TAURON (TPE) KUPUJ 5,0 PLN

Transkrypt

1 Wycena Cena bieżąca [PLN] 4,25 Cena docelowa [PLN] 5,00 Potencjał do wzrostu / spadku 17,6% Wycena DCF [PLN] 4,60 Wycena porównawcza [PLN] 5,30 Podstawowe dane Kapitalizacja [mln PLN] 7 448,3 Ilość akcji [mln szt.] 1 752,5 Max/min 52 tyg. [PLN] 5,10/3,90 Średni dzienny obrót (3M, tys. PLN) ,0 Struktura akcjonariatu (głosów na WZA) Skarb Państwa 30,06% KGHM Polska Miedź 10,39% ING OFE 5,06% Pozostali 54,49% Profil firmy Tauron jest pionowo zintegrowanym przedsiębiorstwem, zajmującym się wytwarzaniem, dystrybucją i obrotem energią elektryczną i ciepłem. Zainstalowana moc aktywów wytwórczych w grupie wynosi ok. 5,5 GW. Tauron jest największym dystrybutorem i sprzedawcą energii elektrycznej w Polsce. W 2012 r. grupa wyprodukowała 19,1 TWh, dostarczyła 47,9 TWh oraz sprzedała 44,7 TWh energii elektrycznej. W grupie Tauron zatrudnionych jest około 27 tys. osób. Kurs Tauron PE na tle indeksów 5,2 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2 4,0 3,8 TAURON WIG WIG-ENERGIA 3,6 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 lip 13 Analityk Damian Szparaga, MPW damian.szparaga@dmbps.pl tel. (22) Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki energetycznej Tauron Polska Energia od zalecenia KUPUJ z ceną docelową na poziomie 5,0 PLN. Pomimo faktu, iż na przestrzeni ostatniego roku kurs akcji zachowywał się lepiej od indeksu spółek energetycznych, to potencjał wzrostu kursu akcji Tauron szacujemy na 17,6%. Bardzo dobre wyniki w segmencie sprzedaży Wprawdzie rezultat segmentu wypracowany w 1Q 13 był rekordowy i będzie trudny do powtórzenia, to jednak w naszej ocenie wyniki segmentu sprzedaży wciąż będą bardzo dobre. Sprzyjają temu niskie ceny energii w hurcie, niskie ceny zielonych certyfikatów oraz brak obowiązku przedstawiania do umorzenia dla żółtych i czerwonych certyfikatów. Chociaż zauważamy presję wywieraną przez największych odbiorców to uważamy, że skala obniżek cen sprzedaży będzie jednak mniejsza niż obniżka po stronie kosztów, co wydatnie przyczyni się do poprawy rentowności i osiągnięcia dobrych wyników. Dystrybucja stabilizatorem wyników Ze względu na atrakcyjne położenie aktywów dystrybucyjnych, w dużej części zlokalizowanych w południowej Polsce na terenach uprzemysłowionych, segment dystrybucji Tauronu może być w przyszłości głównym beneficjentem ożywienia gospodarczego, które wpłynie na wzrost wolumenu dostarczanej energii. W wycenie uwzględniamy obniżenie regulacyjnego średniego ważonego kosztu kapitału (WACC), który począwszy od 2014 r. obniży rentowność segmentu. Niemniej jednak uważamy, że dystrybucja jest najbardziej stabilną i najmniej ryzykowną częścią biznesu przedsiębiorstw energetycznych, co będzie wspomagać przyszłe wyniki Tauronu. Kolejny program poprawy efektywności Tauron w ramach poprawy efektywności m.in. zamierza zredukować ponad 3 tys. etatów oraz ograniczyć remonty najmniej efektywnych jednostek. Wprowadzenie programu poprawy efektywności ma przyczynić się do wzrostu EBITDA w latach o kwotę 864 mln PLN. Podobny program na lata został już zrealizowany z nawiązką w stosunku do zapowiedzi i wygenerował łącznie ok. 1,1 mld PLN oszczędności. Wyniki przebiją oczekiwania Oszacowując wartość Tauronu bierzemy pod uwagę zapowiadany na początku lipca br. przez spółkę odpis aktualizujący na kwotę 240 mln PLN (charakter niepieniężny). Wyłączając wpływ zdarzenia jednorazowego, EBITDA w 2013 r. wyniosłaby 3 948,6 mln PLN (+2,8% r/r), a zysk netto 1 520,4 mln PLN (+3,7% r/r). Spodziewamy się, że w 2013 r. skonsolidowane przychody ze sprzedaży wyniosą ,2 mln PLN (-19,1% r/r), natomiast EBITDA i zysk netto wyniosą odpowiednio 3 708,6 mln PLN (-3,4% r/r) oraz 1 332,8 mln PLN (-9,1% r/r). Poprawa wyników na poziomie EBITDA oraz netto nastąpi od 2015 i 2017 r., a ubiegłoroczne wyniki zostaną osiągnięte w 2017 i 2021 r. Nie uwzględniliśmy szacowanego na ok. 530 mln PLN wpływu gotówki z tytułu korekty końcowej wysokości rekompensat KDT, co poprawiłoby sytuację gotówkową w Tauronie i wpłynęłoby na wzrost wartości grupy (0,30 PLN/akcja) P 2014P 2015P 2016P Przychody [mln PLN] , , , , ,3 zmiana r/r 19,2% -19,1% -5,9% 0,7% 4,5% EBITDA [mln PLN] 3 839, , , , ,2 marża EBITDA 15,5% 18,5% 17,0% 17,3% 17,8% EBIT [mln PLN] 2 153, , , , ,1 marża EBIT 8,7% 9,7% 7,2% 7,4% 7,5% Zysk netto [mln PLN] 1 466, ,8 828,4 765,0 758,8 marża ZN 5,9% 6,7% 4,4% 4,0% 3,8% P/BV (x) 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 P/E (x) 5,1 5,6 9,0 9,7 9,8 EV/EBITDA (x) 3,2 3,7 5,0 5,7 5,7 EV/EBIT (x) 5,7 7,0 11,8 13,3 13,7 Źródło: DM Banku BPS S.A., P - prognoza skonsolidowanych wyników spółki, wskaźniki obliczone przy cenie rynkowej wynoszącej 4,25 PLN/akcja. 1

2 PODSUMOWANIE WYCENY Wycena akcji grupy Tauron Polska Energia została przeprowadzona dwiema metodami. Metoda DCF obejmowała prognozę przyszłych przepływów pieniężnych dla firmy (FCFF) w okresie oraz oszacowanie wartości rezydualnej na koniec tego okresu. Wycena metodą DCF implikuje wartość 1 akcji grupy Tauron na poziomie 4,6 PLN. Do oszacowania wartości akcji wykorzystaliśmy także metodę porównawczą, w której grupę porównawczą stanowiły spółki zbliżone swoim profilem działalności do grupy Tauron. Wycena porównawcza została oparta na prognozowanych na lata wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA. Ten sposób wyceny implikuje wartość jednej akcji na poziomie 5,5 PLN. Wycena końcowa jest średnią arytmetyczną zastosowanych metod i wynosi 5,0 PLN. PODSUMOWANIE WYCENY Waga PLN Wycena modelem DCF 50% 4,6 Wycena metodą porównawczą 50% 5,5 Wycena 1 akcji [PLN] 5,0 Źródło: DM Banku BPS S.A. WYCENA MODELEM DCF Wycena akcji modelem DCF została dokonana na podstawie 10-letniej prognozy wolnych przepływów gotówkowych dla firmy (FCFF) na lata Po upływie tego okresu wyznaczyliśmy wartość rezydualną. Wycena akcji modelem DCF daje wartość kapitału własnego grupy na poziomie mln PLN, co oznacza 4,6 PLN w przeliczeniu na 1 akcję grupy Tauron. Założenia przyjęte do wyceny DCF: Założenia do wyceny DCF P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Cena energii elektrycznej BASE [PLN/MWh] 179,4 155,2 148,3 151,5 158,4 165,1 172,2 180,4 191,2 199,1 207,4 dynamika r/r -13,5% -4,5% 2,1% 4,6% 4,2% 4,3% 4,8% 6,0% 4,1% 4,2% Koszt zakupu węgla [PLN/GJ] 12,5 10,0 9,8 10,0 10,3 10,6 11,0 11,3 11,6 12,0 12,3 dynamika r/r -20,0% -1,6% 2,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% Cena uprawnień do emisji CO2 [EUR] 7,9 5,0 5,3 5,6 6,0 6,3 6,7 7,1 7,5 8,0 8,5 dynamika r/r -36,7% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Cena zielonych certyfikatów [PLN/MWh] 251,2 164,8 185,0 220,6 266,6 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 297,4 dynamika r/r -34,4% 12,3% 19,2% 20,9% 11,5% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Produkcja energii elektrycznej netto [TWh] 19,0 19,4 18,2 18,3 19,1 20,1 21,5 24,0 24,1 24,0 24,0 dynamika r/r 2,2% -6,2% 0,6% 4,4% 5,0% 7,2% 11,6% 0,3% -0,3% 0,0% Dystrybucja energii elektrycznej [TWh] 47,9 47,3 47,0 47,2 47,5 47,9 48,2 48,6 48,9 49,3 49,7 dynamika r/r -1,2% -0,5% 0,4% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% 0,7% Sprzedaż energii odbiorcom końcowym [TWh] 44,7 43,3 42,2 41,6 41,0 40,5 40,4 40,3 40,2 40,1 40,0 dynamika r/r -3,2% -2,4% -1,6% -1,3% -1,2% -0,2% -0,2% -0,2% -0,2% -0,2% Źródło: Spółka, Bloomberg, DM Banku BPS S.A. 1. Przy kalkulacji cen energii uwzględniliśmy spadek cen na rynku hurtowym ze względu na niższe zużycie energii oraz szybki rozwój energetyki wiatrowej o niemalże zerowym koszcie zmiennym. W 2013 r. zakładamy spadek średniej ceny dostaw w paśmie o 13,5% r/r. Średnia cena w 1Q 13 kształtowała się na poziomie ok PLN/MWh, niemniej jednak konieczność dokupienia pozwoleń na emisję CO2 przez grupy energetyczne wpłynie naszym zdaniem na wzrost cen poprzez częściowe wliczenie tych kosztów do cen energii. Dlatego też w 2013 r. przyjęliśmy średnią cenę dostaw pasmowych na poziomie 155,2 PLN/MWh (-13,5% r/r). W 2014 r. zakładamy, że średnia cena energii w paśmie wyniesie 148,3 PLN (-4,5% r/r). W latach szacujemy roczny wzrost ceny energii elektrycznej na poziomie około 4,3%. 2. Przyjmujemy obniżenie średniej ceny węgla energetycznego z poziomu ok. 12,5 PLN/GJ do poziomu 10,0 PLN/GJ w 2013 r. oraz 9,8 PLN/GJ w 2014 r. Od 2015 r. zakładamy wzrost cen węgla średniorocznie o 3%. 3. W 2013 r. zakładamy spadek średniej ceny zielonego certyfikatu do poziomu około 164,8 PLN (-34,4% r/r. W kolejnym roku zakładamy wzrost cen zielonych certyfikatów do około 230 PLN, który uzasadniamy z jednej 2

