 2022 roku oczekiwane jest potencjalne uruchomienie 600 MW farm morskich oraz przygotowanie do budowy kolejnych 600 MW. Ze względu na poziom nakładów inwestycyjnych projekt farm morskich realizowany będzie z partnerem, przy czym możliwa jest także sprzedaż całego projektu w celu wypłaty osiągniętych zysków w formie dywidendy. Strategia zakłada także potencjalne uruchomienie rurociągu gazowego pomiędzy Niemcami i Polską o przepustowości do 5 mld m3 rocznie. Obecnie w naszej opinii wartość Spółki jest definiowana przez sytuację na rynku odnawialnych źródeł energii w Polsce wynikającą z niskich cen rynkowych zielonych certyfikatów stanowiących obecny system wsparcia oraz niskich cen energii i CO2. Biorąc pod uwagę obecne regulacje w 5

6 postaci nowej ustawy o OZE, które powinny w okresie kilku lat poprawić sytuację na rynku zielonych certyfikatów oraz możliwość realizacji celu udziału energii odnawialnej zawartego w KPD oczekujemy wzrostu cen zielonych certyfikatów w okresie do 2020r. Wprowadzenie mechanizmu rezerwy stabilizacyjnej na rynku handlu emisjami wg dostępnych prognoz przekładać się powinno na wzrost cen CO2 widoczny zwłaszcza po 2020r., który powinien doprowadzić do wzrostu cen energii i wzrostu rentowności źródeł OZE, które nie będą obciążone CO2. Spółka rozwija portfel farm wiatrowych, który charakteryzuje się relatywnie dobrymi parametrami wietrzności co naszym zdaniem daje duże szanse na uzyskanie wsparcia w ramach aukcji OZE. Szanse realizacji w ramach aukcji ma także projekt elektrowni biomasowej Wińsko. Realizacja dodatkowych projektów jak farmy morskie i gazociągu Bernau Szczecin może stanowić dodatkowe źródło wartości, ale do ich realizacji konieczne są decyzje na szczeblu rządowym. Otoczenie regulacyjne Światowy przyrost mocy wiatrowych Źródło: TPA Horwath 6

7 10 liderów zianstalowanej mocy farm wiatrowych na koniec 2013 r. - liderzy energetyki wiatrowej na świecie Kraj Moc (MW) Udział (%) CHRL ,7% USA ,2% Niemcy ,8% Hiszpania ,2% Indie ,3% Wielka Brytania ,3% Włochy ,7% Francja ,6% Kanada ,5% Dania ,5% Reszta świata ,2% Czołowe ,8% ŚWIAT ,0% Źródło: GWEC Rozwój odnawialnych źródeł energii jest obecnie jednym z głównym kierunków rozwoju światowej energetyki. Wynika to nie tylko z regulacji co jest szczególnie widoczne w Unii Europejskiej ale także z wyczerpywania się zasobów, kwestii klimatycznych i środowiskowych. Ze względu na postęp technologiczny następuje spadek kosztów wytwarzania, co szczególnie widoczne było w ciągu ostatnich lat w fotowoltaice. Biorąc pod uwagę koszty przesyłu pozwala to konkurować źródłom odnawialnym także ekonomicznie. Polityka Unii Europejskiej zmierza w kierunku dalszego rozwoju i wspierania źródeł odnawialnych, co znalazło wyraz w postanowieniach Szczytu Klimatycznego w 2014 roku, który określił kolejne cele w tym zakresie na rok Widoczne jest to także w bieżących regulacjach dotyczących modyfikacji systemu handlu emisjami poprzez wprowadzenie mechanizmu rynkowej rezerwy stabilizacyjnej, która powinna doprowadzić do wyższych cen CO2. Polityka klimatyczna Unii przekłada się bezpośrednio na politykę Polski w tym zakresie. Oprócz systemu wsparcia dla OZE obejmuje także określone cele, m.in.: zapisany w Krajowym Planie Działania udział energii odnawialnej w konsumpcji energii na poziomie 19,13% w 2020r. Działający w Polsce system wparcia oparty jest na certyfikatach przyznawanych za wyprodukowanie zielonej energii. Od początku 2016 r. w życie wchodzi IV rozdział ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii zmieniający dotychczasowe zasady wsparcia. Istniejący system zielonych certyfikatów zostanie zastąpiony przez system stałych taryf (Feed-in), które będą przyznawane w systemie aukcji na 15 lat. Ceny kontraktów będą indeksowane w tym okresie inflacją CPI. Aukcje będą organizowane nie rzadziej niż raz w roku. Wytworzoną energię będzie można sprzedać na rynku, lub do sprzedawcy zobowiązanego. Różnica pomiędzy zakontraktowaną w aukcji ceną energii, a średnią ceną energii na rynku konkurencyjnym będzie wyrównywana przez Operatora Rozliczeń Energii Odnawialnej. Wszystkie technologie będą uczestniczyć w tych samych aukcjach. Dedykowane aukcje będą organizowane dla technologii o stopniu wykorzystania mocy większym niż MWh/rok co oznacza obecnie farmy morskie oraz elektrownie biomasowe/biogazowe. Ministerstwo Gospodarki co roku wyznaczać będzie cenę referencyjną, dla każdej technologii. Oddzielne aukcje będą organizowane dla źródeł o mocy mniejszej niż 1MW, w których docelowo powinno być wytwarzane 25% energii odnawialnej. Ustawodawca przewidział okres 48 miesięcy na budowę i uruchomienie instalacji po wygranej aukcji. Aby ograniczyć ilość projektów znajdującym się na wstępnym etapie dewelopmentu, wprowadzono także wymóg posiadania prawomocnego pozwolenia na budowę. W 7

