Raport sektorowy. Sektor energetyczny. 29 września 2015 r.

Transkrypt

1 Raport sektorowy Sektor energetyczny 29 września 2015 r. Czas zmian Polska energetyka znalazła się pod wpływem niekorzystnych czynników, które będą wpływać na wyniki spółek w 2016 r. W segmencie wytwarzania należą do nich spadające ceny węgla i energii oraz rosnące koszty CO2. W związku z nową ustawą o OZE od 2016 r. kończy się wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy pow. 5 MW oraz wparcie dla współspalania biomasy. Średnioterminowe prognozy dotyczące relatywnie niskich cen węgla oraz rosnących cen CO2 stwarzają ryzyko odpisów aktywów wytwórczych szczególnie dla instalacji wysokoemisyjnych. W segmencie dystrybucji rozpoczyna się nowy okres regulacyjny, w którym wprowadzone mają zostać parametry jakościowe, ze względu na spadek stóp procentowych oczekujemy spadku efektywnego WACC o bp. Niekorzystne warunki rynkowe zbiegają się z kluczową fazą realizacji programów inwestycyjnych. Dla wielu grup energetycznych lata są okresami najwyższych nakładów inwestycyjnych i rosnących wskaźników zadłużenia. Ryzykiem dla energetyki pozostaje także sytuacja sektora górniczego w Polsce, który obecnie rozpoczął proces restrukturyzacji i potrzebuje wsparcia kapitałowego. W ciągu najbliższych lat głównym źródłem poprawy wyników będą programy poprawy efektywności, które naszym zdaniem będą mogły przyśpieszyć po rozwiązaniu umów społecznych. Wyniki będą mogły wzrosnąć także po oddaniu nowych inwestycji, kiedy dodatkowo rozwodnieniu ulegną koszty stałe. Mimo ujemnego cash flow dla inwestorów istotne jest, że grupy energetyczne utrzymują swoją politykę dywidendową. Ze względu na prawdopodobne zaostrzenie norm emisji po 2020 r. pojawia się perspektywa szybszych odstawień starszych bloków. Zadłużenie polskich spółek i pojawiający się spadek rentowności znacznie utrudnia im realizacje nowych inwestycji o dużym ryzyku. Oznacza to konieczność wprowadzenia długoterminowych programów wsparcia dla wytwórców, które pozwoliłyby im osiągać zakładany poziom rentowności dla nowych inwestycji lub przynajmniej pokrywać koszty stałe funkcjonowania działających instalacji. W naszej opinii większość opisywanych czynników znajduje już odzwierciedlenie w wycenach rynkowych. Strategiczny sektor jakim jest energetyka nie powinien pozostać bez wsparcia dla dokonywanych zadań inwestycyjnych. Ticker CEZ PW Trzymaj 75, (Podniesiona) ENA PW Kupuj ,2 (Podtrzymana) ENG PW Kupuj ,0 (Podniesiona) PGE PW Kupuj ,6 (Podniesiona) PEP PW Kupuj , (Podtrzymana) TPE PW Trzymaj 3.4 3,3 3.3 (Podtrzymana) ZEP PW Trzymaj ,4 (Podniesiona) WIG-Energia 5,000 4,800 4,600 4,400 4,200 4,000 3,800 3,600 3,400 Rekomend. Cena docelowa 3, Cena bieżąca W bieżącym środowisku preferujemy spółki mające perspektywę relatywnie wysokich dywidend oraz te o największym potencjale wzrostu przychodów i wyników w kolejnych latach. Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji ENEI z ceną docelowa na poziomie 15,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy, rekomendację kupuj dla ENERGI z ceną docelową PLN rekomendację kupuj dla PGE z ceną docelową PLN oraz kupuj dla Polenergii z ceną docelową 36,90 PLN. Wydajemy rekomendację trzymaj dla CEZ z ceną docelową wynoszącą 75,36 PLN (485,2 CZK), rekomendację trzymaj dla ZE PAK z ceną docelową 14,70 PLN oraz rekomendacje trzymaj dla Taurona z ceną docelową 3,41 PLN. Spółka Kapitalizacja (mln PLN) Stopa dywidendy P/E EV/EBITDA P 2016P P 2016P CEZ 41,425 7% , , PGE 24,999 6% 20.3 nm Energa 7,039 7% Tauron 5,801 4% Enea 5,739 5% Polenergia 1,096 0% ZE PAK 727 5% Źródło: Spółki, P - prognozy DM PKO BP Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

2 cze 11 sie 11 paź 11 gru 11 lut 12 kwi 12 cze 12 sie 12 paź 12 gru 12 lut 13 kwi 13 cze 13 sie 13 paź 13 gru 13 lut 14 kwi 14 cze 14 sie 14 paź 14 gru 14 lut 15 kwi 15 cze 15 sie 15 Raport sektorowy Segment wytwarzania EUR Ceny energii w Polsce i Niemczech EUR źródło: Bloomberg, DM PKO BP Ceny energii w Niemczech (base) (oś lewa) Ceny energii w Polsce (base TGE) (oś lewa) Ceny CO2 futures 2015 (oś prawa) Sytuacja w energetyce w II połowie bieżącego roku znalazła się pod wpływem wydarzeń na rynkach surowców energetycznych. Nastąpił dalszy spadek cen węgla i ropy naftowej. Ceny węgla w portach ARA spadły we wrześniu poniżej 50 USD za tonę, a ceny energii BASE w Niemczech na giełdzie EEX poniżej 30 EUR/MWh. Do spadków cen energii w Polsce oprócz sytuacji na rynkach światowych przyczyniła się także bezpośrednio sytuacja w polskim górnictwie. Szukające płynności finansowej grupy górnicze wyprzedawały węgiel po cenach niższych o 20-30% od cen zakontraktowanych na bieżący rok. Polski sektor energetyczny bezpośrednio odczuł spadki cen energii, jakie miały miejsce zarówno w Polsce jak i na rynku niemieckim. Cena kontraktów BASE na rok 2016 spadła z ok. 180 PLN/MWh na początku roku do ok. 156 PLN/MWh obecnie. Notowań na rynku terminowym nie poprawiła nawet sytuacja związana z brakami energii w sierpniu i wzrostem cen SPOT w sierpniu i wrześniu. Oznacza to, że średnia cena zakontraktowana na 2016 r. wyniesie wg naszych szacunków w poszczególnych spółkach PLN/MWh i będzie niższa od średniej ceny w bieżącym roku, która wynosi ok. 174 PLN. Wpływ na wyniki będzie dodatkowo większy ponieważ marża spadnie także z tytułu wzrostu kosztów CO2, zarówno ze względu na spadek liczby bezpłatnych certyfikatów CO2 w grupach energetycznych oraz wzrost ceny uprawnień w 2015 r. 2