3 strony możliwą reakcją na przyjęcie trójpaka energetycznego oraz nadal wysoką nadpodażą świadectw (ponad 7 TWh po rozliczeniu przy około TWh zapotrzebowania w 2013 r.). W kolejnych latach zakładamy wzrost ceny do poziomu opłaty zastępczej (286,74 PLN/MWh). 4. Wraz z połową 2014 r. zakładamy wejście w życie trójpaka energetycznego, co będzie miało wpływ na segment wytwarzania. Przyjęliśmy wysokość współczynników korekcyjnych zgodnie z opublikowanym w październiku ub. r. projektem ustawy o OZE. Wpływ pakietu ustaw na wynik segmentu wytwarzania będzie oddziaływał niekorzystnie. Zakładamy jednak utrzymanie dotychczasowego wsparcia dla współspalania biomasy do 2017 r., co zostało zapowiedziane przez ministerstwo gospodarki. Po tym okresie nastąpi odejście od wpsółspalania we wszystkich elektrowniach i elektrociepłowniach. 5. W związku z planowaną eksploatacją dodatkowych pokładów zakładamy wzrost wydobycia węgla o 100 tys. ton rocznie z poziomu 5,6 mln ton w 2012 r. do 6,2 mln ton w 2018 r. 6. Segmenty wytwórcze (Wytwarzanie, Ciepło, OZE): a. Zakładamy oddanie do użytku bloku węglowego w Bielsku białej o mocy 50 MWe oraz 182 MWt od 3Q 13. b. Zakładamy oddanie do użytku bloku o mocy 910 MW brutto w Elektrowni Jaworzno III opalanego węglem kamiennym w 2018 r., jednak pełnym rokiem pracy tej jednostki będzie dopiero 2019 r. c. Pod koniec 2015 r. zakładamy oddanie do użytku bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli o mocy 449 MWe oraz 240 MWt. Ze względu na fakt, iż udział Tauronu w projekcie wynosi 50%, w modelu przyjmujemy połowę podanych wartości. d. Od 2017 r. zakładamy oddanie do eksploatacji bloku kogeneracyjnego opalanego węglem kamiennym o mocy 50 MWe i 86 MWt w EC Tychy. e. W EC Katowice zakładamy oddanie do eksploatacji bloku gazowo-parowego o mocy 135 MWe i 90 MWt od 2017 r. f. W 2016 r. zakładamy oddanie do użytkowania turbogeneratora upustowo-kondensacyjnego o mocy 50 MWe oraz 113 MWt w EC Nowa. g. Zakładamy wyłączenie bloków nr 1 i 2 (2 x 125 MW) w Elektrowni Łaziska od 2018 r. h. W Elektrowni Łaziska zakładamy wyłączenie bloku nr 5 (120 MW) wraz z końcem 2013 r. oraz bloków nr 6 i 7 (2 x 120 MW) wraz z końcem 2017 r. i. Zakładamy wyłączenie bloków nr 3, 5, 6 (3 x 120 MW) w Elektrowni Siersza od 2014 r. j. W Elektrowni Blachownia zakładamy wyłączenie turbozespołów o łącznej mocy 158 MWe oraz 256 MWt wraz z końcem 2015 r. k. Zakładamy wyłączenie bloków nr 1 i 2 (2 x 120 MW) w Elektrowni Stalowa wola wraz z końcem 2013 r. l. Od 3Q 13 zakładamy wyłączenie ZEC Bielsko-Biała EC-1 o łącznej mocy 56 MWe oraz 219 MWt, które spowodowane jest zastąpieniem przez nową jednostkę o mocy 50 MWe oraz 182 MWt. m. W modelu nie zakładamy dojścia do skutku budowy bloku gazowo-parowego o mocy 850 MW w Elektrowni Blachownia. Projekt ma mocno ujemne NPV ze względu na wysoki koszt paliwa oraz brak możliwości produkcji ciepła w kogeneracji, co naszym zdaniem jest wystarczającą przesłanką do odstąpienia od tej inwestycji. n. W segmencie odnawialnych źródeł energii zakładamy oddanie do eksploatacji farm wiatrowych Wicko (40 MW) oraz Marszewo (82 MW) odpowiednio w 4Q 13 oraz w 3Q 14. o. Zakładamy, że segment wytwarzania zabezpiecza sprzedaż energii elektrycznej w ok. 83% w okresie prognozy. p. Zakładamy, że średnia zabezpieczona cena sprzedaży energii elektrycznej w 2013 r. wyniesie 190 PLN/MWh. Zgodnie z naszymi szacunkami średnia cena sprzedaży energii w 2013 r. wyniesie ok. 184 PLN/MWh oraz ok. 155 PLN/MWh w 2014 r. 7. Segment dystrybucji: a. Zakładamy, że spółka osiągnęła już pełny zwrot z wartości regulacyjnej aktywów (WRA), wobec czego tempo wzrostu wyników segmentu ulegnie znacznemu wyhamowaniu. b. Zakładamy obniżenie regulacyjnego WACC na 2014 r. w wyniku spadku rentowności 10-letnich obligacji skarbowych (niespełna 4% w okresie październik 2012 czerwiec 2013 vs. 5,4% w okresie październik 2011 wrzesień 2012). Obniżka WACC wpłynie negatywnie na rentowność segmentu w 2014 r. 3

4 8. Segment sprzedaży: a. Zakładamy nasilenie się presji na obniżenie cen sprzedaży energii dla odbiorców z grup taryfowych A i B. Aby istotnie nie stracić wolumenu, spółka będzie zmuszona obniżyć ceny sprzedaży, co negatywnie przełoży się na osiągane dotychczas marże. b. W drugiej połowie 2013 r. zakładamy obniżenie średniej ceny sprzedaży dla odbiorców indywidualnych o 4,55% - zgodnie z zatwierdzoną przez Prezesa URE taryfą. c. Widzimy przestrzeń do dalszej obniżki taryf dla gospodarstw domowych i szacujemy, iż w 2014 r. ceny sprzedaży w taryfie G spadną o 3,8% w porównaniu do 2H 13. Szacujemy obniżkę ceny w taryfach dla gospodarstw domowych w 2014 r. o 3,8% w porównaniu do drugiego półrocza 2013 r. Przestrzeń do obniżek wydaje się być jednak ograniczona nie spodziewamy się tak dużego spadku hurtowych cen energii, jaki miał miejsce w ciągu ostatniego 1,5 roku, a ponadto w 2014 r. wzrasta obowiązek dotyczący udziału sprzedanej energii pochodzącej z OZE odbiorcom końcowym z 13% do 14% d. W kolejnych latach spodziewamy się wzrostu konkurencji, co będzie wiązało się z odpływem klientów z grupy taryfowej C. e. Zakładamy, że segment sprzedaży zabezpiecza zakup energii elektrycznej w ok. 81% w okresie prognozy. 9. Szacujemy, że ze względu na niższą emisję CO2 niż przydział darmowych pozwoleń do emisji CO2, Tauron zaoszczędził około 4 mln pozwoleń. 10. W latach zakładamy wyższy CAPEX, wynoszący około 4,3-5,0 mld PLN rocznie, poniesiony głównie ze względu na inwestycje w aktywa wytwórcze i dystrybucyjne, co wpłynie niekorzystnie na wysokość strumieni FCFF. W kolejnych latach zakładamy stopniowy spadek nakładów inwestycyjnych do wielkości poniżej amortyzacji. Istotny wzrost amortyzacji od 2019 r. jest następstwem oddania do eksploatacji bloku o mocy 910 MW w Elektrowni Jaworzno oraz dużych nakładów w segmencie dystrybucji. 11. W celu zrealizowania inwestycji konieczne będzie zwiększenie finansowania zewnętrznego, co wg naszych szacunków do roku 2018 zwiększy poziom długu netto o ok. 8,7 mld PLN. Wpłynie to szczególnie niekorzystnie na saldo z działalności finansowej grupy w latach , co z kolei obniżać będzie wynik przed opodatkowaniem o około 600 mln PLN rocznie. Wskaźnik długu netto do EBITDA swój najwyższy poziom osiągnie w latach i wyniesie 3,5x (vs. 1,3x na koniec 1Q 13). Po 2018 r. wskaźnik ten zacznie się obniżać, by na koniec 2022 r. osiągnąć wartość 1,9x. 12. W wynikach za 2Q 13 uwzględniamy szacunki zarządu dotyczące odpisów aktualizujących na aktywach wytwórczych w kwocie 240 mln PLN. Odpis ten przypisujemy do segmentu wytwarzania, lecz jest to odpis nie wpływający na poziom gotówki w grupie. 13. W latach przyjmujemy wskaźnik wypłaty dywidendy (payout ratio) na poziomie 30%. Przyjmujemy, że wskaźnik wypłaty dywidendy z zysku wypracowanego w 2019 r. wzrośnie do 50%. 14. W całym okresie prognozy przyjęliśmy kurs EUR w wysokości 4,30 PLN. 15. Stopa wolna od ryzyka została ustalona na poziomie rentowności 10-letnich obligacji skarbowych w ciągu ostatniego miesiąca (4,0%). 16. Premia za ryzyko została ustalona na poziomie 5%. 17. Przyjmujemy współczynnik beta na poziomie 1, W całym okresie prognozy przyjmujemy stopę podatkową na poziomie 19%. 19. Współczynnik dyskonta w 2013 r. został skorygowany o okres, jaki minął od początku roku. 20. Zakładamy wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCF) po okresie szczegółowej prognozy w wysokości 0%. 21. W okresie rezydualnym zakładamy, że nakłady inwestycyjne (CAPEX) będą równe amortyzacji. 22. W okresie rezydualnym zakładamy 35% udział długu w strukturze kapitału. 23. Poziom długu netto został przyjęty zgodnie ze stanem na koniec 1Q 13. Korygujemy jednak tą wartość o kwotę 350,5 mln PLN wypłaconej dywidendy. 24. Wycena została sporządzona na dzień r. 4