8 przypadku farm morskich zastosowanie ma możliwość przystąpienia do aukcji z decyzją środowiskową bez wymogu pozwolenia na budowę oraz przedłużony okres budowy do 72 miesięcy, co ogranicza ryzyko deweloperskie. Utrzymany zostaje jednocześnie dotychczasowy system wsparcia w postaci zielonych certyfikatów dla instalacji oddanych przed wejściem w życie ustawy do końca 2015r. Wsparcie będzie obowiązywać przez okres 15 lat od daty wytworzenia po raz pierwszy energii, za którą przyznano świadectwa pochodzenia. Nowe regulacje ustalają opłatę zastępczą na poziomie PLN 300, jednak nie będzie ona indeksowana. Istnieje także możliwość przejścia istniejących źródeł do nowego systemy (feed in) poprzez uczestnictwo w aukcji. Ograniczone zostaje wsparcie dla współspalania biomasy z wyjątkiem instalacji dedykowanych do 0,5 certyfikatu za 1 MW. Całkowicie wycofane zostaje wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy pow. 5MW. Ustawa będzie sprzyjać także unormowaniu sytuacji na rynku zielonych certyfikatów. Dotychczasowe cele udziału energii odnawialnej w sprzedaży do klientów końcowych zostały określone na dotychczasowym poziomie na lata 2015 i 2016 oraz zwiększone do 20% od roku Cele te mogą być obniżone przez Ministra Gospodarki biorąc pod uwagę rodzaj podmiotu zobowiązanego, ilość wytworzonej energii elektrycznej w mikroinstalacjach i w małych instalacjach, zobowiązania wynikające z umów międzynarodowych, dotychczasową wielkość udziału energii elektrycznej i paliw pozyskiwanych z odnawialnych źródeł energii w ogólnej ilości energii i paliw zużywanych w energetyce oraz w transporcie, ilość wytworzonego biogazu rolniczego, a także wysokość ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Obecnie zostały ustalone już bazowe parametry wsparcia na pierwszą aukcję, która będzie miała miejsce w 2016 r., w postaci maksymalnej ilości energii elektrycznej i ceny zakontraktowanej energii. Zostały określone w rozporządzeniu Rady Ministrów w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może być sprzedana w drodze aukcji w 2016r. Zakładana maksymalna ilość energii, która może zostać sprzedana w przez nowe źródła wynosi GWh, w tym przez źródła o stopniu wykorzystania mocy mniejszym niż 4000 MWh/MW/rok wynosi GWh. Wg naszych szacunków oznacza to, że w ramach aukcji mogłoby zostać zakontraktowane ok.750 MW mocy elektrowni wiatrowych, oraz ok. 280 MW elektrowni biomasowych/biogazowych. 8

9 Wyszczególnienie Energia wodna: 13,7 27,3 41,0 54,6 68,3 <1 MW 13,7 27,3 41,0 54,6 68,3 1 MW - 10 MW > 10 MW w tym elektrownie pompowe Energia geotermalna: Energia słoneczna: fotowoltaiczna skoncentrowana energia słoneczna Energia fal i pływów oceanicznych Energia wiatrowa: 1 340, , , , ,0 lądowa 1 200, , , , ,0 morksa małe EW 140,0 290,0 450,0 620,0 800,0 Biomasa: 765, , , , ,8 stała 560, , , , ,0 biogaz 205,2 463,6 775, , ,8 współspalanie dedykowana 560, , , , ,0 RAZEM 2 118, , , , ,1 Źródło: Instytut Energetyki Odnawialnej Do kalkulacji powyższych wartości przyjęto założenie, że roczny wolumen energii wynikający z aukcji rozstrzygniętych w 2016r. powinien wynosić 30% wartości przewidzianej na 2020r. Natomiast maksymalną wartość energii elektrycznej wyliczono przy założeniu ceny 360,78 PLN/MWh, która wynika z prognozowanej struktury technologicznej i mocowej odnawialnych źródeł energii. Projekt rozporządzenia zawiera także maksymalna ilość energii dla instalacji już działających, które chciałyby przejść do nowego systemu wsparcia na poziomie 4736 GWh. W ocenie skutków regulacji rozporządzenia zakładana jest łączna produkcja z farm wiatrowych w 2020 na poziomie 6000 GWh. Dodatkowo zakładane jest produkcja 800 GWh w małych elektrowniach wiatrowych. Dawałoby to oczekiwany przyrost mocy w latach na poziomie ok MW, która wg zawartych założeń kontraktowana byłaby na aukcjach w latach Na koniec 2014r. łączna moc elektrowni wiatrowych w Polsce wynosiła 3865 MW. W ciągu 2014r. powstało 458 MW. Oczekiwania na rok bieżący ze względu na zakończenie bieżącego systemu wsparcia są istotnie większe i wynoszą wg naszych szacunków ok MW, przy czym zdecydowana większość inwestycji zostanie oddana w drugiej połowie roku. Poziom możliwej podaży farm wiatrowych na aukcjach w latach szacowany jest przez Polenergię na poziomie 4092 MW, w tym na ponad 1 GW na pierwszej aukcji w 2016 r. Odnośnikiem dla ceny osiągniętej w aukcji będzie cena referencyjna ustalana przez Ministra Gospodarki z uwzględnieniem istotnych parametrów technicznych i ekonomicznych funkcjonowania instalacji odnawialnego źródła energii, nakładów inwestycyjnych. W analizach przyjętych przy ocenie skutków regulacji do ustawy o OZE dokonywanych przez Instytut Energetyki Wiatrowej zakładany LCOE dla farm wiatrowych na 2016r wynosił ok. 360 PLN/MWh. 9