3 PLN/MWh Raport sektorowy Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. - sierpień 2015 r.) Mies. kurs BASE (PLN/MWh) BASE_Y-12 BASE_Y-13 BASE_Y-14 BASE_Y-15 BASE_Y-16 Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) PEAK5_Y-12 PEAK5_Y-13 PEAK5_Y-14 PEAK5_Y-15 PEAK5_Y-16 Źródło: TGE, DM PKO BP Próby konsolidacji sektora energetycznego Na początku 2015 r. pojawiły się informacje o planach Ministerstwa Skarbu Państwa dotyczących konsolidacji sektora. Wg doniesień prasowych w wyniku konsolidacja miałaby powstać dwie grupy energetyczne PGE- Energa oraz Tauron-ENEA. Jako jeden z głównych motywów konsolidacji wymieniane było zwiększenie kapitalizacji spółek, która była relatywnie mała w stosunku do europejskich grup energetycznych, poto by umożliwić im konkurowanie także na rynku europejskim. Idea konsolidacji budziła jednak sprzeciw regionów, w których miały siedziby grupy energetyczne. Było to szczególnie widoczne w przypadku ENERGI, ponieważ grupa była nie tylko płatnikiem podatków, ale działała także pozytywnie na rozwój całego regionu. Później pojawiły się również propozycje konsolidacji kapitałowej, ale nie zostały one ostatecznie wdrożone. W naszej opinii prezentowane założenia fuzji niosły ryzyko, że potencjalne synergie dla poszczególnych grup energetycznych, mogłyby być mniejsze niż efekt ograniczenia konkurencyjności sektora. Ostatecznie temat fuzji został odłożony. Bardziej palącą sprawą stały się problemy sektora górniczego, które zdominowały kolejne miesiące. 3

4 sty 11 mar 11 maj 11 lip 11 wrz 11 lis 11 sty 12 mar 12 maj 12 lip 12 wrz 12 lis 12 sty 13 mar 13 maj 13 lip 13 wrz 13 lis 13 sty 14 mar 14 maj 14 lip 14 wrz 14 lis 14 sty 15 mar 15 maj 15 lip 15 Raport sektorowy Inwestycje energetyki w sektor górniczy PLN/GJ 14 Ceny węgla energetycznego w Polsce Źródło: polskirynekwegla.pl Ze względu na spadające ceny węgla na rynkach światowych, spadające wydobycie oraz rosnący import netto trudna stała się sytuacja polskiego górnictwa. Strata finansowa netto sektora górniczego wyniósł w 2014 r. ok. 2,2 mld PLN. Z czego największa spółka górnicza Kompania Węglowa, która wydobywała 24,2 mln ton węgla z 60,9 mln ton węgla energetycznego wydobytych w 2014 r. wygenerowała na koniec roku 1006 mln straty netto i wykazała ujemne kapitały własne. Dla utrzymania płynności niewystarczające stały się już przedpłaty za węgiel ze strony spółek energetycznych i konieczna stała się restrukturyzacja i dokapitalizowanie. W ramach programu restrukturyzacji KW utworzona ma zostać Nowa KW, w skład której ma wejść łącznie 11 kopalni o lepszych parametrach finansowych z 14 znajdujących się w KW. Pozostałe kopalnie przekazane zostały do Spółki Restrukturyzacji Kopalń. Program naprawczy zakłada wzrost wydobycia, spadek kosztów oraz osiągnięcie rentowności w 2017 r. Kwestia podniesienia kapitału miała zostać rozwiązana początkowo przy udziale grup energetycznych. Łącznie potrzeby kapitałowe Nowej KW w perspektywie 2015 r. oceniane były na ok. 1,5 mld PLN. Wg doniesień prasowych główne inwestycje miały pochodzić od PGE (400 mln PLN) i Energi (300 mln PLN). Ze względu na pogarszającą się sytuacje na rynku energii i sprzeciw grup energetycznych wybrano ostatecznie wariant bez kapitałowego zaangażowania energetyki. Głównym inwestorem finansującym Nową KW miało zostać TF Silesia (rządowy wehikuł inwestycyjny), które z kolei miało zostać dokapitalizowane pakietami akcji spółek publicznych o łącznej wartości 1,4 mld PLN. Ze względu na wysokie prawdopodobieństwo odrzucenia tego wariantu jako niedozwolonej pomocy publicznej przez Komisję Europejską nie został on jednak ostatecznie zrealizowany. Wg informacji Ministerstwa Skarbu Państwa by program pomocy mógł zostać zaakceptowany przez Komisję Europejską konieczny jest udział inwestora prywatnego, w tym kontekście wymienione zostały instytucje finansowe m.in. banki. Powiązanie górnictwa i energetyki może być jednak nadal rozważane w kontekście zbliżających się wyborów parlamentarnych i możliwych zmian politycznych. Odpisy aktualizujące aktywa W II kwartale br. PGE dokonało odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych na sumę 8,8 mld PLN. Spółka jednocześnie dokonała zmiany polityki rachunkowości, zgodnie z metodologią stosowaną obecnie przez większość koncernów energetycznych w ten sposób, że odpis ujmowany jest w pozycji kosztów rodzajowych i nie wpływa na wielkość raportowanej EBITDA. Sytuacja została uwzględniona również w zmianie polityki dywidendy i obecnie podstawą jej wypłaty jest zysk netto skorygowany o odpisy wartości aktywów trwałych. Powodem decyzji PGE były wyniki testów na utratę wartości aktywów, które zostały przeprowadzone przez 4