5 WYCENA DCF [mln PLN] 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody ze sprzedaży EBITDA EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Podatek dochodowy od EBIT NOPLAT Amortyzacja CAPEX Zmiana kapitału obrotowego Free Cash Flow to Firm (FCFF) WACC 7,1% 6,8% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,8% 7,0% 7,2% 7,4% Współczynnik dyskontowy 1,0 0,9 0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,5 DFCFF Suma DFCFF -491 Stopa wzrostu FCFF po okresie prognozy 0,0% Wartość rezydualna Zdyskontowana wartość rezydualna Wartość brutto przedsiębiorstwa (EV) Wartość długu 6152 Gotówka i jej ekwiwalent 917 Wartość długu netto 5235 Kapitały mniejszości 516 Wartość kapitału dla akcjonariuszy Ilość akcji [w mln] 1753 Cena jednej akcji wynikająca z DCF [PLN] 4,6 Przychody zmiana r/r -19,1% -5,9% 0,7% 4,5% 4,7% 3,8% 4,3% 4,0% 3,8% 2,9% EBIT zmiana r/r -9,6% -30,3% 3,0% 6,5% 14,1% 11,4% 9,4% 6,0% 8,0% 5,5% FCF zmiana r/r 6762,5% 32,3% 8,8% -44,3% -72,9% - 236,5% 15,5% 14,4% 10,2% Marża EBITDA 18,5% 17,0% 17,3% 17,8% 18,4% 18,8% 19,7% 19,6% 19,7% 19,8% Marża EBIT 9,7% 7,2% 7,4% 7,5% 8,2% 8,8% 9,2% 9,4% 9,8% 10,0% Marża NOPLAT 7,9% 5,8% 6,0% 6,1% 6,6% 7,1% 7,5% 7,6% 7,9% 8,1% CAPEX / Przychody 21,9% 25,6% 26,4% 21,6% 18,0% 14,6% 10,4% 9,4% 8,7% 8,1% CAPEX / Amortyzacja 249,2% 260,9% 265,4% 208,7% 175,6% 145,9% 98,6% 92,2% 86,9% 82,7% Źródło: DM Banku BPS S.A. Kalkulacja WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P >2022P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia kredytowa 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% Udział kapitału własnego 58,9% 52,4% 47,9% 46,3% 46,6% 48,2% 51,9% 55,8% 60,2% 65,1% 65,0% Koszt kapitału obcego 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% Udział kapitału obcego 41,1% 47,6% 52,1% 53,7% 53,4% 51,8% 48,1% 44,2% 39,8% 34,9% 35,0% WACC 7,1% 6,8% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,8% 7,0% 7,2% 7,4% 7,4% Źródło: DM Banku BPS S.A. 5

6 Wrażliwość wyceny grupy Tauron metodą DCF na przyjęte założenia Ze względu na duży wpływ na poziom wyceny zarówno stopy wzrostu przepływów pieniężnych (FCFF) oraz takich składników średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) spółki jak współczynnik beta czy rynkowa premia za ryzyko, prezentujemy wrażliwość wyceny na w/w parametry. Wrażliwość modelu DCF: beta / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym beta wzrost/spadek FCF w okresie rezydualnym -2,0% -1,5% -1,0% -0,5% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 0,7 4,1 4,6 5,2 5,8 6,6 7,5 8,6 9,9 11,4 0,8 3,6 4,0 4,6 5,2 5,9 6,7 7,6 8,7 10,0 0,9 3,1 3,6 4,0 4,6 5,2 5,9 6,7 7,7 8,8 1,0 2,7 3,1 3,5 4,0 4,6 5,2 5,9 6,8 7,8 1,1 2,3 2,7 3,1 3,5 4,0 4,6 5,2 6,0 6,9 1,2 2,0 2,3 2,6 3,0 3,5 4,0 4,6 5,3 6,0 1,3 1,6 1,9 2,2 2,6 3,0 3,5 4,0 4,6 5,3 Źródło: DM Banku BPS S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym premia za ryzyko wzrost/spadek FCF w okresie rezydualnym -2,0% -1,5% -1,0% -0,5% 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,0% 5,8 6,5 7,3 8,3 9,4 10,8 12,4 14,5 17,2 3,0% 4,6 5,2 5,8 6,6 7,4 8,5 9,7 11,2 13,0 4,0% 3,6 4,0 4,6 5,2 5,9 6,7 7,6 8,7 10,0 5,0% 2,7 3,1 3,5 4,0 4,6 5,2 5,9 6,8 7,8 6,0% 2,0 2,3 2,6 3,0 3,5 4,0 4,6 5,3 6,0 7,0% 1,3 1,6 1,9 2,2 2,6 3,0 3,5 4,0 4,6 8,0% 0,7 1,0 1,2 1,5 1,8 2,2 2,5 3,0 3,5 Źródło: DM Banku BPS S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / beta premia za ryzyko beta 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 2,0% 10,8 10,3 9,9 9,4 9,0 8,6 8,2 7,8 7,4 3,0% 9,2 8,6 8,0 7,4 6,9 6,5 6,0 5,6 5,2 4,0% 7,8 7,1 6,5 5,9 5,3 4,8 4,3 3,9 3,5 5,0% 6,6 5,9 5,2 4,6 4,0 3,5 3,0 2,6 2,2 6,0% 5,6 4,8 4,1 3,5 2,9 2,4 2,0 1,5 1,1 7,0% 4,7 3,9 3,2 2,6 2,0 1,5 1,1 0,7 0,3 8,0% 3,9 3,1 2,4 1,8 1,3 0,8 0,4 0,0 0,0 Źródło: DM Banku BPS S.A. 6

7 WYCENA PORÓWNAWCZA Wycena porównawcza została przeprowadzona w oparciu o prognozy na lata do wybranych spółek. Grupę porównawczą stanowią spółki krajowe i zagraniczne o podobnym profilu działalności. Do każdego z okresów przypisano wagę równą 33%. Wycenę sporządzono na podstawie dwóch wskaźników: P/E oraz EV/EBITDA, dla których przyjęto równe wagi wynoszące po 50% dla każdego ze wskaźników. Biorąc pod uwagę wskaźnik P/E dla lat , grupa Tauron notowana będzie z dyskontem w stosunku do mediany wskaźników spółek grupy porównawczej wynoszącym odpowiednio 42,4% oraz 6,6%. Natomiast 2015 r. grupa będzie notowana z 1,6% premią. Analizując wskaźnik EV/EBITDA w okresie , dla Tauronu przyjmie on niższą wartość, niż zakłada rynkowy konsensus dla spółek z sektora energetycznego. Dyskonto w 2013 r. wyniesie 33,6%, zaś w kolejnych latach ukształtuje się na poziomach 17,8% i 16,7%. Na podstawie przeprowadzonych analiz, jedną akcję grupy Tauron wyceniamy na kwotę 5,5 PLN, czyli o około 29,4% więcej niż aktualna cena rynkowa. WYCENA PORÓWNAWCZA Kapitalizacja [mln EUR] P/E EV/EBITDA 2013P 2014P 2015P 2013P 2014P 2015P EDF ,8 9,6 9,0 5,2 4,8 4,6 EDP ,2 18,7 14,2 7,6 6,9 6,2 ENDESA ,7 9,2 8,7 4,0 4,1 4,0 ENEL SPA ,6 7,5 7,0 6,0 6,1 6,0 E.ON ,8 9,6 9,6 4,6 4,6 4,6 FORTUM OYJ ,2 11,7 11,2 8,6 8,8 8,6 GDF SUEZ ,6 11,3 10,3 7,0 7,0 6,8 IBERDROLA ,8 9,5 9,0 6,9 6,8 6,6 RWE ,6 7,0 7,4 3,7 4,0 4,1 CEZ ,5 7,4 7,7 5,2 5,5 5,7 PGE ,6 10,2 10,3 3,6 3,8 3,7 ENEA ,6 12,3 12,1 2,8 3,1 2,9 MEDIANA ,7 9,6 9,6 5,2 4,8 4,6 TAURON PE ,6 9,0 9,7 3,4 4,0 3,9 Premia / dyskonto -42,4% -6,6% 1,6% -33,6% -17,8% -16,7% Wycena wg wskaźnika 7,4 4,6 4,2 6,4 5,2 5,1 Waga roku 33% 33% 33% 33% 33% 33% Wycena wg wskaźników 5,4 5,6 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena 1 akcji TAURON PE Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. 5,5 7