10 Wyniki obliczeń kosztu podukcji energii LCOE dla instalacji oddawanych do użytku w kolejnych latach (ceny bieżące) Nazwa technologii LCOE PLN/kWh LCOE PLN/kWh LCOE PLN/kWh LCOE PLN/kWh LCOE PLN/kWh LCOE PLN/kWh Zmiana % biogaz - rolniczy kw T1 0,68 0,69 0,7 0,71 0,72 0,73 25% biogaz - rolniczy kw T2 0,62 0,63 0,63 0,64 0,65 0,66 28% biogaz - rolniczy >1000 kw T3 0,57 0,58 0,58 0,59 0,6 0,61 27% biogaz - ze składowisk >200 kw T4 0,2 0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 24% biogaz - z oczyszczalni >200 kw T5 0,42 0,42 0,42 0,42 0,43 0,43 11% biomasa <10MW T6 0,49 0,49 0,5 0,51 0,52 0,53 31% biomasa - kogeneracja <10 MW T7 0,51 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 31% biomasa MW T8 0,33 0,34 0,34 0,35 0,35 0,35 19% biomasa - kogeneracja MW T9 0,37 0,38 0,38 0,39 0,39 0,39 20% biomasa >50 MW T10 0,37 0,38 0,38 0,38 0,39 0,39 20% biomasa - kogeneracja >50 MW T11 0,43 0,43 0,44 0,44 0,45 0,45 21% biomasa - współspalanie (spalanie wielospaliwowe) T12 0,26 0,27 0,27 0,27 0,27 0,28 18% biopłyny T13 0,75 0,77 0,78 0,8 0,81 0,82 35% wiatr kw T14 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,41-8% wiatr >500 kw T15 0,35 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 11% woda <75kW T16 0,61 0,62 0,63 0,64 0,65 0,66 30% woda kw T17 0,45 0,46 0,47 0,49 0,5 0,51 45% woda kw T18 0,47 0,48 0,49 0,5 0,51 0,52 44% geotermalna T19 1,53 1,54 1,56 1,57 1,59 1,6 17% fotowoltaika: na budynku kw T20 0,61 0,57 0,54 0,5 0,47 0,44-67% fotowoltaika: na gruncie kw T21 0,51 0,48 0,45 0,42 0,4 0,38-64% fotowoltaika: na gruncie kw T22 0,49 0,46 0,43 0,41 0,38 0,36-65% Źródło: Instytut Energetyki Odnawialnej Symbol W ramach nowego systemu wsparcia Polenergia chce uzyskać wsparcie dla łącznie 690 MW w latch z czego 336 MW ma być wprowadzone do pierwszej aukcji. O możliwości wygrania aukcji będzie decydowała głównie skala popytu i oczekiwania cenowe poszczególnych oferentów. 10

11 Obecnie 146 MW działających farm wiatrowych Spółki jest wspierane w ramach działającego systemu wsparcia w postaci zielonych certyfikatów. Dodatkowo do końca 2015r. Polenergia chce oddać 98 MW, które znajdują się obecnie w budowie. Przy czym farmy oddawane do końca 2012r. mają zagwarantowaną cenę wsparcia na podstawie odrębnych umów długoterminowych, na poziomie znacznie powyżej bieżących cen rynkowych. Istotnym czynnikiem wpływającym na ekonomikę działających farm są ceny zielonych certyfikatów przyznawanych za wyprodukowanie energii z OZE. Obecnie ceny znajdują się poziomie ok. 100 PLN istotnie poniżej poziomów opłaty zastępczej (300 PLN). Ceny te są obecnie pod wpływem nadwyżki podaży, która występuje od końca 2012 r. Szacowane zapasy niesprzedanych certyfikatów wynoszą obecnie ok. 15 TWh w stosunku do szacowanego wymaganego poziomu umorzenia na poziomie ok. 17 TWh w 2015r. i zakładanej przez nas produkcji na poziomie ok. 19 TWh. Nowa ustawa oprócz ograniczenia podaży certyfikatów poprzez wyłączenie z ich systemu dużych elektrowni wodnych i zmniejszenie współczynnika do 0,5 dla współspalania biomasy wprowadza także ograniczenie możliwości wypełnienia obowiązku udziału energii odnawialnej w sprzedaży do klientów końcowych za pomocą opłat zastępczych w przypadku, gdy ceny certyfikatów spadną poniżej 75% wartości opłaty zastępczej w okresie 3 miesięcy poprzedzających datę wypełnienia obowiązku umorzenia świadectw pochodzenia. Ograniczenie współczynnika dla współspalania oznacza w bieżących warunkach brak ekonomicznych podstaw tej działalności 11

12 Nadpodaż zielonych certyfikatów na (GWh) Nadpodaż Popyt 2014 Certyfikaty niezłożone 2014 Wnioski w toku za lata 2012, 2013, 2014 Certyfikaty do 2013 wydane w 2-4Q14 Certyfikaty 2014 wydane w 1-4Q14 Różnica (cert. wydane - umorzone) do 2013 Źródło: PSEW 12