5 Raport sektorowy Spółkę wg MSR 36. Wg informacji odnośnie testów istotnie zmienione zostały ścieżki cen CO2 oraz cen węgla, w średnim i długim terminie. Powodem tych zmian były wg naszych szacunków tendencje jakie miały miejsce na rynku energii, węgla kamiennego oraz CO2 w ostatnim okresie. W ciągu ostatnich 12 miesięcy ceny terminowe CO2 na lata przesunęły się na krzywej terminowej o ok. 1,5 EUR. Głównym powodem były zmiany legislacyjne dotyczące handlu emisjami wprowadzane przez EU, których zadaniem jest ograniczenie podaży uprawnień (backloading i rynkowa rezerwa stabilizacyjna). Ceny uprawnień na rok 2020, który jest ostatnim okresem ETS III wzrosły z ok 7 EUR w czerwcu 2014r. do ok. 8.6 EUR w lipcu 2015r. Polski indeks cen węgla energetycznego spadł z 10,5 PLN/GJ do 9,3 PLN/GJ w relacji czerwiec 2014/2015 głównie ze względu na wyprzedaż węgla przez grupy górnicze i presje na rynkach światowych. W założeniach testów uwzględniono także regulacje, których nie ma w obecnym systemie prawnym dotyczące wsparcia w postaci rynku mocy zakładanego od 2023 r. oraz dalszego wsparcia dla kogeneracji po roku Ewentualne nieuwzględnienie założeń dotyczących rynków mocy mogłoby wg danych PGE zwiększyć odpisy o 5,2 mld PLN. W pozostałych grupach energetycznych odpisy mogą pojawić się także na koniec roku. Potencjalnie mogą dotyczyć aktywów wytwórczych w Tauronie i ZE PAK. Tauron Na konferencji wynikowej za pierwsze półrocze Zarząd informował o możliwości dokonania odpisu wartości księgowej bloków 220 MW w wysokości ok. 1,2-1,5 mld PLN. Wcześniej w 2013 r. Tauron odpisał już bloki 120MW, a odpis wyniósł 240 mln PLN. W przypadku Taurona bloki te nie pokrywają całości kosztów operacyjnych i obecnie ich rentowne funkcjonowanie oparte jest o przydziały bezpłatnego CO2 oraz operacyjną rezerwę mocy. Decyzja o odpisach ma zostać podjęta w testach przeprowadzanych na koniec 2015 r. i wg naszej opinii jej wynik może być w dużym stopniu zależny od przyjętych założeń dotyczących systemowego wsparcia w postaci rynków mocy. W przypadku Taurona konieczna będzie również zmiana zasad rachunkowości, ponieważ w przypadku zmniejszenia wyniku EBITDA Spółka mogłaby nie spełnić wskaźników zadłużenia zawartych w warunkach emisji obligacji. Dług netto/ebita po półroczu wynosił ENEA Wg informacji przekazanych na konferencji po pierwszym półroczu Zarząd nie oczekuje odpisów w tym roku. Związane jest to z wysoką relatywną sprawnością elektrowni Kozienice, zwłaszcza po uruchomieniu bloku 1075MW. ZE PAK W oparciu o przeprowadzone testy nie stwierdzono konieczności odpisów z tytułu utraty wartości aktywów trwałych. Jednak skala nadwyżki wartości odzyskiwalnej poszczególnych ośrodków wypracowujących przepływy pieniężne były stosunkowo niewielkia w relacji do wartości księgowej aktywów m.in.: dla ZEAPK S.A. wyniosła 81 mln PLN. Dlatego ewentualna zmiana założeń może doprowadzić do powstania konieczności odpisów. ENERGA Spółka dokonała odpisów aktywów wiatrowych o wartości 11 mln PLN. Nie oczekujemy dodatkowych opisów z tytułu utraty wartości aktywów w bieżącym roku. 5

6 Raport sektorowy Wsparcie dla wytwórców energii Budżet i ceny operacyjnej rezerwy mocy 1H2014 2H2014 1H2015 mln PLN cena godzinowa ORM budżet ORM Źródło: PSE, DM PKO BP Jedną z przyczyn niższych cen energii w Polsce było mniejsze efektywne wsparcie z tytułu operacyjnej rezerwy mocy, której budżet w I połowie 2015 r. wyniósł efektywnie 180 mln PLN, czyli o ok. 60 mln mniej niż w I połowie 2014 r. Wg informacji PSE budżet na 2016 r. będzie nie niższy od 400 mln zakładanych na bieżący rok, ale skala podwyżki nie jest jeszcze znana. Oczekiwania energetyki zostały zasygnalizowane na poziomie 750 mln PLN. Od 2016 r. 830 MW wspierane będzie dodatkowo także w ramach rezerwy zimnej. Ewentualne zwiększenie budżetu oprócz zwiększenia bezpośrednich przychodów powinno się pozytywnie przełożyć na ceny energii zakontraktowane na 2016 r. Argumentem energetyki za dodatkowym wsparciem dla wytwórców stały się także ograniczenia w dostawie energii w sierpniu br., które mogą sygnalizować ewentualne konsekwencje braku inwestycji w kolejnych latach. Według wcześniejszych prognoz lata 2015 i 2016 miały być najbardziej napiętym okresem pod względem możliwych deficytów na rynku energii. Znalazło to potwierdzenie w sierpniu br., kiedy zwiększona liczba remontów zbiegła się ze skrajnie niekorzystna sytuacją pogodową, bardzo wysokimi temperaturami, niskim poziomem wody w rzekach oraz minimalną generacją farm wiatrowych na poziomie 100 MW. Dodatkowo nie udało się przywrócić do pracy bloku 858 MW w Bełchatowie. Nieplanowane ubytki mocy wyniosły 2492 MW, przy planowanych na poziomie 4649 MW. Skutkiem były redukcje mocy u dużych odbiorców o mocy umownej ponad 300 KW łącznie na ponad 2000 MW. Wg szacunków niedostarczone zostało odbiorcom 55 GWh energii. Wg prognoz PSE niedobory wymaganej nadwyżki mocy mają mieć miejsce do roku 2018, przy czym najbardziej napięta sytuacja bilansu mocy może pojawić się we wrześniu 2016 r. Po roku 2018 bilans mocy poprawia się ze względu na oddawane inwestycje, ale już po roku 2021 ponownie się pogarsza ze względu na rosnące zużycie energii i zapotrzebowanie na moc. Według prognoz PSE wzrost zapotrzebowania na moc do roku 2025 r. ma wynieść średniorocznie 1,7% w szczycie zimowym i 2% w szczycie letnim. Do roku 2020 zakładane jest oddanie 5817 MW źródeł konwencjonalnych, a wycofanie 3487 MW. Wg szacunków PSE by utrzymać wymagany poziom rezerwy mocy wymagana jest budowa źródeł o mocy 2-2,5 GW. Dlatego w perspektywie kilkuletniej wymagane są nowe inwestycje. Sytuację mogą częściowo poprawić zwiększone zdolności importowe o 2000 MW na granicy z Niemcami i rozwój fotowoltaiki. Powyższe założenia mogą nie obejmować jednak wszystkich ewentualnych kolejnych wycofań związanych z polityką klimatyczną (czynnikami ekonomicznymi oraz wejściem w życie konkluzji BAT), które wg informacji Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie mogą wynieść w skrajnym przypadku 9-10 GW do roku W tym kontekście sektor energetyczny oczekuje wsparcia dla operacyjnej rezerwy mocy w 2016 r. na poziomie 750 mln PLN oraz wprowadzenia w kolejnych latach rynków mocy. Biorąc pod uwagę sytuację polskich grup energetycznych, które zadłużają się realizując bieżące 6