8 RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Ciągle niższe zużycie energii studzi oczekiwania Oczekiwania dotyczące odbicia się cen energii elektrycznej na rynku hurtowym są studzone przez niższe zużycie energii elektrycznej. Zgodnie z danymi przedstawionymi przez operatora systemu przesyłowego, krajowe zużycie energii w maju br. spadło o 1,5% r/r, zaś w ujęciu narastającym w okresie styczeń-maj zużycie energii spadło o 1,4% r/r, czego w całości nie da się wytłumaczyć faktem, że miesiąc luty w ubiegłym roku był dłuższy o jeden dzień. W ciągu pierwszych pięciu miesięcy roku, produkcja w oparciu o węgiel kamienny wzrosła o 1,1% r/r (po spadku w 2012 r. o 7,0% r/r), zaś produkcja w oparciu o węgiel brunatny zmniejszyła się o 1,7% r/r (po wzroście w 2012 r. o 3,7% r/r). Na sporą uwagę zasługuje spadek produkcji w jednostkach opalanych gazem ziemnym, który w okresie styczeń-maj 2013 r. wyniósł prawie 20% r/r. Jest to spowodowane wysokim kosztem zmiennym wytwarzania, który szacujemy na poziomie ok. 200 PLN/MWh, zaś hurtowe ceny energii w dniu dzisiejszym są o 25% niższe. Dodatkowo negatywnie na rentowność tego sposobu wytwarzania wpływa brak wsparcia dla kogeneracji, co nie pozwala na uzyskanie dodatkowych przychodów ze sprzedaży żółtych certyfikatów. Wyszczególnienie (dane w GWh) maj 12 maj 13 Zm. % sty-maj 12 sty-maj 13 Zm. % Produkcja ogółem ,36% ,06% Elektrownie zawodowe ,06% ,26% Elektrownie zawodowe wodne ,77% ,61% Elektrownie zawodowe cieplne ,51% ,63% na węglu kamiennym ,81% ,13% na węglu brunatnym ,13% ,67% gazowe ,29% ,65% Elektrownie inne odnawialne ,17% ,69% Elektrownie wiatrowe ,60% ,00% Elektrownie przemysłowe ,25% ,72% Saldo wymiany zagranicznej ,00% ,32% Krajowe zużycie energii elektrycznej ,50% ,41% Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. GWh Krajowe zużycie energii elektrycznej 5% 0% -5% -10% -15% Dynamika zużycia r/r (prawa oś) Źródło: PSE, DM Banku BPS S.A. Niższy przyrost podaży mocy ze strony energetyki wiatrowej szansą na wyhamowanie spadków cen Szansą na wyhamowanie tempa spadków hurtowych cen energii elektrycznej jest szacowany niższy przyrost mocy w energetyce wiatrowej. Szacuje się, że w tym roku powstanie niespełna 500 MW mocy w farmach wiatrowych (247 MW mocy oddano do końca maja br.). Dla porównania, w 2012 r. do eksploatacji oddano łącznie ponad 880 MW. W chwili obecnej do eksploatacji oddawane są wyłącznie projekty, które wcześniej miały zapewnione finansowanie. W związku ze spadkiem cen zielonych certyfikatów i trudnościami z uzyskaniem finansowania dla tego typu projektów spodziewamy się, że przyszły rok będzie okresem, w którym do użytku zostanie oddanych jeszcze mniej elektrowni wiatrowych. Dodatkowo inwestorów ogranicza niepewność regulacyjna, wciąż nie weszła w życie ustawa o OZE, nie jest też znany ostateczny kształt wsparcia dla poszczególnych typów instalacji. Niższy niż w ubiegłych latach przyrost podaży mocy w energetyce wiatrowej powinien przynajmniej wyhamować tempo spadku cen, nie wpływając w tak gwałtowny sposób na wypychanie z rynku elektrowni konwencjonalnych o wyższych kosztach krańcowych. 8

9 Stabilizacja cen energii Spadek zużycia energii oraz szybki przyrost mocy szczególnie w energetyce wiatrowej powodujący wypychanie z rynku niedotowanych elektrowni konwencjonalnych przyczyniły się do obserwowanych od dłuższego czasu spadków cen energii. Jednakże od 2 miesięcy ceny spotowe w dostawach pasmowych na rynku hurtowym TGE ustabilizowały się w okolicach 150 PLN/MWh, czyli blisko 20% poniżej poziomów sprzed roku. W dalszym ciągu spadają ceny zawierane w transakcjach terminowych na dostawy pasmowe na 2014 r., które w ostatnim czasie są niższe niż 150 PLN/MWh. Jeszcze w lipcu ub. r. ceny podobnych kontraktów na dostawy w 2013 r. wynosiły powyżej 200 PLN/MWh. Skala spadku cen w transakcjach terminowych z dostawą w na następny rok jest więc ogromna, w ciągu roku przekroczyła 25% r/r. Niemniej jednak na początku lipca br. cena dostaw w paśmie (uwzględniając średnią z 7 dni) wzrosła zbliżając się do 160 PLN/MWh, czyli poziomu niewidzianego od 1Q 13. PLN/MWh 220 Ceny energii na rynku hurtowym TGE PLN/MWh 220 Ceny energii na TGE (średnia z 7 dni) BASE PEAK lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 lip 13 Mies. kurs BASE BASE_Y-13 BASE_Y-14 BASE_Y lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 lip 13 Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. Certyfikaty kolorowe Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów wydaje się już bardziej stabilna niż np. na początku roku, kiedy to ceny na TGE spadły do poziomu poniżej 100 PLN/MWh, by później wzrosnąć do poziomu ok. 180 PLN/MWh. W chwili obecnej ich ceny ustabilizowały się w okolicach PLN/MWh, czyli naszym zdaniem w okolicach kosztu zastąpienia paliwa konwencjonalnego przez biomasę. Wzrost cen zielonych certyfikatów jest w dalszym ciągu ograniczony przez dużą nadpodaż. Liczba wystawionych a nieumorzonych certyfikatów wynosi obecnie ponad 7 TWh. Zgodnie danymi Urzędu Regulacji Energetyki, w 2012 r. wytworzono 13,9 TWh z energii odnawialnej, jednak po weryfikacji rodzaju spalanej biomasy może okazać się, że wolumen wytworzonej zielonej energii wyniósł około 16 TWh. W efekcie podaż zielonych certyfikatów wzrosłaby o kolejne 2 TWh. PLN/MWh Cena zielonych certyfikatów lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 lip 13 Korzystny rynek dla sprzedawców Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. Znakomite wyniki finansowe w 1Q 13 opublikowały spółki zajmujące krótką pozycję w wytwarzaniu (sprzedające więcej energii niż wytwarzające). Osiągnięcie tak dobrych rezultatów było to możliwe dzięki niższym hurtowym cenom energii oraz brakiem obowiązku przedstawiania do umorzenia prezesowi URE żółtych i czerwonych certyfikatów. Warunki rynkowe w dalszym ciągu sprzyjają, aby taka sytuacja powtórzyła się w najbliższej przyszłości. Jednakże sprzedawcy energii już odczuwają presję ze strony klientów przemysłowych na obniżenie cen sprzedaży, szczególnie kupujących największe wolumeny energii. Od 1 lipca 2013 r. obowiązują także niższe ceny w gospodarstwach domowych u sprzedawców z urzędu. Średnia obniżka ceny sprzedaży energii wyniesie 4,25%, co jednak nie w pełni odzwierciedla zmiany na rynku hurtowym energii oraz na rynku praw majątkowych. Szczególnie presja ze strony największych 9

10 odbiorców powinna spowodować, że osiąganie tak dobrych wyników w dłuższym okresie nie będzie możliwe. Aby uniknąć odpływu klientów, spółki obrotu będą musiały renegocjować w dół ceny sprzedaży w zawartych wcześniej umowach. Innym sposobem zapobieżenia utraty klientów (przede wszystkim detalicznych) jest oferowanie im długoterminowej umowy z gwarancją niezmiennej ceny, co ma zabezpieczyć cenę sprzedaży na odpowiednim poziomie oraz wolumen sprzedawanej energii. Jednakże skala obniżek cen sprzedaży będzie mniejsza niż obniżka po stronie kosztów, co przyczyni się do poprawy wyników sprzedaży sprzed roku. Backloading przeforsowany W dn. 3 lipca 2013 r. Parlament Europejski Poparł propozycję Komisji Europejskiej w sprawie interwencji na rynku handlu emisjami CO2, czemu sprzeciwiała się m.in. Polska. Oznacza to, że 900 mln pozwoleń do emisji CO2 (EUA) nie trafi na aukcje w latach Zmniejszenie podaży pozwoleń powinno doprowadzić w konsekwencji do wzrostu ich ceny, co miałoby zachęcić do inwestycji w ochronę środowiska. Od 2013 r. polskie spółki wytwórcze zaczną ponosić koszty emisji CO2, w wyniku spadku udziału darmowej puli pozwoleń otrzymywanych w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień na lata (KPRU III). Wzrost cen EUA spowoduje wzrost kosztów wytwarzania energii. Niemniej jednak wzrost cen pozwoleń powinien częściowo przełożyć się na wzrost cen energii elektrycznej. W kwietniu br. Parlament Europejski pochylił się już nad propozycją KE, która wówczas nie uzyskała poparcia. GRUPA TAURON POLSKA ENERGIA EUR/EUA Cena uprawnień do emisji tony CO2 lip 12 paź 12 sty 13 kwi 13 lip 13 Źródło: Bloomberg, DM Banku BPS S.A. Grupa Tauron jest pionowo zintegrowanym przedsiębiorstwem, zajmującym się wytwarzaniem, dystrybucją i obrotem energią elektryczną i ciepłem, a także wydobyciem węgla kamiennego. Zainstalowana moc elektrowni skupionych w grupie wynosi ok. 5,5 GW. W ubiegłym roku elektrownie i elektrociepłownie grupy wytworzyły netto 19,1 TWh energii elektrycznej oraz 16,4 PJ ciepła. Głównym paliwem wykorzystywanym do produkcji energii jest węgiel kamienny, na którego zapotrzebowanie pokrywane jest w ok. 35% z zasobów własnych. Sieci dystrybucyjne grupy Tauron obejmują powierzchnię 57 tys. km 2 (około 18% powierzchni kraju), położone są w południowej Polsce na terenach wysoko zurbanizowanych. Łączna długość sieci dystrybucyjnych wynosi ok. 224 tys. kilometrów. Grupa Tauron jest największym dystrybutorem i sprzedawcą energii elektrycznej w kraju. W 2012 r. wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł 47,9 TWh, natomiast wolumen sprzedaży energii 44,7 TWh. Grupa kapitałowa zatrudnia łącznie około 27 tys. osób, z czego blisko połowa zatrudniona jest w segmencie dystrybucji. Głównym akcjonariuszem spółki jest Skarb Państwa posiadający bezpośrednio ponad 30% udział w kapitale zakładowym. Tauron w 2010 r. zadebiutował na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie. W wolnym obrocie znajduje się ponad 50% akcji. Grupa wchodzi w skład indeksu WIG20. Strukturę akcjonariatu przedstawiono poniżej. Struktura akcjonariatu Akcjonariusz Liczba akcji / Udział w kapitale Udział w ogólnej głosów na WZA zakładowym liczbie głosów Skarb Państwa ,06% 30,06% KGHM Polska Miedź ,39% 10,39% ING OFE ,06% 5,06% Pozostali ,48% 54,48% Razem ,00% 100,00% Źródło: Spółka 10