13 Oprócz ograniczenia podaży certyfikatów korzystnie na zmniejszenie stanu niesprzedanych zapasów powinno działać także zwiększenie popytu ze względu na wzrost współczynnika wymaganej ilości umorzenia świadectw pochodzenia obecnie określony na 14% w 2015r., 15% w 2016 r. i 20% od 2017r. Wskaźnik ten może być jednak obniżany przez Ministra Gospodarki. Do roku 2020 nie oczekujemy jednak istotnych zmian w tym zakresie ze względu na możliwość wykonania celu w zakresie udziału energii odnawialnej w elektroenergetyce zapisanego w Krajowym Planie Działania.. Obecnie cel KPD w latach 2013 i 2014r. na poziomie odpowiednio 11,13% i 12,19% został wykonany. O wykonaniu planu w 2020r. wg naszych szacunków może zadecydować oprócz wielkości zużycia energii wykonanie planu przyłączenia nowych źródeł w ramach sytemu aukcji oraz energetyki rozproszonej. Ostatecznie, w przypadku braku realizacji celów w tym zakresie o wypełnieniu obowiązku decydować będzie prawdopodobnie współspalanie biomasy, które będzie wymagało wg szacunków Spółki cen zielonych certyfikatów na poziomie co najmniej 240 PLN przy cenie energii na poziomie 180 PLN/MWh. W 2015r. oczekujemy wzrostu nadwyżki podaży certyfikatów. Relatywnie zrównoważonego bilansu produkcji i umorzenia zielonych certyfikatów oczekujemy w 2016r. Sytuacja na rynku powinna natomiast zacząć poprawiać się istotnie od 2017r. kiedy powinien wejść w życie wyższy poziom obowiązku umorzenia. Oczekujemy, że nadwyżka zniknie dopiero w 2019r. Aktywa grupy Głównymi aktywami operacyjnymi Grupy są obecnie farmy wiatrowe, elektrociepłownia Nowa Sarzyna, spółka dystrybucyjna, spółka obrotu, projekty outsourcingowe elektrowni i ciepłowni oraz zakłady produkcji pelletów. Projekty w dewelopmencie stanowią projekty farm wiatrowych na lądzie i morzu, projekt gazociągu Bernau Szczeci, elektrowni biomasowej Wińsko oraz elektrowni węglowej Północ. W ramach sprawozdawczości segmentowej Spółka podzieliła aktywa na segment energetyki konwencjonalnej, działalności deweloperskiej, biomasy energetyki wiatrowej oraz dystrybucji i obrotu. 13

14 Energetyka wiatrowa na lądzie. Obecny portfel farm wiatrowych składa się z 7 farm wiatrowych o łącznej mocy 146,7 MW. Działające farmy wiatrowe FW Puck - Łączna moc projektu wynosi 22 MWe, składa się on z 11 turbin (Gamesa) po 2 MWe każda - Lokalizacja: województwo pomorskie, powiat pucki - Oddanie do użytku nastąpiło w styczniu Średnia roczna produkcja ok. 42 GWh FW Modlikowice: - Łączna moc projektu wynosi 24 MWe, składa się on z 12 turbin (Vestas) po 2 MWe każda - Lokalizacja: województwo dolnośląskie, powiat złotoryjski - Oddanie do użytku nastąpiło na początku Średnia roczna produkcja około 50 GWh FW Łukaszów: - Łączna moc projektu wynosi 34 MWe, składa się on z 17 turbin (Vestasi) po 2 MWe każda - Lokalizacja: województwo dolnośląskie, powiat złotoryjski - Oddanie do użytku nastąpiło na początku Średnia roczna produkcja ok. 77 GWh FW Gawłowice: - Łączna moc projektu wynosi 41,4 MWe, składa się on z 18 turbin (Siemens) po 2,3 MWe każda - Lokalizacja: województwo kujawsko-pomorskie, powiat grudziądzki - Oddanie do użytku nastąpiło w listopadzie Planowana roczna produkcja ok. 128 GWh - W 2015 uruchomiona będzie rozbudowa tej FW o dodatkowe trzy turbiny o mocy 6,9 MW FW Ralgród: - Łączna moc projektu wynosi 25,3 MWe, składa się on z 11 turbin (Siemens) po 2,3 MWe każda - Lokalizacja: województwo podlaskie, powiat grajewski - Oddanie do użytku nastąpiło w październiku Planowana roczna produkcja ok. 64 GWh Źródło: Polenergi a 14

15 Projekty w budowie Projekty z Pozwoleniem na Budowę Farmy Wiatrowe na zaawansowanym etapie dewelopmentu Osiągnięte etapy dewelopmentu: MPZ - Miejscowy Plan Zagospodarowania DŚ - Decyzja Środowiskowa WPS - Warunki Przyłączenia do Sieci PB - Pozwolenie na Budowę Źródło: Polenergia Od bieżącego roku segment farm wiatrowych będzie największym kontrybutorem wyniku finansowego na poziomie EBITDA. Szacowany przez nas zysk EBITDA wzrośnie w 2015r. do poziomu 104 mln PLN z 66 mln PLN w roku 2014r. Spółka planuje istotny rozwój segmentu w najbliższych latach i będzie on odpowiadała za dalszy wzrost wyniku finansowego Spółki. Do końca 2015r., w ramach obecnego systemu wsparcia Polenergia chce ukończyć budowę farm o łącznej mocy 98MW. W zaawansowanym dewelopmencie znajduje się ponadto 336 MW. Farmy te Spółka zamierza wprowadzić na pierwszą aukcję OZE, która oczekiwana jest w II połowie 2016r. Zakładany przez Spółkę poziom łącznej mocy na koniec 2017 roku wynosi 460 MW. Projekty przygotowywane przez Spółkę charakteryzują się dobrymi parametrami wietrzności. Oczekiwany czas pracy dla farm wystawianych do aukcji wynosi wg informacji Spółki blisko 2900 godzin. Dodatkowo Polenergia posiada projekty farm o łącznej mocy 394 MW, które wg założeń Spółki mają zostać wprowadzone 15