7 Raport sektorowy inwestycje oraz rentowność produkcji energii, bez systemu wsparcia kolejne inwestycje w ryzykowne projekty będą bardzo trudne. Segment dystrybucji Od 2016 r. ma rozpocząć się nowy okres regulacyjny w segmencie dystrybucji. Jego założenia powinny zostać opublikowane w najbliższym czasie. Wg wcześniejszych informacji oprócz wynagradzania aktywów mają zostać także wprowadzone benchmarki jakościowe dotyczące pracy sieci, ale wg naszych oczekiwań ich skala w relacji do stopy zwrotu z aktywów dystrybucyjnych nie powinna być duża. Niewykluczone są także zmiany w formule WACC, które mogą doprowadzić do relatywnie niższych stóp zwrotu w stosunku do obecnego okresu regulacyjnego. Biorąc pod uwagę średnią rentowność obligacji w ostatnim okresie rozliczeniowym oczekujemy spadku WACC w 2016 r. o bp w stosunku do efektywnej stopy zwrotu w 2015 r., na poziomie 6,84%. W naszej opinii obniżony WACC może prowadzić do weryfikacji planów inwestycyjnych spółek dystrybucyjnych w kolejnych latach. W 2015 r. URE zawiesiło także wynagradzanie inwestycji w AMI dodatkową stopą zwrotu. 7.0% Średnia rentowność obligacji 10-letnich (1 października - 31 września) 6.5% 6.0% 5.5% 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% Rentowność 10-letnich obligacji Źródło: Treasury BondSpot Poland, DM PKO BP Średnia roczna rentowność 10-letnich obligacji Segment OZE Od początku 2016 r. wchodzi w życie IV rozdział ustawy o OZE, który likwiduje wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy ponad 5 MW oraz ogranicza wsparcie dla współspalania do 0,5 zielonego certyfikatu. Ze względu na spadek cen zielonych certyfikatów współspalanie zostało faktycznie zawieszone od połowy bieżącego roku. Trwają przygotowania formalne do przeprowadzenia pierwszej aukcji OZE w 2016 r. W lipcu ukazało się rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie maksymalnej ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, która może być sprzedana w drodze aukcji w 2016 r. 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 7

8 Raport sektorowy aukcji mogłoby zostać zakontraktowane ok. 750 MW mocy elektrowni wiatrowych, oraz ok. 280 MW elektrowni biomasowych/biogazowych. Ukazał się także projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie ceny referencyjnej. Dla głównej grupy uczestników aukcji, którymi będą elektrownie wiatrowe określona została ona na poziomie 385 PLN/MWh powyżej wcześniejszych szacunków LCOE na poziomie 360 PLN. Ze względu ma oczekiwaną przez nas podaż mocy wiatrowych na poziomie 1,2-1,4 GW na pierwszej aukcji oczekujemy cen aukcyjnych na poziomie niższym. W przypadku elektrowni biomasowych cena referencyjna została ustalona na poziomie 415 PLN/MWh, również wyższym od szacunków LCOE. Ceny zielonych certyfikatów będących podstawą obecnego systemu wsparcia znalazły się w połowie bieżącego roku na najniższych historycznych poziomach ok. 100 PLN. Szacowane zapasy niesprzedanych certyfikatów wynoszą obecnie ok. 15 TWh w stosunku do szacowanego wymaganego poziomu umorzenia na poziomie ok 17 TWh w 2015 r. i zakładanej przez nas produkcji na poziomie ok. 19 TWh. Sytuacja powinna poprawić się w kolejnych latach ze względu na ograniczenie podaży ze strony dużych elektrowni wodnych i współspalania, oraz zwiększenie popytu ze względu na wzrost współczynnika wymaganej ilości umorzenia świadectw pochodzenia obecnie określony na 14% w 2015 r., 15% w 2016 r. i 20% od 2017 r. Wskaźnik ten może być jednak obniżany przez Ministra Gospodarki. W 2015 r. oczekujemy wzrostu nadwyżki podaży certyfikatów. Relatywnie zrównoważonego bilansu produkcji i umorzenia zielonych certyfikatów oczekujemy w 2016 r. Sytuacja na rynku powinna natomiast zacząć poprawiać się istotnie od 2017 r. przy założeniu utrzymania zapisanego w ustawie obowiązku umorzenia. Oczekujemy, że w takiej sytuacji nadwyżka mogłaby zniknąć w 2019 r. 8