11 Mocne wyniki za 1Q 13 Grupa Tauron pochwaliła się bardzo dobrymi wynikami za 1Q 13, znacznie lepszymi od rynkowych oczekiwań. Skonsolidowane przychody netto ze sprzedaży wyniosły 5 163,0 mln PLN (-20,0% r/r), wynik EBITDA wyniósł 1 220,9 mln PLN (+25,2% r/r), natomiast zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej wyniósł 558,3 mln PLN (+46,5% r/r). 1Q '13 1Q '12 Zm. % Zm. % Konsensus Różnica % Przychody ze sprzedaży 5 163, ,9-20, , ,2 19,2 6270,1-17,7 EBIT 788,3 558,5 41, , ,5 30,9 597,9 31,9 EBITDA 1220,9 974,9 25,2 3839,6 3056,6 25,6 1030,0 18,5 Zysk netto akcjonariuszy 558,3 381,2 46, , ,1 17,8 413,3 35,1 Marża EBIT 15,3% 8,7% 76,5 8,7% 7,9% 9,8 9,5% 60,1% % Marża EBITDA 23,6% 15,1% 56,6 15,5% 14,7% 5,4 172,3% -86,3% Marża netto 10,8% 5,9% 83,1 5,9% 6,0% -1,2 6,6% 64,0% PLN EPS 0,32 0,22 46,5 0,84 0,71 17,8 0,24 0,08 mln PLN Spadek przychodów w 1Q 13 o 20% r/r na pierwszy rzut oka może wyglądać niepokojąco, jednak jest spowodowany przede wszystkim efektem wyłączeń konsolidacyjnych. W 2012 r. część elektrowni wchodząca w skład grupy była objęta wsparciem z tytułu przedterminowego rozwiązania KDT, co wymuszało konieczność sprzedaży całości wyprodukowanej w tych jednostkach energii przez rynek giełdowy. Od 2013 r. udział energii sprzedawanej w ramach grupy wzrósł, co w wyniku konsolidacji wpłynęło na niższe przychody. Obecnie przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii są zobligowane do sprzedaży nie mniej niż 15% wyprodukowanej energii na rynku giełdowym. Patrząc na wyniki spółki przez pryzmat segmentów operacyjnych, dobry wynik wypracował segment wydobycia, którego EBITDA w 1Q 13 wyniosła 73 mln PLN (+49% r/r), co było rezultatem wyższego o 26% wydobycia węgla (jego sprzedaż wzrosła o 31%). Rezultat wypracowany przez segment wytwarzania można uznać za dobry. Pomimo spadku cen energii i braku rekompensat KDT, które w 1Q 12 wyniosły 121 mln PLN, wynik EBITDA okazał się niższy jedynie o 60 mln PLN w porównaniu do analogicznego okresu rok wcześniej. Jednym z pozytywnych czynników był wyższy o 3,4% r/r wolumen produkcji energii w grupie oraz spadek cen na krajowym rynku węgla, którego cena została obniżona z poziomu ok. 12,5 PLN/GJ do poziomu ok. 10 PLN/GJ. Wynik segmentu odnawialnych źródeł energii w 1Q 13 na poziomie EBITDA okazał się niemalże o połowę niższy niż rok wcześniej, czego przyczyną były niższe ceny zielonych certyfikatów. Pomimo spadku wolumenu dystrybuowanej energii o 2,2% r/r, EBITDA segmentu dystrybucji wzrosła do 525 mln PLN (+17% r/r). Dzięki sprzyjającym warunkom rynkowym, w tym m.in. niższym cenom zakupu energii oraz brakiem obowiązku umarzania żółtych i czerwonych świadectw pochodzenia, największa poprawa wyników miała miejsce w segmencie sprzedaży. Zysk EBITDA wzrósł do poziomu 348 mln PLN (+244% r/r). Poprawa wyników miała miejsce przy niższym o 8,3% wolumenie sprzedanej energii. Nowy blok energetyczny w Elektrowni Jaworzno Wydobycie EBITDA w podziale na segmenty(mln PLN) Wytwarzanie OZE Dystrybucja Sprzedaż Ciepło 1Q' 11 1Q' 12 1Q' 13 Największą planowaną przez Tauron inwestycją jest blok energetyczny na parametry nadkrytyczne w Elektrowni Jaworzno III. Najkorzystniejszą ofertę na budowę złożyło konsorcjum spółek Rafako i Mostostalu Warszawa. Zwycięzcy przetargu w złożonej ofercie oszacowali koszt budowy bloku na poziomie 5,41 mld PLN brutto. W przypadku braku opóźnień, blok powinien zostać oddany do użytku w 2018 r., a pierwszym pełnym rokiem pracy bloku ma być rok Moc brutto nowego bloku wyniesie 910 MW i będzie on charakteryzował się sprawnością na poziomie 45,91%. Roczna produkcja energii elektrycznej brutto ma wynosić ok. 5,9 TWh. Paliwem wykorzystywanym przez jednostkę będzie węgiel kamienny. Na każdą wyprodukowaną megawatogodzinę emisja CO2 wyniesie ok. 692 kilogramów. W przyszłości możliwe będzie zastosowanie technologii służącej do wychwytywania i podziemnego składowania dwutlenku węgla (CCS Obsługa klienta Pozostałe Wyłączenia 11

12 Ready). Jednakże przy obecnych cenach pozwoleń do emisji CO2, rozbudowa projektu o instalację wychwytującą dwutlenek węgla jest nieopłacalna. Koszty stałe w ujęciu rocznym mają wynosić ok. 360 mln PLN. Do obsługi procesu wytwarzania potrzebnych będzie ok. 100 osób. Hurtowe ceny energii elektrycznej obecnie są jednak zbyt niskie, aby ten projekt był opłacalny. Co prawda jednostka zostanie oddana do użytku za ok. 5 lat, jednak niewiele czynników wskazuje na szybki wzrost cen. Według szacunków spółki, aby nowy blok w Jaworznie osiągnął próg rentowności, ceny energii elektrycznej musiałyby wynosić ok. 200 PLN/MWh, podczas gdy obecnie są na poziomie o ok. 25% niższym. Pozostałe inwestycje w aktywa wytwórcze Kolejnym większym projektem grupy Tauron miała być budowa bloku gazowo-parowego (CCGT) w Elektrowni Blachownia w Kędzierzynie-Koźlu, jednak wiele wskazuje, że realizacja tego projektu nie dojdzie do skutku. Jednostka o mocy 850 MW miała być opalana gazem ziemnym i to właśnie wysoka cena tego paliwa prawdopodobnie zadecyduje o zawieszeniu tego projektu, co oceniamy pozytywnie. Zgodnie z naszymi szacunkami, koszt zmienny wytwarzania w przypadku tego projektu wyniósłby ok PLN/MWh (przy dzisiejszych cenach na poziomie ok. 150 PLN/MWh). Dodatkowo blok w Elektrowni Blachownia pracowałby tylko w kondensacji, zatem nie byłoby dodatkowego źródła przychodów w postaci żółtych certyfikatów (gdyby system wsparcia dla kogeneracji został przedłużony). Innymi projektami gazowymi jest budowa jednostek w Stalowej Woli oraz Katowicach. Budowa bloku w Stalowej Woli o mocy 450 MWe i 240 MWt już się rozpoczęła, zaś terminem oddania do użytku jest 2015 r. Inwestycja realizowana jest wspólnie z PGNiG w formie joint-venture, obie spółki mają równy 50% udział w projekcie wartym ponad 1,8 mld PLN brutto. Natomiast projekt budowy bloku gazowo-parowego w Katowicach jest na etapie przetargu. W ubiegłym miesiącu Tauron otrzymał oferty, z których najtańsza opiewała na kwotę 790 mln PLN brutto, zaś przewidziany na tą inwestycję budżet jest o 130 mln PLN niższy. Zakończenie projektu planowane jest na 2017 r. Moc bloku w Elektrociepłowni Katowice wyniesie 135 MWe oraz 90 MWt. Na przełomie 2012 i 2013 r. urodził się pomysł, aby w Elektrowni Łagisza wybudować blok energetyczny o identycznych parametrach jak ten budowany wraz z PGNiG w Stalowej Woli. Partnerem w przedsięwzięciu również miałby zostać PGNiG. Tauron inwestuje także w bloki opierające swoją produkcję na węglu kamiennym. Inwestycja w Bielsku-Białej mająca charakter odtworzeniowy ma zostać ukończona na dniach. Będzie to blok kogeneracyjny o mocy 50 MWe oraz 106 MWt, a także dwa dodatkowe kotły szczytowe o mocy 38 MWt każdy. Na zupełnie innym etapie jest dziś projekt budowy bloku kogeneracyjnego o mocy 50 MWe oraz 86 MWt w Elektrociepłowni Tychy. W minionym miesiącu została podpisana umowa z Elektrobudową, której koszt netto wyniesie 592,5 mln PLN. Zgodnie z podpisaną umową, budowa powinna zakończyć się w ciągu 36 miesięcy. Aktywa Tauronu powiększają się także o jednostki spalające biomasę. Na przełomie 2012 i 2013 r. oddano do eksploatacji blok w Jaworznie o mocy 50 MWe oraz 45 MWt, który w ciągu roku produkować będzie ok. 350 GWh energii elektrycznej. Zakończono także przebudowę kotłów na biomasowe w Tychach (40 MWe) oraz w Stalowej Woli (20 MWe). Tauron rozwija także projekty wiatrowe, do eksploatowanych obecnie 60,75 MW zainstalowanej mocy w farmach wiatrowych w Lipnikach oraz Zagórzu dojdą kolejne. W tym roku ma zostać oddany projekt wiatrowy o mocy 40 MW w miejscowości Wicko, natomiast w 2014 r. portfel wytwórczy powiększy się o kolejne 82 MW dzięki inwestycji w Marszewie. Pozostałe projekty odnawialnych źródeł energii będą rozwijane w zależności od ostatecznego poziomu wsparcia. Wytarzanie pod większą presją Oczekujemy, że segment wytwarzania będzie najsłabiej zachowującym się segmentem operacyjnym grupy Tauron w najbliższych latach. Jego rentowność ściśle powiązana jest z hurtowymi cenami energii elektrycznej. Dodatkowym czynnikiem osłabiającym tegoroczne wyniki segmentu będzie brak wsparcia z tyt. rekompensat na pokrycie kosztów osieroconych (KDT), które przysługiwało spółce do 2012 r. W ubiegłym roku przychody z tego tytułu wyniosły 567 mln PLN i uratowały wynik segmentu, który po wyłączeniu rekompensat KDT przyniósłby na poziomie operacyjnym stratę w wysokości 273 mln PLN. Szansą dla grupy będzie ogłoszony przez Operatora Systemu Przesyłowego przetarg na zakup usługi interwencyjnej rezerwy zimnej, co jest jednym ze sposobów na zapobieżenie ewentualnego wystąpienia deficytu mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Usługa miałaby być świadczona od 2016 r. Tauron chciałby zgłosić do przetargu bloki o mocy 120 MW w elektrowniach Łagisza, Siersza i Stalowa Wola. W przeciwnym razie wolą spółki byłoby wycofanie tych jednostek z eksploatacji od 2014 r. W zamian za tą usługę, przez operatora musiałaby zostać pokryta część kosztów tych bloków. 12