16 na kolejne aukcje w latach Cześć z projektów farm wiatrowych może zostać także sprzedana. Sprzedaż energii i zielonych certyfikatów zabezpieczona jest dla farm oddawanych do użytkowania do 2012r. (Puck, Modlikowice i Łukaszów) umowami długoterminowymi, które gwarantują łączne ceny sprzedaży energii i świadectw pochodzenia na poziomach znacznie powyżej obecnych cen rynkowych. Przy czym w przypadku farm Modlikowice i Łukaszów toczy się obecnie spór sądowy ze spółką z Grupy TAURON - Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. w likwidacji, która jest odbiorcą zielonych certyfikatów. PKH wypowiedziała umowę oraz postawiona została w stan likwidacji. Do czasu rozstrzygnięcia kwestii wypowiedzenia umowy sąd nakazał PKH wykonywanie kontraktu. Wniosek o ogłoszenie upadłości PKH został odrzucony przez sąd. Farmy w fazie budowy Źródło: Spółka Lokalizacja Moc (MW) Status Uruchomienie Gawłowice (rozbudowa) Skurpie (rozbudowa) w trakcie budowy 6,9 w trakcie budowy ,9 w trakcie budowy 2015 Mycielin 48 w trakcie budowy ,6 MW Farmy w dewelopmencie, oczekiwane na pierwszą aukcję OZE Źródło: Spółka Skurpie 36,8 Lokalizacja Moc (MW) Pozwolenie na budowę Możliwe uruchomienie Piekło 12 1 kw Grabowo 40 1 kw Zielona kw/2 kw' Kostomłoty 18 3 kw Bądecz 42 4 kw' Wodzisław Olbrachcice MW 2015 Segment dewelopmentu Segment dewelopmentu łączy się obecnie ściśle z segmentem farm wiatrowych ponieważ większość aktywów segmentu wycenianych bilansowo na 534 mln PLN na koniec 2014r. stanowią farmy wiatrowe w budowie, które maja zostać oddane w bieżącym roku. Do projektów wchodzących w skład portfela Grupy należy także projekt budowy dwóch farm wiatrowych na morzu Bałtyckim o łącznej mocy 1200 MW. Projekt ten jest jednym z dwóch projektów (oprócz grupy PGE), który ze względu na możliwości przesyłowe oraz stabilność systemu energetycznego będzie mógł zostać potencjalnie wybudowany w Polsce do roku Projekt uzyskał już warunki przyłączeniowe od PSE, pozwolenie na ułożenie kabli podmorskich oraz pozwolenie na wznoszenie i wykorzystanie 16

17 sztucznych wysp. Kolejnym etapem dewelopmentu, który umożliwiłby potencjalnie udział w aukcji będzie uzyskania warunków środowiskowych, co oczekiwane jest do końca 2016r. Farmy wiatrowe na morzu potencjalnie mogą brać udział w dedykowanych aukcjach dla instalacji pracujących powyżej 4000 godzin rocznie, jednak ze względu na skalę projektów ich powstanie będzie wymagało decyzji rządowych. Ze względu na wielkość projektu Spółka zakłada współpracę z doświadczonym partnerem (50/50 JV), możliwa jest także sprzedaż gotowego projektu. Dodatkową opcję rozwoju stanowi trzeci projekt o mocy 1,6 GW z ważnym pozwoleniem na lokalizację. Przy połączeniu PEP S.A. i Polenergii projekt farm wiatrowych został wyceniony na 165 mln PLN. Nazwa projektu Bałtyk III Środkowy Faktyczna planowana moc (MW) Liczba turbin ok ok Odległość od brzegu 22 km 37 km Obszar 116,6 km2 122 km2 Głębokość 25-39m 23-41m Bałtyk Środkowy II Średnia prędkość wiatru 9 10 m/s 9 10 m/s Źródło: Spółka Bałtyk Środkowy Planowane terminy Bałtyk Środkowy II III Decyzja środowiskowa 1 kw kw 2016 Rozpoczęcie budowy Data uruchomienia farmy Źródło: Spółka Kolejnym projektem w dewelopmencie jest projekt budowy gazociągu łączącego polski system gazowy z Niemcami: Bernau-Sczecin. Interkonektor zwiększałby możliwości importowe gazu z Niemiec o ok. 3-5 mld m3 oraz umożliwiałby dostęp do niemieckiego rynku spotowego Gaspool i NCG. Projekt wraz z budową terminala LNG w Świnoujściu i Korytarza Północ-Południe wpisuje się w rozwój dywersyfikacji źródeł gazu. Projekt posiada ważne pozwolenia na budowę obejmujące całą trasę po stronie niemieckiej i około 80% projektu po stronie polskiej oraz zabezpieczony dostęp do gruntów w około 50% Niemczech i w Polsce. Wybudowanie gazociągu pozwoliłoby Grupie na pozyskiwanie przychodów zarówno z tytułu udostępniania przepustowości w gazociągu (działalność regulowana) jak i z tytułu obrotu gazem. Ostateczna decyzja o realizacji projektu gazociągu zależy od uzyskania przez Grupę określonych warunków jego realizacji i eksploatacji, które zapewnią zakładaną rentowność. Obecnie Grupa jest w zaawansowanym stadium uzyskiwania administracyjnych zgód i zezwoleń stanowiących warunek wykonalności projektu. Po stronie polskiej planowanego gazociągu uzyskała koncesję w zakresie obrotu paliwami gazowymi ważną do dnia 31 grudnia 2030 r. Dla niemieckiego odcinka gazociągu Grupa stara się o zwolnienie z wybranych zasad dotyczących obowiązku rozdzielenia działalności przesyłowej, konieczności zapewnienia dostępu stron trzecich do sieci oraz obowiązku przedstawiania taryfy do zatwierdzenia. Grupa planuje również rozpoczęcie procedury przetargu na moce przesyłowe interkonektora celem określenia zapotrzebowania na gaz, jaki ma być dostarczany za jego pośrednictwem na bazie umów trwających około lat. Podstawowym warunkiem uruchomienia projektu jest możliwość przyłączenia projektu do polskiej sieci gazowej, co wymaga umowy z Operatorem Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. 17