9 Raport sektorowy Struktura produkcji energii z OZE oraz obowiązek umorzenia 25,000 20,000 15,000 14, , ,000 5, / /2015 obowiązek umorzenia fotowoltaika współspalanie biomasy/biogazu elektrownie biomasowe elektrownie biogazowe elektrownie wiatrowe elektrownie wodne źródło: ARE, DM PKO BP 9

10 Raport sektorowy Wolumen i cena zielonych certyfikatów paź 12 gru 12 lut 13 kwi 13 cze 13 sie 13 paź 13 gru 13 lut 14 kwi 14 cze 14 sie 14 paź 14 gru 14 lut 15 kwi 15 cze 15 0 Wolumen (MWh) Źródło: DM PKO BP Średnia ważona cena (PLN/MWh) 10

11 Raport sektorowy Wycena porównawcza Wycena porównawcza spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 28597,6 7,2 7,6 7,6 3,2 3,2 3,1 8,2% 8,1% 8,0% ENGI 34532,3 11,2 11,7 11,7 5,4 5,5 5,3 7,1% 7,2% 7,1% RWE AG 5600,2 4,4 5,1 5,1 2,8 3,0 3,2 10,7% 7,9% 7,0% IBERDROLA 37539,6 16,8 15,7 15,7 9,2 8,6 8,2 4,6% 4,7% 4,9% FORTUM OYJ 1349,5 11,1 15,2 15,2 5,5 7,9 8,5 8,2% 9,3% 7,5% CEZ 9810,2 9,0 9,9 9,9 5,4 5,6 6,0 7,0% 7,9% 6,9% ENEA 1349,5 6,6 7,4 7,4 4,0 3,7 4,0 4,4% 4,3% 4,0% TAURON 1363,2 4,8 5,3 5,3 3,6 3,6 3,8 5,6% 4,5% 3,5% PGE 5896,8 8,7 7,6 7,6 3,2 3,3 3,6 7,2% 6,1% 5,7% ENERGA 1716,3 7,1 8,1 8,1 4,6 4,9 5,2 7,1% 7,8% 7,3% ZE PAK 171,3 6,3 4,7 4,7 3,6 3,4 3,6 4,0% 3,3% 2,9% Średnia 8,5 8,9 8,9 4,6 4,8 5,0 6,7% 6,5% 5,9% ENERGA ENERGA 7,1 8,1 8,1 4,6 4,9 5,2 7,1% 7,8% 7,3% Premia/dyskonto do średniej -15,8% -9,5% -9,5% 0,9% 1,1% 5,3% -5,0% -17,0% -19,1% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 20,2 18,8 18,8 16,9 16,8 16,1 17,9 20,5 21,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 19,2 16,6 19,8 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 18,54 ENEA ENEA 6,6 7,4 7,4 4,0 3,7 4,0 4,4% 4,3% 4,0% Premia/dyskonto do średniej -22,6% -17,0% -17,0% -12,9% -21,9% -18,4% 53,2% 50,7% 48,6% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 16,8 15,7 15,7 14,9 16,6 15,9 8,5 8,6 8,8 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 16,0 15,8 8,6 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 13,49 PGE PGE 8,7 7,6 7,6 3,2 3,3 3,6 7,2% 6,1% 5,7% Premia/dyskonto do średniej 2,2% -15,1% -15,1% -30,2% -30,6% -27,8% -6,5% 6,0% 2,4% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 13,1 15,7 15,7 19,1 19,3 18,5 18,2 16,0 16,6 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 14,9 19,0 16,9 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 16,91 TAURON TAURON 4,8 5,3 5,3 3,6 3,6 3,8 5,6% 4,5% 3,5% Premia/dyskonto do średniej -43,2% -40,8% -40,8% -22,3% -24,1% -22,9% 19,4% 44,8% 67,5% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 5,8 5,6 5,6 4,3 4,4 4,3 2,8 2,3 2,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 5,7 4,3 2,3 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 4,10 ZE PAK ZE PAK 6,3 4,7 4,7 3,6 3,4 3,6 4,0% 3,3% 2,9% Premia/dyskonto do średniej -25,6% -47,9% -47,9% -21,4% -28,9% -27,8% 67,4% 97,5% 103,9% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 19,2 27,4 27,4 18,2 20,1 19,8 8,5 7,2 7,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 24,7 19,4 7,6 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 17,21 CEZ CEZ 9,0 9,9 9,9 5,4 5,6 6,0 7,0% 7,9% 6,9% Premia/dyskonto do średniej 6,4% 10,4% 10,4% 18,2% 17,2% 20,0% -3,8% -18,3% -14,1% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 72,4 69,7 69,7 65,2 65,7 64,2 80,0 94,2 89,6 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 70,6 65,0 88,0 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 74,49 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 11