13 Na początku lipca br. Tauron poinformował, że wyniki za 2Q 13 obciążone będą odpisami jednorazowymi z tytułu utraty wartości aktywów. Zgodnie z szacunkami spółki, efektem odpisów będzie obniżenie wyniku EBITDA o ok. 240 mln PLN oraz zysku netto o ok. 190 mln PLN. Wystąpienie odpisu aktualizującego po pierwszym półroczu nie jest zaskoczeniem, spółka wcześniej komunikowała o możliwości wystąpienia takiego zdarzenia. Odpisy dotyczą jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej ok MWe, zaś przeważającą część stanowią bloki o mocy 120 MWe. Dystrybucja wciąż najstabilniejszym segmentem Przyjęty przez regulatora model dochodzenia do pełnego zwrotu z wartości regulacyjnej aktywów (WRA) spowodował, że to segment dystrybucji w ostatnich latach cechował się wysoką dynamiką poprawy wyników oraz ich stabilnością. W przyszłym roku istnieje ryzyko obniżenia regulacyjnego WACC. Przy kalkulacji taryf dystrybucyjnych na dany rok (t) pod uwagę bierze się m.in. rentowność 10-letnich obligacji skarbowych w okresie od 1 października (t-2) do 30 września (t- 1). Średnia rentowność tych papierów w okresie od 1 października 2011 r. do 30 września 2012 r. (do kalkulacji taryf na 2013 r.) wyniosła ok. 5,4%, tymczasem średnia rentowność w okresie od 1 października 2012 r. do początku lipca br. spadła do poziomu poniżej 4,0%. Ze względu na prawdopodobny spadek regulacyjnego WACC oraz dojście do pełnego zwrotu z WRA, segment dystrybucji Tauronu w 2014 r. powinien osiągnąć słabsze wyniki niż w 2013 r. Niemniej jednak nie zmienia się nasze postrzeganie segmentu dystrybucji jako najbardziej stabilnego i obarczonego najmniejszym ryzykiem. Tauron wykorzysta krótką pozycję w wytwarzaniu Oprócz faktu zajmowania przez Tauron pozycji lidera w dystrybucji energii, spółka jest także największym sprzedawcą energii w Polsce. W ubiegłym roku wolumen sprzedaży energii elektrycznej wyniósł 44,7 TWh. Dzięki niższym hurtowym cenom energii oraz brakiem obowiązku przedstawienia do umorzenia żółtych i czerwonych certyfikatów, wyniki w 1Q 13 opublikowane przez segment sprzedaży okazały się rekordowe, zysk operacyjny przekroczył kwotę 339 mln PLN. Warunki rynkowe w dalszym ciągu są sprzyjające aby taka sytuacja powtórzyła się w najbliższej przyszłości, niemniej jednak spółka powinna odczuwać coraz większą presję na obniżenie cen sprzedaży energii dla dużych odbiorców. Prezes URE od 1 lipca 2013 r. zatwierdził nowe taryfy dla sprzedawców z urzędu. Obniżka w przypadku Tauronu wyniesie średnio 4,55%. Oczywiście osiąganie tak dobrych wyników w dłuższym okresie jest niemożliwe, jednakże segment sprzedaży w tym roku powinien wciąż pokazywać dobre wyniki. Program poprawy efektywności kosztów Na początku roku Tauron ogłosił wprowadzenie programu poprawy efektywności w perspektywie na lata Wprowadzenie programu ma przyczynić się w latach do wzrostu EBITDA odpowiednio o 239 mln PLN, 291 mln PLN i 334 mln PLN, co łącznie daje kwotę w wysokości 864 mln PLN. Największe oszczędności ma wygenerować segment dystrybucji (416 mln PLN) i wytwarzania (377 mln PLN). Większość oszczędności ma pochodzić z programu dobrowolnych odejść, do 2015 r. planowana jest redukcja ponad 3000 etatów. Grupa zamierza także m.in. ograniczyć remonty najmniej efektywnych jednostek wytwórczych, zoptymalizować koszty usług obcych, wyeliminować dublujące się funkcje w dystrybucji oraz wprowadzić outsourcing części funkcji (głównie w obszarze remontów). Program poprawy efektywności realizowany przez spółkę w latach wygenerował oszczędności w kwocie 1,1 mld PLN, najwięcej w segmentach związanych z wytwarzaniem energii (608 mln PLN) oraz w dystrybucji (422 mln PLN). mln PLN Wzrost EBITDA w latach mln PLN Wzrost EBITDA w latach Wyd. Wytw. Ciepło OZE Dystr. TPE 13

14 PROGNOZY NA KOLEJNE LATA I. SEGMENT WYDOBYCIE Wydobycie [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r -3% 0% 6% -4% - 2% 0% 4% 5% 5% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 12% 9% 12% -5% 12% 7% 7% 9% 10% 10% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 20% 15% 18% 2% 19% 14% 14% 17% 17% 18% Trudna sytuacja na krajowym rynku węgla Spółka uporała się z problemami z wydobyciem na jednej ze ścian poprawiając wynik EBITDA w 2012 r. o 159% r/r. Wolumen wydobycia węgla w ubiegłym roku wyniósł niecałe 5,6 mln ton, zaś wolumen sprzedaży 5,4 mln ton. Natomiast biorąc pod uwagę przesunięty rok (tj. od 2Q 12 do 1Q 13), wolumen wydobycia i sprzedaży wyniósł odpowiednio niecałe 5,9 oraz 5,8 mln ton. W związku z planowaną eksploatacją dodatkowych pokładów zakładamy wzrost wydobycia węgla o 100 tys. ton rocznie z poziomu 5,6 mln ton w 2012 r. do 6,2 mln ton w 2018 r. Spadek średniej ceny sprzedaży spowoduje, że naszym zdaniem wynik EBITDA segmentu wydobycia w 2013 r. spadnie do poziomu 210 mln PLN (-27% r/r). II. SEGMENT WYTWARZANIE Wytwarzanie [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r -28% -26% 1% 27% - -25% -17% -1% 7% 6% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 3% -31% -5% -1% 5% -7% -9% -10% -10% -8% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 13% -17% 9% 10% 14% 5% 5% 5% 5% 6% Wytwarzanie pociągnie wyniki w dół Nie jest zaskoczeniem, że najsłabiej zachowującym się segmentem podobnie jak w przypadku innych spółek będzie segment wytwarzania. Słabsze wyniki segmentu, których oczekujemy w przyszłości będą pochodną kilku czynników. Głównym powodem znacznego pogorszenia się wyników w wytwarzaniu są niższe ceny energii w hurcie, które w ostatnim czasie oscylują w okolicach poziomu 150 PLN/MWh. Co prawda spadek cen hurtowych miał miejsce jeszcze w 2012 r. ale większość z wolumenu sprzedawanej energii kontraktowana jest w okresie wcześniejszym. Biorąc pod uwagę transakcje zawierane na TGE, średnia ważona cena dostaw pasmowych na 2013 r. zawarta w 2012 r. wyniosła 185,62 PLN/MWh, natomiast średnia cena dostaw pasmowych na 2014 r. w kontraktach zawartych w tym roku jest na poziomie niższym niż 160 PLN/MWh, zaś ostatnio takie transakcje zawierane są w okolicach poziomu 148 PLN/MWh. Nawet w przypadku znacznego wzrostu cen energii (co jest mało prawdopodobne), wyniki wytwarzania w 2014 r. powinny być słabsze od osiąganych w 2013 r. Szacujemy, że średnia zrealizowana cena sprzedaży energii w 2013 r. przez segment wytwarzania Tauronu wyniesie ok. 184 PLN/MWh, natomiast w 2014 r. cena ta spadnie w okolice poziomu 155 PLN/MWh. Kolejnym negatywnym czynnikiem jest brak wsparcia z tytułu rozwiązania kontraktów długoterminowych (KDT), które przysługiwało niektórym elektrowniom grupy do końca 2012 r. W ubiegłym roku przychód z tego tytułu wyniósł 567 mln PLN. Wówczas bez wsparcia z tyt. KDT, strata operacyjna wyniosłaby 273 mln PLN. W modelu nie uwzględniamy wpływu ok. 530 mln PLN gotówki z tytułu korekty końcowej KDT, której spodziewa się spółka (0,30 PLN na akcję). Od 2013 r. spada przydział darmowych pozwoleń do emisji CO2, wobec czego wytwórcy brakującą ich część będą musieli dokupić. Na koniec 2012 r. Tauron zaoszczędził ponad 4 mln takich pozwoleń, co razem z ich darmowym przydziałem na 2013 r. (ponad 12 mln EUA) nie pozwoli na pełne pokrycie kosztów z tego tytułu w tym roku. W kolejnych latach 14