18 Gazociąg Bernau Szczecin Przepustowość Kompresory Długość 3,0-5,0 mld m 3 rocznie 3 x 5,4 MW ok. 150km (30km w Polsce, 120km w Niemczech) Źródło: Spółka Status projektu Projekt FEED Zakończony Pozwolenia na budowę Zakończone dla całości odcinka niemieckiego Służebności gruntowe Zabezpieczone ok. 50% Zwolnienie z TPA/Unbundlingu W toku Zamknięcie komercyjne W toku Przyłączenie do sieci W toku EPC Do uzupełnienia Finansowanie Do uzupełnienia Źródło: Spółka Innymi projektami znajdującymi się w fazie dewelopmentu są elektrownia biomasowa Wińsko o mocy 31MW oraz elektrownia węglowa Północ o planowanej mocy łącznej 1600 MW. W przypadku elektrowni Wińsko istnieją naszym zdaniem duże szanse na uzyskanie wsparcia na aukcji w 2016r. ze względu na wolumen energii zakładany dla tego typu źródeł w projekcie rozporządzenia Rady Ministrów. Energetyka konwencjonalna Parametry techniczne Nowa Sarzyna Zainstalowana moc 116MWe, 70MWt Moc netto 113MWe Średnie wytworzenie netto Elektryczność ok. 760MWh. Ogrzewanie ok. 530TJ. Technologia CCGT Paliwo Gaz ziemny / ropa jako backup Wydajność HHV (48,6%), LHV (54,0%) Typ 2*1 CCGT Thomassen (GE) frame 6 Uruchomienie 2000 Dostępność 93,80% Źródło: Polenergi a W skład segmentu energetyki konwencjonalnej wchodzi elektrociepłownia Nowa Sarzyna, ciepłownia Zakrzów oraz elektrownia Merkury. Największym aktywem segmentu, który generuje ponad 90% EBITDA jest elektrociepłownia gazowa Nowa Sarzyna. Elektrociepłownia to relatywnie nowoczesny zakład uruchomiony w 2000 roku o mocy elektrycznej 116 MW oraz cieplnej 70 MW. Roczna produkcja energii elektrycznej wynosi obecnie ok. 0,77 TWh oraz 0,53 PJ ciepła. Elektrociepłownia działa w oparciu o długoterminowe umowy. Głównym odbiorą ciepła są Zakłady Chemiczne 18

19 Organika-Sarzyna S.A., z którymi umowa obowiązuje do 2020 r. Ciepło dostarczane jest także dla miasta Nowa Sarzyna na podstawie umowy, która wygasa w 2020 roku. Nowa Sarzyna uzyskuje wsparcie z tytułu rozwiązania KDT. Ustawa przewiduje maksymalną rekompensatę dla Spółki w wysokości 777,5 mln zł na pokrycie kosztów osieroconych oraz 340,7 mln zł na pokrycie kosztów gazu w obu przypadkach rozliczaną do roku W skład aktywów segmentu ciepło wchodzą także ciepłownia gazowa Zakrzów o łącznej mocy 29 MW oraz elektrownia Merkury o mocy 8MW. Ciepłownia Zakrzów została zbudowana w celu dostarczania energii cieplnej do firmy Whirlpool. Zgodnie z podpisaną długoterminową umową, Whirpool pozostanie jedynym klientem Ciepłowni do października 2020 roku. Elektrownia Merkury posiada łączną moc 8 MW. Merkury produkuje energię z gazu koksowniczego, będącego produktem ubocznym produkcji koksu w Wałbrzyskich Zakładach Koksowniczych Victoria SA. Elektrownia Merkury odbiera gaz i dostarcza energię elektryczną na podstawie kontraktu z WZK Victoria SA, obowiązującego do grudnia 2021 roku. Segment biomasy W skład segmentu biomasy wchodzą fabryki pelletu Biomasa Północ, Biomasa Południe oraz Biomasa Wschód. Fabryki produkują pellet z biomasy rolniczej na potrzeby energetyki. Pellet produkowany jest ze słomy zbożowej i kukurydzianej. W przypadku dwóch fabryk: Wschód (Zamość) i Południe (Ząbkowice), w związku ze sprzedażą do elektrowni, sezonowość sprzedaży praktycznie nie występuje - dostawy w poszczególnych miesiącach są na podobnym poziomie. Głównym odbiorcą fabryki Wschód jest GDF (elektrownia Połaniec) a fabryki Południe EDF (elektrownia Rybnik i elektrociepłownia Czechnica). W Fabryce Północ głównym odbiorcą jest Dalkia (elektrociepłownia Łódź i Poznań) a nadwyżki produkcji w okresie od wiosny do jesieni sprzedawane są na wolnym rynku (obecnie GDF i Mondi Świecie S.A.). Fabryki posiadają długoterminowe umowy na dostawy pelletu na około 130 tys. ton, które pokrywają około 93% produkcji peletu realizowanej w Grupie. Fabryki pelletu Lokalizacja Rozpoczęcie produkcji Nakłady inwestycyjne Produkcja roczna (tony) Fabryka Północ w Sępólnie Krajeńskim 2012 PLN 1,7 mln Fabryka Południe w Ząbkowicach Śląskich 2010 i 2011 PLN 18,5 mln Fabryka Wschód w Zamościu 2012 PLN 25,5 mln Źródło: Polenergia Segmenty dystrybucji i obrotu Działalność dystrybucyjna prowadzona jest w ramach Grupy poprzez spółkę Polenergia Dystrybucja. Spółka posiada własną infrastrukturę energetyczną zlokalizowaną głównie w Warszawie i jej okolicach, na Pomorzu: w rejonie Gdańska oraz Gdyni jak również w Świnoujściu, Krakowie, Wrocławiu, Lesznie i Kościanie. Oferta kierowana jest głównie do centrów handlowych, budynków biurowych, budynków przemysłowych, obiektów magazynowych oraz deweloperów osiedli mieszkaniowych, dla których świadczona jest usługa ostatniej mili. Grupa posiada blisko 111 km sieci dystrybucyjnej i obsługuje ok. 8,3 tys. klientów końcowych, dystrybuuje ok.235 GWh energii elektrycznej rocznie. Wartość regulacyjna aktywów wynosi w 2015r. 76 mln PLN i Grupa planuje rozpoznanie pełnej wartości RAB w taryfie. W ramach segmentu Polenergia Dystrybucja prowadzi również sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych. Prowadzona jest także działalność w zakresie dystrybucji i sprzedaży gazu poprzez spółkę Polenergia Kogeneracja do zakładów produkcyjnych Ceramika Paradyż sp. z o.o. i Paradyż sp. z o.o. Działalność w segmencie dystrybucji jest działalnością regulowaną i taryfy podlegają zatwierdzeniu przez URE. 19