12 CEZ Bloomberg: CEZ PW Equity, Reuters: CEZ.WA Trzymaj, 75,52 75,36 PLN Podniesiona z: Sprzedaj 29 września 2015 r. Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji CEZ z ceną docelową na poziomie 75,36 PLN (485,20 CZK). CEZ stara się zrównoważyć spadek cen energii poprzez oszczędności i zwiększoną produkcję energii elektrycznej. Ze względu na malejące od 2016 r. nakłady inwestycyjne mimo spadku wyników możliwa będzie kontynuacja obecnej polityki dywidendowej. Istnieje jednak ryzyko dodatkowych nakładów inwestycyjnych na akwizycję aktywów węglowych Vattenfalla i nakładów przygotowawczych na rozwój energetyki jądrowej. CEZ realizuje program, który miał zmniejszyć utratę marży z tytułu spadku cen energii na rynku niemieckim. Jednym z działań jest poprawa efektywności oparta na zredukowaniu kosztów stałych. Oczekiwany efekt w 2015 r. wynosi 1.8 mld CZK. Drugim czynnikiem jest zwiększenie wolumenów w elektrowniach zarówno nuklearnych jak też węglowych. Opóźnienia w uruchomieniu elektrowni Ledvice i przestoje elektrowni jądrowych spowodowały, że plany w 2015 r. udało się wykonać tylko częściowo, ale dzięki temu efekt przełoży się także na 2016 r. Zakładamy dodatkowy pozytywny wpływ związany z uzyskaniem podwójnego zielonego certyfikatu dla farm wiatrowych w Rumunii. W czerwcu br. opublikowana została strategia rozwoju programu energii jądrowej w Czechach. Strategia zakłada budowę dwóch bloków w Dukovanach i Temelinie. Pierwszy blok miałby powstać do 2037 r. Harmonogram obejmuje przetarg na przełomie 2016 r. i 2017 r., wybór dostawcy do 2020 r. oraz rozpoczęcie budowy do 2025 r. Najważniejszą kwestią jest wybór sposobu finansowania tej inwestycji, ponieważ jedną z alternatyw jest jej finansowanie przez CEZ. CEZ zmodyfikował w tym roku politykę dywidendową i obecnie zakłada ona wypłatę 60%- 80% skorygowanego zysku netto. Rok 2015 jest ostatnim okresem podwyższonego capexu (37,9 mld CZK) i jego wielkość w ciągu kolejnego roku znacząco spadnie (28,4 mld CZK w 2016 r. i ok 26 mld w kolejnych latach). Umożliwi to kontynuację polityki dywidendowej także biorąc pod uwagę obniżające się ceny energii na rynku Niemieckim. CEZ uczestniczy w negocjacjach dotyczących kupna niemieckim aktywów Vattenfalla, jednak w naszej opinii inwestycja ta powinna sama się finansować. CEZ stara się o odzyskanie 5,3 mld CZK zwrotu podatku z tytułu CO2 nie wiadomo jednak kiedy może zapaść ostateczne rozstrzygnięcie. Największym ryzykiem dla Spółki jest dalszy spadek cen energii na rynku niemieckim. Ze względu na spadek cen węgla ceny we wrześniu spadły poniżej 30 EUR/MWh. CZK mld P 2016P 2017P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E 7,5 11,9 10,1 14,6 17,2 EV/EBITDA 5,2 5,7 6,3 6,7 7,0 P/BV 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1 EPS 66,70 41,64 49,18 33,98 28,85 DPS 40,00 40,00 34,42 27,18 23,08 FCF CAPEX P - prognozy DM PKO BP Informacje Kurs akcji (PLN) 77,22 Upside -2% Liczba akcji (mn) 537,99 Kapitalizacja (mld PLN) 41,54 Free float 25% Free float (mld PLN) 10,38 Free float (mld USD) 2,74 EV (mld CZK) 428,94 Dług netto (mld CZK) 161,46 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 8% Odcięcie dywidendy Akcjonariusze % Akcji/głosów Czech Rep. State Treasury 69, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Sprzedaj ,10 Sprzedaj ,40 Kurs akcji PX CEZ PX Spółka 1 miesiąc -2,8% -10,2% 3 miesiące -2,1% -10,0% 6 miesięcy -7,8% -87,8% 12 miesięcy -2,0% -88,2% Min 52 tyg. PLN 76,70 Max 52 tyg. PLN 663,00 Średni dzienny obrót mld CZK 0,02 Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

13 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 485,20 CZK (75,36 PLN). Model DCF mln CZK 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< EBIT , , , , , , , , ,2 Stopa podatkowa 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT , , , , , , , , ,4 CAPEX , , , , , , , , ,0 Amortyzacja , , , , , , , , ,6 Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF , , , , , , , , ,0 WACC 5,5% 5,5% 5,4% 5,5% 5,6% 5,6% 5,4% 5,4% 5,4% Współczynnik dyskonta 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,4 1,5 1,5 DFCF 0, , , , , , , , ,8 Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I ,2 Suma DFCF - Faza II ,0 Wartość Firmy (EV) ,2 Dług netto ,0 Rezerwy na skł. urz. jadrowych i poz ,0 Kapitały mniejszości 5 049,0 Wartość godziwa ,2 Liczba akcji (mln szt.) 538,0 Wartość godziwa na akcję na ,2 Cena docelowa za 12 miesięcy (CZK) 485,2 Cena bieżąca 497,2 Dywidenda 34,4 Oczekiwana stopa zwrotu 4,5% 13

14 WACC 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< Stopa wolna od ryzyka 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 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 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% 7,0% Koszt długu 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% Waga kapitału własnego 63,1% 64,5% 62,3% 63,6% 65,3% 67,3% 60,7% 60,7% 60,7% Waga długu 36,9% 35,5% 37,7% 36,4% 34,7% 32,7% 39,3% 39,3% 39,3% WACC 5,5% 5,5% 5,4% 5,5% 5,6% 5,6% 5,4% 5,4% 5,4% Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 485,20 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 4,4% ,9% WACC 5,4% ,9% ,4% Źródło: DM PKO BP CEZ: Kluczowe założenia do wyceny 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej CEZ (EUR/MWh) Cena brunatnego (CZK/GJ) 40,2 41,0 41,8 42,6 Wolumen produkcji energii (TWh) 65,341 70,141 70,141 67,841 Wolumen sprzedaży (TWh) 37,962 37,962 37,962 37,962 Cena uprawnień CO2 (EUR) 6,4 7,5 8,3 8,5 14

15 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2016P 2017P 2018P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Skorygowany zysk (strata) netto Bilans P 2016P 2017P 2018P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania handlowe i pozostałe 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 Dług netto