15 przydział darmowych uprawnień będzie coraz niższy, wobec czego Tauron będzie ponosił coraz wyższe koszty emisji CO2. Obecnie cena jednego pozwolenia kształtuje się na poziomie ok. 4,5 EUR/EUA. Dla odmiany czynnikiem, dzięki któremu polepszy się sytuacja segmentu wytwarzania jest kiepska sytuacja na krajowym rynku węgla kamiennego. W 2013 r. założyliśmy spadek ceny tego surowca do poziomu 10 PLN/GJ i nie oczekujemy rychłej poprawy koniunktury na rynku węgla. W naszej ocenie taka sytuacja może potrwać do 2015 r. Spadły także koszty zakupu biomasy, ale z drugiej strony niższa jest cena zielonych świadectw pochodzenia. W naszym modelu do 2017 r. zakładamy utrzymanie wsparcia dla wpsółspalania biomasy z węglem na dotychczasowym poziomie. Na początku lipca br. Tauron poinformował o odpisie aktualizującym wartość aktywów, który negatywnie wpłynie na wyniki za 2Q 13. W naszym modelu uwzględniliśmy odpis w kwocie 240 mln PLN w segmencie wytwarzania. Niniejsze zdarzenie ma jedynie charakter księgowy, nie wiąże się z tym wypływ gotówki. Część jednostek, których dotyczył odpis ma zostać zgłoszona do przetargu organizowanym przez PSE na zakup usługi interwencyjnej rezerwy zimnej. W przypadku zakwalifikowania ich do rezerwy zimnej, mogłoby nastąpić częściowe odwrócenie odpisów. Zgodnie z naszymi szacunkami, wynik EBITDA segmentu wytwarzania w 2Q 13 wyniesie -157 mln PLN (po uwzględnieniu odpisu aktualizującego), zaś w całym 2013 r. EBITDA wyniesie 213 mln PLN (-74% r/r). III. SEGMENT OZE OZE [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r 7% 5% -27% 32% - -23% 17% 17% 12% 8% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 43% 47% 25% 34% 50% 38% 34% 37% 44% 48% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 65% 69% 56% 58% 69% 63% 60% 63% 67% 69% Niższe ceny zielonych certyfikatów obniżają rentowność Segment odnawialnych źródeł energii jest segmentem, w którym uzyskiwane marże są najwyższe. W 2013 r. oczekujemy jednak słabszych wyników niż miało to miejsce rok wcześniej, do czego przyczyni się przede wszystkim spadek cen zielonych świadectw pochodzenia energii. W modelu zakładamy oddanie do eksploatacji w 4Q 13 farmy wiatrowej Wicko o mocy 40 MW, która zgodnie z naszymi szacunkami będzie produkować rocznie około 105 GWh energii elektrycznej. W 3Q 14 oddana do użytkowania zostanie farma wiatrowa w Marszewie o mocy 82 MW, która według naszych założeń rocznie produkować będzie około GWh energii elektrycznej. Biorąc pod uwagę dotychczasowe tempo prac nad tzw. trójpakiem energetycznym zakładamy, że pakiet ustaw energetycznych wejdzie w życie od połowy 2014 r. W modelu nie zakładamy nakładów inwestycyjnych związanych zarówno z rozpoczęciem realizacji inwestycji w odnawialne źródła energii, jak i związanych z nabyciem takich źródeł. IV. SEGMENT DYSTRYBUCJA Dystrybucja [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r -1% -4% 1% 4% - 0% -3% 2% 2% 3% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 20% 21% 21% 18% 18% 20% 17% 18% 18% 18% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 34% 37% 37% 33% 32% 35% 34% 35% 35% 35% Obniżenie regulacyjnego WACC wpłynie negatywnie na wyniki dystrybucji Dystrybucja energii elektrycznej jest najstabilniejszym segmentem przedsiębiorstw energetycznych r. będzie jeszcze okresem, w którym oczekujemy poprawy wyników osiągniętych w ubiegłym roku, jednakże dane operatora systemu przesyłowego dotyczące krajowego zużycia energii rodzą obawy dotyczące wysokości wolumenu dystrybuowanej energii, co w przypadku spadku źle wpłynie na wyniki. Zgodnie z naszymi wyliczeniami, EBITDA segmentu w 2013 r. powinna wynieść mln PLN (+10% r/r). Z naszych szacunków wynika, iż Tauron osiągnął już 15

16 pełny zwrot z wartości regulacyjnej aktywów, wobec czego dynamika wyników w tym segmencie powinna ulec wyhamowaniu. Obniżenie regulacyjnego średniego ważonego kosztu kapitału (WACC) dla operatorów systemów dystrybucyjnych wpłynie naszym zdaniem na pogorszenie się wyników w 2014 r. Obniżenie WACC to pochodna spadku rentowności 10-letnich obligacji skarbu państwa. Stopa wolna od ryzyka wykorzystana do kalkulacji taryf na 2013 r. wyniosła ok. 5,4%, w tej chwili natomiast wyniosłaby ok. 4,0%, co przełoży się na niższy zwrot z wartości regulacyjnej aktywów w przyszłym roku. Szacujemy, że w 2014 r. wynik EBITDA wyniesie mln PLN (-6% r/r). Kolejnym negatywnym czynnikiem jest spadek wolumenu dystrybuowanej energii, który w 1Q 13 wyniósł 2,2% r/r. W pewnym stopniu spadek ten można tłumaczyć mniejszą ilością dni w lutym br. V. SEGMENT SPRZEDAŻ Sprzedaż [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r -9% -12% -1% 14% - -3% -8% 0% 5% 5% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 7% 5% 4% 3% 2% 5% 2% 2% 3% 3% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 7% 5% 4% 3% 3% 5% 3% 3% 3% 3% Sprzyjające warunki rynkowe Segment sprzedaży w 1Q 13 osiągnął bardzo dobre rezultaty. Zysk operacyjny wyniósł ponad 339 mln PLN i stanowił 75% wyniku osiągniętego w całym 2012 r. Jednakże wynik jest zniekształcony przez zdarzenie jednorazowe, które polegało na rozwiązaniu rezerwy na żółte i czerwone certyfikaty w kwocie ok. 81 mln PLN, w związku z brakiem konieczności ich umarzania. Segment powinien odnotowywać bardzo dobre wyniki także w dalszej części roku, o czym świadczą utrzymujące się niskie ceny energii w hurcie, niższe ceny zakupu zielonych certyfikatów, a także brak konieczności przedstawiania do umorzenia przed Prezesem URE żółtych i czerwonych certyfikatów. Jednakże wraz z upływem czasu narastać będzie presja odbiorców (głównie przemysłowych) na obniżenie cen sprzedaży energii. Naszym zdaniem skala obniżek cen sprzedaży będzie jednak mniejsza niż obniżka po stronie kosztów, co wydatnie przyczyni się do osiągnięcia dobrych wyników. Szacujemy, że wraz ze wzrostem świadomości klientów o możliwości swobodnej zmiany sprzedawcy energii, istnieje ryzyko spadku wolumenu. Zgodnie z naszymi szacunkami, wynik EBITDA segmentu sprzedaży w 2Q 13 wyniesie 206 mln PLN (+36% r/r), zaś w całym 2013 r. EBITDA wyniesie 877 mln PLN (+83% r/r). VI. SEGMENT CIEPŁO Ciepło [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r 33% -55% -27% 156% - 6% 5% -1% 19% 26% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 17% 4% -14% 20% 15% 12% 17% 11% 9% 11% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 24% 19% 7% 28% 22% 22% 28% 22% 24% 25% Wytwarzanie w kogeneracji bez wsparcia W związku z tym, iż wygasł obowiązek przedstawiania do umorzenia żółtych i czerwonych certyfikatów, segment ciepła jest obecnie w trudniejszej sytuacji niż przed rokiem. Wobec tego wytwarzanie ciepła w skojarzeniu stało się obecnie mniej opłacalne, gdyż nie ma zgłaszanego przez sprzedawców popytu na żółte i czerwone świadectwa pochodzenia energii. Zakładamy jednak, że taka sytuacja potrwa tylko do końca 2013 r., natomiast w kolejnych latach powinna nastąpić poprawa wyników. W 2013 roku oczekujemy, że wynik EBITDA segmentu wyniesie 234 mln PLN (+7% r/r). Dane te jednak nie mogą być bezpośrednio porównywane, bowiem od 2 stycznia 2013 r. w skład segmentu ciepła weszła Elektrociepłownia Katowice, która dotychczas ujmowana była w wynikach segmentu wytwarzania energii. 16

17 VII. POZOSTAŁE SEGMENTY (OBSŁUGA KLIENTA, POZOSTAŁE) Obsługa klienta [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r 20% -17% 0% 12% - 10% -1% 1% 2% 2% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 9% 8% 8% 3% 4% 7% 6% 5% 5% 5% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 12% 11% 11% 7% 7% 10% 10% 9% 10% 10% Pozostałe [mln PLN] 1Q'13 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P P 2014P 2015P 2016P 2017P Przychody ze sprzedaży dynamika q/q lub r/r -10% 24% 0% 5% - 2% 5% 6% 8% 6% Koszt własny sprzedaży EBIT marża EBIT 0% 8% 7% 4% 7% 5% 5% 5% 5% 5% Amortyzacja EBITDA marża EBITDA 2% 10% 9% 6% 9% 7% 8% 7% 7% 7% Poza segmentami opisanymi powyżej, Tauron raportuje także w ramach segmentów obsługi klienta oraz pozostałe. Łączny udział obu segmentów w przychodach ogółem grupy nie przekracza 4%, z czego około 70% ulega wyłączeniom konsolidacyjnym. Sporządzając prognozy na kolejne lata w dużym stopniu opieraliśmy się o wyniki historyczne. 17