20 Sieć dystrybucji W użytku W rozwoju Ogółem Moc dystrybucji 75 MW 1 MW 76 MW Wolumen dystrybucji 262 GWh 3 GWh ok. 265 GWh Liczba projektów Odbiorcy końcowi 8,2 tys. 0,4 tys. ok. 8,6 tys. Długość linii średniego napięcia (km) 111,3 2,7 114 Liczba podstacji 86 Liczba transformatorów 143 Źródło: Polenergi a Grupa prowadzi także działalność w zakresie hurtowego obrotu energią elektryczną poprzez spółkę Polenergia Obrót. Spółka pośredniczy w handlu energią zarówno na potrzeby spółek Grupy jak też klientów zewnętrznych oraz prowadzi obrót na własny rachunek. Na potrzeby spółek grupy dokonywany jest także obrót świadectwami pochodzenia. Wielkość wolumenu obrotu energii i gazu ziemnego wyniosła w 2014 r. odpowiednio 12,7 TWh i 95 GWh. Polenergia Obrót jest członkiem Towarowej Giełdy Energii S.A., posiada także koncesję na obrót paliwami gazowymi oraz koncesję na obrót gazem ziemnym z zagranicą. Wg planów Grupy w przyszłości działalność może zostać rozszerzona na rynek niemiecki oraz inne rynki geograficzne. 20

21 Wycena Wyceniamy aktywa operacyjne modelem DCF a projekty w dewelopmencie wg wyceny Spółki z dnia połączenia PEP S.A. z Polenergią S.A. z uwzględnieniem nakładów inwestycyjnych niezbędnych do ukończenia projektów oraz zakładanej przez nas korekty prawdopodobieństwa ich realizacji. Zakładamy stały poziom generacji farm wiatrowych w okresie 25 lat. Całkowite koszty operacyjne na poziomie 0,2 mln PLN/MW indeksowane inflacją CPI. Stały kurs EUR na poziomie 4,15 w okresie. Dla celów poglądowych prezentujemy wycenę porównawczą Spółki. Model DCF mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P EBIT 138,9 144,4 156,0 229,4 253,1 276,9 285,2 278,9 282,7 Stopa podatkowa 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% NOPLAT 112,5 117,0 126,3 185,8 205,0 224,3 231,0 225,9 229,0 CAPEX 549,9 182, ,8 689,9 487,5 6,3 5,0 4,1 4,2 Amortyzacja 79,8 114,9 120,3 182,8 216,9 240,6 219,8 216,2 216,3 Zmiany w kapitale obrotowym 2,4 15,5 16,7 24,7 17,2 5,5-2,4-0,1-0,1 FCF -359,9 34, ,9-346,0-82,8 453,1 448,2 438,1 441,2 WACC 6,5% 6,8% 6,2% 6,1% 6,3% 6,4% 6,4% 6,6% 6,9% Współczynnik dyskonta 1,06 1,14 1,21 1,28 1,36 1,45 1,54 1,64 1,76 DFCF -338,1 30,1-835,3-270,0-60,8 312,7 290,6 266,4 250,9 - Suma DFCF - Faza I -353,5 Suma DFCF - Faza II 2 209,4 Pozostałe aktywa 109,3 Wartość Firmy (EV) 1 965,2 Dług netto 480,4 Wartość godziwa 1 484,9 Liczba akcji (mln szt.) 45,4 Wartość godziwa na akcję na ,7 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 36,9 Cena bieżąca 25,8 Dywidenda 0,0 Oczekiwana stopa zwrotu 42,9% Źródło: prognozy DM PKO BP 21

22 WACC 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P Stopa wolna od ryzyka 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% Koszt długu 1,8% 2,5% 3,0% 3,0% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% Koszt długu 3,7% 4,3% 4,7% 4,7% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% Waga kapitału własnego 61,6% 64,2% 44,5% 40,7% 39,4% 41,9% 43,8% 50,0% 60,0% Waga długu 38,4% 35,8% 55,5% 59,3% 60,6% 58,1% 56,2% 50,0% 40,0% WACC 6,5% 6,8% 6,2% 6,1% 6,3% 6,4% 6,4% 6,6% 6,9% Źródło: prognozy DM PKO BP Założenia do wyceny 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Ceny energii Ceny zielonych certyfikatów Ceny energii na aukcji Inflacja 1% 2% 2% 2% 2% 2% Farmy wiatrowe Produkcja GWh Puck 41,4 41,4 41,4 41,4 41,4 41,4 Modlikowice 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 Łukaszów 75,9 75,9 75,9 75,9 75,9 75,9 Gawłowice 117,1 117,1 117,1 117,1 117,1 117,1 Rajgród 64,1 64,1 64,1 64,1 64,1 64,1 Skurpie 9,4 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1 Skurpie-rozbudowa 1,8 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 Mycielin 138,8 138,8 138,8 138,8 138,8 Gawłowice rozbudowa 18,1 18,1 18,1 18,1 18,1 Zielona 25,1 300,6 300,6 300,6 Grabowo 9,6 115,6 115,6 115,6 Piekło 2,9 34,7 34,7 34,7 Kostomłoty 4,3 52,0 52,0 52,0 Badecz 10,1 121,4 121,4 Olbrachcice 12,3 147,4 147,4 Wodzisław 16,6 199,5 Źródło: szacunki DM PKO BP 22