16 Enea Bloomberg: ENA PW Equity, Reuters: ENAE.WA Kupuj, 15,80 PLN Podtrzymana 29 września 2015 r. Wydajemy rekomendacje kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 15,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENEA realizuje budowę grupy paliwowo energetycznej. Spółka ogłosiła wezwania na kupno LWB Bogdanka, która jest głównym dostawcą węgla. Relatywnie tani węgiel z Bogdanki potencjalnie mógłby po uruchomieniu nowego bloku przekształcić Kozienice w elektrownie o najniższych kosztach zmiennych w Polsce. Argumentem dla inwestorów pozostaje także polityka dywidendowa. ENEA ogłosiła wezwanie na swojego głównego dostawcę węgla LWB Bogdanka. W ostatnich latach Bogdanka dostarczała ok. 3,5 mln ton, co stanowiło ok. 70% zużywanego węgla. Pozostałe 1,5 mln ton węgla dostarczane jest ze Śląska, głownie od KHW. Bogdanka miała także zostać dostawcą ok 2 mln ton węgla dla nowego bloku 1075 MW. Biorąc pod uwagę obecną cenę wezwania, nasze prognozy dla Bogdanki i możliwe do osiągniecia korzyści szacujemy pozytywny efekt potencjalnego przejęcia w wysokości ok. 0,8-1,2 PLN na akcję ENEI. Wg informacji prasowych ENEA ma przeprowadzać także due dilligence Katowickiego Holdingu Węglowego. W naszej opinii zaangażowanie w KHW traktować należy jako opcje w przypadku niepowodzenia kupna Bogdanki. Dodatkowa akwizycja byłaby raczej niekorzystnie postrzegana przez inwestorów bo zmieniałaby ekspozycję Spółki w stronę cen węgla. URE dokonało rozliczenia kwoty korekty końcowej KDT dla Spółki. Rozliczenie całkowitych przychodów z tytułu KDT zamknęło się kwotą 551,6 mln PLN, która jest znacznie wyższa od szacunków Spółki. Oznacza to wzrost wyników operacyjnych w 2015 r. w wysokości 294 mln PLN. Wpływ gotówkowy wyniesie natomiast 443 mln PLN. Wg naszych szacunków dodatkowa gotówka pozwoli ENEI utrzymanie wskaźnika zadłużenia dług netto/ebitda na poziomie ok 2,5 nawet w przypadku kupna pakietu akcji Bogdanki. ENEA zanotuje w tym roku najwyższe nakłady inwestycyjne w wys. 3,5 mld PLN, które spadną znacząco od 2016 r. Jest to związane z harmonogramem budowy nowego bloku 1075 MW w elektrowni Kozienice. Ograniczone nakłady inwestycyjne w kolejnych latach pozwolą na kontynuowanie bieżącej polityki dywidendowej zakładającej wypłatę 30%-60% zysku nieskonsolidowanego. ENEA zaktualizowała strategię na lata Główna zmiana dotyczy zabezpieczenia dostaw paliw dla własnych aktywów wytwórczych oraz zmniejszonych nakładów inwestycyjnych na kogenerację. Nakłady inwestycyjne w latach maja wynieść PLN 17bn (bez zmian). mln PLN P 2016P 2017P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E 9,0 9,1 5,7 9,6 9,9 P/BV 0,6 0,7 0,5 0,4 0,4 EV/EBITDA 3,0 4,0 4,1 5,9 5,5 EPS 1,64 2,06 2,31 1,37 1,33 DPS 0,57 0,47 0,62 0,69 0,41 FCF P - Prognozy DM PKO BP mln PLN Informacje Kurs akcji (PLN) 13,19 Upside 20% Liczba akcji (mn) 441,44 Kapitalizacja (mln PLN) 5 822,63 Free float 49% Free float (mln PLN) 2 823,97 Free float (mln USD) 746,57 EV (mln PLN) 8 692,15 Dług netto (mln PLN) 2 869,52 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 4% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji/głosów Skarb Państwa (S. Treasury) 51, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Kupuj ,50 Kupuj ,20 Kurs akcji Enea WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc 1,0% -2,3% 3 miesiące -11,2% -16,7% 6 miesięcy -12,7% -21,6% 12 miesięcy -15,3% -19,0% Min 52 tyg. PLN 12,59 Max 52 tyg. PLN 18,11 Średni dzienny obrót mln PLN 7,33 Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

17 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 15,8 PLN. Model DCF mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< EBIT 1 348,2 872,3 977, , , , , , ,0 Stopa podatkowa 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% 19,00% NOPLAT 1 092,0 706,5 791,8 973,7 990, , , , ,3 CAPEX , , , , , , , , ,8 Amortyzacja 795,3 816,7 998, , , , , , ,7 Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF ,2-967,2-294,7 358,4 397,1 687,8 844, ,5 786,2 WACC 7,0% 6,6% 6,5% 6,4% 6,4% 6,5% 6,4% 6,4% 6,4% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,21 1,29 1,37 1,46 1,55 1,65 DFCF 0,0-907,0-259,6 296,6 308,9 502,5 579,3 681,4 476,7 Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I 1 678,8 Suma DFCF - Faza II 8 955,1 Wartość Firmy (EV) Dług netto 2 869,5 Kapitały mniejszości 49,6 Zobowiązania wobec pracowników 883,8 Wartość godziwa 6 831,0 Liczba akcji (mln szt.) 441,4 Wartość godziwa na akcję na ,5 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 15,8 Cena bieżąca 13,2 Dywidenda 0,62 Oczekiwana stopa zwrotu 24,7% 17

18 WACC 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< Stopa wolna od ryzyka 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 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 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,8% 1,8% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% Koszt długu 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,3% 4,3% Waga kapitału własnego 67,0% 58,2% 54,0% 53,8% 52,0% 55,0% 52,0% 50,0% 50,0% Waga długu 33,0% 41,8% 46,0% 46,2% 48,0% 45,0% 48,0% 50,0% 50,0% WACC 7,0% 6,6% 6,5% 6,4% 6,4% 6,5% 6,4% 6,4% 6,4% Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 15,83 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 5,4% 15,6 17,9 20,8 24,3 28,9 5,9% 13,8 15,7 18,0 20,9 24,5 WACC 6,4% 12,3 13,9 15,8 18,2 21,0 6,9% 11,0 12,4 14,0 15,9 18,3 7,4% 9,8 11,0 12,4 14,1 16,0 Źródło: DM PKO BP ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 210,0 210,0 210,0 212,1 Wolumen produkcji energii Kozienice(TWh) 11,4 11,5 14,0 18,1 Wolumen sprzedaży (TWh) 13,9 13,5 13,5 13,5 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,0 8,5 8,3 8,5 18

19 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2016P 2017P 2018P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Skorygowany zysk (strata) netto Bilans P 2016P 2017P 2018P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 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 Dług netto