18 WYNIKI WEDŁUG SEGMENTÓW Wyniki grupy Tauron [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody ze sprzedaży Wydobycie Wytwarzanie OZE Dystrybucja Obrót Ciepło Obsługa klienta Pozostałe Wyłączenia Dynamika przychodów 19,2% -19,1% -5,9% 0,7% 4,5% 4,7% 3,8% 4,3% 4,0% 3,8% 2,9% Wydobycie 26,2% 2,3% 0,3% 4,1% 5,2% 5,1% 5,1% 3,4% 3,4% 3,5% 3,5% Wytwarzanie -2,4% -25,0% -17,0% -1,1% 7,5% 5,6% 6,0% 14,0% 5,0% 4,6% 4,3% OZE 14,3% -23,3% 16,5% 16,6% 12,3% 7,5% 2,1% 2,4% 3,3% 1,9% 2,2% Dystrybucja 29,9% 0,3% -2,9% 1,8% 2,4% 2,7% 2,5% 2,5% 2,4% 2,3% 2,2% Obrót 36,7% -3,0% -7,6% -0,3% 5,1% 4,6% 3,0% 4,4% 3,3% 3,3% 2,3% Ciepło 3,1% 6,5% 5,3% -1,0% 18,7% 26,3% 2,0% 2,8% 3,0% 2,9% 2,9% Obsługa klienta 50,3% 10,5% -1,4% 1,3% 1,9% 1,8% 3,5% 3,7% 4,1% 3,6% 4,4% Pozostałe 0,8% 1,6% 5,4% 5,7% 8,4% 6,4% 3,8% 4,3% 5,1% 3,9% 3,9% Wyłączenia 42,3% 30,9% -8,4% 0,1% 6,9% 6,2% 2,6% 6,6% 2,4% 2,4% 2,3% Koszt własny sprzedazy Wydobycie Wytwarzanie OZE Dystrybucja Obrót Ciepło Obsługa klienta Pozostałe Wyłączenia EBIT Wydobycie Wytwarzanie OZE Dystrybucja Obrót Ciepło Obsługa klienta Pozostałe Wyłączenia EBITDA Wydobycie Wytwarzanie OZE Dystrybucja Obrót Ciepło Obsługa klienta Pozostałe Wyłączenia Saldo finansowe Zysk (strata) brutto Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto akcjonariuszy

19 Wyniki grupy Tauron [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Udział segmentu w przychodach Wydobycie 6,0% 7,6% 8,1% 8,3% 8,4% 8,4% 8,5% 8,4% 8,4% 8,4% 8,4% Wytwarzanie 23,5% 21,7% 19,2% 18,8% 19,4% 19,5% 19,9% 21,8% 22,0% 22,2% 22,5% OZE 0,8% 0,8% 1,0% 1,1% 1,2% 1,3% 1,2% 1,2% 1,2% 1,2% 1,2% Dystrybucja 24,5% 30,4% 31,4% 31,7% 31,1% 30,5% 30,1% 29,6% 29,2% 28,7% 28,5% Obrót 74,9% 89,8% 88,1% 87,3% 87,7% 87,6% 86,9% 87,1% 86,5% 86,1% 85,5% Ciepło 4,0% 5,2% 5,8% 5,7% 6,5% 7,9% 7,7% 7,6% 7,5% 7,5% 7,5% Obsługa klienta 1,4% 1,9% 2,0% 2,0% 1,9% 1,9% 1,9% 1,9% 1,9% 1,8% 1,9% Pozostałe 2,0% 2,5% 2,8% 2,9% 3,0% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% Wyłączenia -37,0% -59,8% -58,3% -57,9% -59,2% -60,1% -59,4% -60,7% -59,8% -58,9% -58,6% Marża EBIT 8,7% 9,7% 7,2% 7,4% 7,5% 8,2% 8,8% 9,2% 9,4% 9,8% 10,0% Wydobycie 11,8% 7,1% 6,6% 9,3% 9,8% 10,0% 10,4% 10,5% 10,7% 11,2% 11,8% Wytwarzanie 5,1% -7,2% -9,4% -9,6% -9,9% -8,1% -5,8% -4,2% -4,0% -2,8% -1,8% OZE 50,3% 38,2% 34,2% 37,1% 44,0% 47,9% 49,0% 50,2% 51,7% 52,5% 53,4% Dystrybucja 17,6% 19,9% 17,3% 17,9% 18,1% 18,0% 17,9% 17,8% 17,7% 17,5% 17,2% Obrót 2,4% 4,7% 2,5% 2,4% 2,7% 2,8% 3,0% 3,2% 3,4% 3,6% 3,6% Ciepło 15,2% 12,0% 16,6% 10,7% 8,6% 11,2% 12,6% 13,8% 15,1% 16,4% 17,7% Obsługa klienta 3,5% 6,8% 6,4% 4,8% 5,2% 5,1% 4,4% 5,6% 5,8% 4,4% 4,9% Pozostałe 7,0% 4,9% 5,3% 5,3% 5,1% 4,8% 4,6% 4,7% 4,8% 5,0% 5,0% Marża EBITDA 15,5% 18,5% 17,0% 17,3% 17,8% 18,4% 18,8% 19,7% 19,6% 19,7% 19,8% Wydobycie 19,4% 13,9% 13,8% 16,5% 17,2% 17,5% 18,0% 18,2% 18,6% 19,0% 19,6% Wytwarzanie 14,3% 4,9% 5,2% 5,0% 4,6% 5,7% 7,0% 10,3% 9,7% 10,0% 10,2% OZE 69,4% 62,8% 60,2% 62,9% 66,9% 69,1% 69,6% 70,1% 70,9% 71,2% 71,6% Dystrybucja 32,1% 35,1% 33,8% 34,6% 34,9% 35,0% 34,8% 34,7% 34,5% 34,2% 33,9% Obrót 2,6% 4,9% 2,7% 2,7% 3,0% 3,1% 3,3% 3,5% 3,7% 3,9% 3,9% Ciepło 22,2% 22,4% 27,6% 22,2% 23,8% 24,7% 26,1% 27,2% 28,6% 29,8% 30,8% Obsługa klienta 7,4% 10,2% 10,5% 9,0% 9,9% 10,1% 9,7% 10,9% 11,2% 9,8% 10,3% Pozostałe 8,7% 6,9% 7,5% 7,4% 7,2% 7,0% 6,8% 7,0% 7,1% 7,3% 7,4% Marża netto 5,9% 6,7% 4,4% 4,0% 3,8% 4,2% 4,7% 5,1% 5,5% 6,0% 6,4% W 2013 r. oczekujemy spadku przychodów ze sprzedaży na poziomie całej grupy, który w największym stopniu dotyczyć będzie segmentu wytwarzania (około 20% udział w strukturze przychodów). Jednakże spadek przychodów na poziomie grupy w dużej części spowodowany będzie wyłączeniami konsolidacyjnymi, które w 2013 r. będą znacznie wyższe niż dotychczas. Uczestnicząc w systemie rekompensat KDT, część elektrowni zmuszona była do sprzedaży całości wyprodukowanej energii na rynku konkurencyjnym. W momencie, gdy jednostkom tym nie przysługuje już wsparcie z tytułu KDT, obligo giełdowe wynosi jedynie 15%, tak więc resztę energii będzie można sprzedać w ramach grupy. W perspektywie najbliższych kilku lat, 2014 rok będzie okresem, w którym przychody ze sprzedaży osiągną najniższy poziom. Będzie to rezultatem głównie kontraktacji sprzedaży energii po niskich cenach oraz niskich cenach spot na rynku hurtowym. W 2014 r. oczekujemy spadku marży EBITDA całej grupy, co będzie spowodowane przede wszystkim ujemną rentownością segmentu wytwarzania. Na ujemne wyniki tego segmentu wpłyną przede wszystkim niższe ceny energii elektrycznej oraz konieczność dokupienia dodatkowych pozwoleń do emisji CO2. Pozytywnie w wynikach kontrybuował będzie segment sprzedaży, który korzysta na niskich hurtowych cenach energii oraz niższych kosztach zakupu kolorowych certyfikatów. Niemniej jednak oczekujemy coraz silniejszej konkurencji wśród sprzedawców, co nie pozwoli trwale utrzymać dotychczasowych wyników. Od 2014 r. pogorszeniu ulegną wyniki segmentu dystrybucji, czego przyczyną w największym stopniu będzie obniżenie regulacyjnego WACC. Na przestrzeni kolejnych 10 lat oczekujemy, iż najniższy wynik EBITDA w grupie Tauron zostanie wypracowany w 2014 roku. Inwestycje realizowane przez Tauron będą wymagały zewnętrznego finansowania co spowoduje, że saldo na działalności finansowej zacznie się pogarszać. Taka sytuacja będzie miała negatywne przełożenie na wyniki na poziomie netto, co najbardziej będzie widoczne w 2018 r. Wskaźnik długu netto do EBITDA najwyższą wartość osiągnie w latach i wyniesie wówczas 3,5, po tym okresie stopniowo będzie się obniżać do poziomu 1,9 w 2022 r. 19

20 PRZYCHODY I KOSZTY Struktura przychodów [mln PLN] P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P Przychody netto ze sprzedaży Energia elektryczna Energia cieplna Świadectwa pochodzenia Pozwolenia do emisji CO KDT Węgiel Pozostałe towary, materiały Usługi dystrybucyjne i handlowe Pozostałe usługi Pozostałe przychody ze sprzedaży Udziały Energia elektryczna 64% 61% 59% 59% 59% 59% 60% 61% 61% 62% 62% Energia cieplna 3% 3% 3% 3% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 4% Świadectwa pochodzenia 1% 0% 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% Pozwolenia do emisji CO2 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% KDT 2% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Węgiel 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Pozostałe towary 1% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% Usługi dystrybucyjne i handlowe 23% 28% 29% 29% 28% 28% 27% 27% 27% 26% 26% Pozostałe usługi 2% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Pozostałe przychody ze sprzedaży 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Główną determinantą wysokości przychodów ze sprzedaży jest sprzedaż energii elektrycznej oraz świadczenie usług dystrybucyjnych i handlowych. Niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej spowodowane są z jednej strony niższymi cenami energii, a także wzrostem ilości energii sprzedawanej w ramach grupy (z wytwarzania do obrotu) w wyniku wygaśnięcia wsparcia z tyt. KDT (spadek obliga giełdowego ze 100% do 15% wytworzonej energii), co podlega wyłączeniu. Przyczyną niższych przychodów ze sprzedaży świadectw pochodzenia jest m.in. niższa produkcja energii we współspalaniu biomasy, niższe ceny zielonych certyfikatów. Kolejną przyczyną spadku w tej pozycji jest przyjęcie założenia o wzroście wolumenu handlu tymi świadectwami pomiędzy segmentami wytwórczymi a segmentem sprzedaży, co poprzez wyłączenia redukuje widoczne powyżej przychody, ale także koszty. Struktura przychodów ze sprzedaży na przestrzeni lat nie ulegnie istotnym zmianom. Spadek udziału energii elektrycznej w przychodach ogółem podyktowany jest wyższym wolumenem handlowanym w ramach grupy kapitałowej, co podlega wyłączeniom. Z tego samego powodu od 2013 r. zwiększa się udział usług dystrybucyjnych i handlowych. 20