23 Wycena poszczególnych segmentów na r. mln PLN PLN/akcję Farmy wiatrowe ,3 Energetyka konwencjonalna 188 4,1 Dystrybucja 68 1,5 Obrót 40 0,9 Biomasa 32 0,7 Działalność deweloperska i koszty zarządzania grupą ,1 Projekty deweloperskie 109 2,4 Dług netto 370 8,1 Źródło: szacunki D M PKO BP 23

24 Wycena porównawcza Spółki segmentu OZE: wskaźniki P/E EV/EBITDA P 2016P P 2016P ENEL GREEN POWER 28,0 15,8 12,6 14,9 7,8 5,6 EDP RENOVAVEIS S 23,9 21,6 20,6 8,5 9,9 9,1 FALCK RENEWABLES 38,6 39,2 30,9 9,5 9,3 8,3 ALERION 77,5 89,8 43,2 7,1 7,4 7,0 mediana 33,3 30,4 25,7 9,0 8,6 7,7 POLENERGIA 28,0 15,8 12,6 14,9 7,8 5,6 Premia/dyskonto do prognoz DM PKO BP -16% -48% -51% 65% -9% -27% Źródło: konsensusu Bloomberg Polenergia: Podsumowanie wyceny porównwczej mln PLN 2015P 2016P Średnia Polenergia prognoza zysku netto Polenergia prognoza EBITDA Spółki OZE: mediana P/E 30,4 25,7 Wycena Polenergia Spółki OZE: mediana EV/EBITDA 8,6 7,7 Wycena Polenergia Źródło: Bloomberg 24

25 Ryzyka do wyceny Działające i znajdujące się w budowie farmy wiatrowe korzystają ze wsparcia w postaci zielonych certyfikatów. Ceny certyfikatów znalazły się obecnie na historycznie niskich poziomach ok. 100 PLN, przy opłacie zastępczej na poziomie 300 PLN. Biorąc pod uwagę relatywnie niskie ceny CO2 i energii elektrycznej oznacza to, że bieżące poziomy wsparcia nie zapewniają oczekiwanej stopy zwrotu z kapitału. Sytuacja ta wynika z istniejącej nadwyżki podaży na rynku zielonych certyfikatów i CO2. Ze względu na regulacje prawne, które zostały przyjęte w 2015r. w postaci przepisów dotyczących rynkowej rezerwy stabilizacyjnej i nowej ustawy o OZE oczekujemy w ciągu kilku lat istotnej poprawy sytuacji. W przypadku zielonych certyfikatów o poziomie wsparcia może także na bieżąco decydować polityka rządu. Plany rozwoju Grupy Polenergia bazują w dużym stopniu na projektach, których realizacja zależy nie tylko od decyzji biznesowych Spółki, ale także od przebiegu procesów administracyjnych, (np.: uzyskania decyzji środowiskowych, pozwoleń na budowę), polityki rządowej, i konkurencji ze strony innych podmiotów na aukcjach, które wprowadza nowa ustawa o OZE. Farmy wiatrowe Modlikowice i Łukaszów sprzedają energię i zielone certyfikaty w ramach umów długoterminowych, które gwarantują łączne ceny sprzedaży na poziomach znacznie powyżej bieżących cen rynkowych. Obecnie toczy się spór prawny ze spółką z Grupy Tauron - Polska Energia - Pierwsza Kompania Handlowa sp. z o.o. w likwidacji, która jest odbiorcą zielonych certyfikatów. PKH wypowiedziała umowę oraz postawiona została w stan likwidacji. Do czasu rozstrzygnięcia kwestii wypowiedzenia umowy sąd nakazał PKH wykonywanie kontraktu. Wniosek o ogłoszenie upadłości PKH został odrzucony przez sąd. Wg naszych szacunków wpływ potencjalnego wypowiedzenia umowy od końca 2015r. wynosi ok. 1,5 PLN na akcję. Prognozy finansowe EBITDA posczególnych segmentów 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P mln PLN Farmy wiatrowe 106,2 158,3 182,3 330,8 423,1 489,9 Energetyka konwencjonalna 105,3 93,0 85,7 73,0 38,2 18,7 Dystrybucja 10,7 11,0 11,1 11,2 11,4 11,6 Obrót 3,3 3,6 3,9 4,1 4,4 4,7 Biomasa 7,4 7,5 7,5 7,6 7,7 7,8 Działalność deweloperska -1,6-1,6-1,6-1,6-1,6-1,6 Koszty zarządzania grupą ,5-12,7-13,0-13,2-13,5 Źródło:szacunki PKO BP 25

26 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2016P 2017P 2018P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty sprzedanych produktów, towarów i materiałów Zysk brutto ze sprzedaży Koszty sprzedaży Koszty ogólnego zarządu Pozostałe przychody operacyjne Pozostałe koszty operacyjne Zysk z działalności operacyjnej Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans P 2016P 2017P 2018P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Środki peniężne i ich ekwiwalenty Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Pozostałe rezerwy Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Pasywa razem Rachunek Przepływów Pieniężnych P 2016P 2017P 2018P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki (%) P 2016P 2017P 2018P ROCE ,52% 5,16% 5,20% 4,49% 5,94% Dług netto Źródło: prognozy DM PKO BP 26