20 Energa Bloomberg: ENG PW Equity, Reuters: ENGP.WA Kupuj, 19,00 PLN Podniesiona z: Trzymaj 29 września 2015 r. Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji ENERGA z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 19,0 PLN Spółka znajdzie się w przyszłym roku pod wpływem niekorzystnych czynników w postaci niższego WACC w segmencie dystrybucji oraz cofnięcia wsparcia dla elektrowni wodnej we Włocławku. Spadek wyników zbiegnie się w naszej opinii z mniejszymi nakładami inwestycyjnymi w kolejnych latach i nie zmieni możliwości kontynuacji obecnej polityki dywidendowej. Od początku 2016 r. wchodzi w życie IV rozdział ustawy o OZE, który likwiduje wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy ponad 5 MW. W przypadku ENERGI dotyczy to głównie elektrowni wodnej we Włocławku, która generowała zdecydowaną większość przychodów z tytułu zielonych certyfikatów. W kolejnych latach negatywny wpływ braku uprawnień może być częściowo skompensowany przez oczekiwany wzrost ceny zielonych certyfikatów. Istotnym kosztem dla ENERGI jest obowiązek odbioru energii z instalacji OZE. Wg szacunków w I półroczu br. koszt ten wyniósł ok 130 mln PLN. Nowa ustawa nakłada na wytwórców energii z OZE obowiązek okresowej deklaracji sprzedaży energii do sprzedawcy zobowiązanego co wyeliminuje obecne zjawisko sprzedaży koniunkturalnej i pozytywnie przełoży się na wyniki. Od przyszłego roku rozpoczyna się nowy okres regulacyjny w dystrybucji. Wg wcześniejszych informacji oprócz WRA wynagradzane mają zostać także elementy jakościowe. Nie oczekujemy jednak istotnego wpływu tego elementu na wyniki segmentu. Ze względu na spadek rentowności obligacji oczekujemy spadku efektywnej stawki WACC w 2016 r. o ok bp. Ze względu na zakończenie obecnego systemu wsparcia dla OZE oczekujemy także spadku przychodów z tytułu opłat przyłączeniowych. W czasie negocjacji w sprawie inwestycji w Nową KW, Energa wymieniana była jako jeden z podmiotów, który miałby zaangażować się w ten projekt. Wymieniane były zarówno inwestycje gotówkowe jak również aporty w postaci udziałów w elektrowni Ostrołęka. Pojawiały się także informacje prasowe o możliwości reaktywacji projektu Ostrołęka C. W obecnej sytuacji rynkowej uruchomienie projektu miałoby sens jedynie w przypadku realizacji w ramach systemu wsparcia. mln PLN P 2016P 2017P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E 48,8 9,0 9,3 12,4 12,0 P/BV 4,6 1,0 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA 4,8 5,5 5,0 5,7 5,7 EPS 1,85 2,37 1,84 1,37 1,41 DPS 0,97 1,44 1,24 1,27 1,30 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP mln PLN Informacje Kurs akcji (PLN) 17,00 Upside 12% Liczba akcji (mn) 414,07 Kapitalizacja (mln PLN) 7 039,14 Free float 48% Free float (mln PLN) 3 412,58 Free float (mln USD) 902,18 EV (mln PLN) ,85 Dług netto (mln PLN) 3 582,71 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 8% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji/głosów Skarb Państwa (St. Treasury) 51, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Trzymaj ,80 Kupuj ,80 Kurs akcji Energa WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc 1,0% -7,9% 3 miesiące -11,2% -27,0% 6 miesięcy -12,7% -32,3% 12 miesięcy -15,3% -27,3% Min 52 tyg. PLN 16,89 Max 52 tyg. PLN 27,00 Średni dzienny obrót mln PLN 9,59 Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

21 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 19,0 PLN. Model DCF mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< EBIT 1 219, , , , , , , , ,4 Stopa podatkowa 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% NOPLAT 914,5 753,4 776,6 852,1 850, ,3 958, ,1 995,5 CAPEX , , , , , , , , ,9 Amortyzacja 907,7 929,5 950,1 962,9 987, , , , ,7 Zmiany w kapitale obrotowym 33,1-99,3 1,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF 216,3 408,4 508,2 590,1 576,4 709,9 633,5 676,1 690,4 WACC 6,6% 6,5% 6,5% 6,4% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,13 1,21 1,28 1,36 1,44 1,53 1,62 DFCF 0,0 383,5 448,2 489,0 450,5 523,3 440,4 443,2 426,8 Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I 3 604,8 Suma DFCF - Faza II 8 552,5 Wartość Firmy (EV) ,3 Dług netto 3 582,7 Udział niekontrolujący 37,9 Zobowiązania wobec pracowników 646,8 Wartość godziwa 7 889,9 Liczba akcji (mln szt.) 414,1 Wartość godziwa na akcję na ,1 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 19,0 Cena bieżąca 17,0 Dywidenda 1,25 Oczekiwana stopa zwrotu 18,9% 21

22 WACC 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< Stopa wolna od ryzyka 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 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 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% Koszt kapitału własnego 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% Koszt długu 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% Waga kapitału własnego 66,3% 63,8% 62,6% 61,8% 53,8% 53,8% 53,8% 53,8% 53,8% Waga długu 33,7% 36,2% 37,4% 38,2% 46,2% 46,2% 46,2% 46,2% 46,2% WACC 6,6% 6,5% 6,5% 6,4% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 18,96 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 5,0% 18,7 21,2 24,4 28,4 33,7 5,5% 16,8 18,8 21,4 24,5 28,5 WACC 6,0% 15,1 16,9 19,0 21,5 24,6 6,5% 13,8 15,2 17,0 19,1 21,6 7,0% 12,6 13,8 15,3 17,1 19,2 Źródło: DM PKO BP ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 252,9 257,9 263,1 268,4 Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) 2,7 2,9 2,9 2,9 Wolumen sprzedazy doklientów końcowych (TWh) 19,2 19,6 19,9 20,3 WACC dla RAB 6,8% 5,3% 5,8% 6,0% Żródło:prognozy DM PKO BP 22

23 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2016P 2017P 2018P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Skorygowany zysk (strata) netto Bilans P 2016P 2017P 2018P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania handlowe i pozostałe 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 Dług netto