Polska Energetyka. Sektor energetyczny RAPORT

Transkrypt

1 RAPORT Polska Energetyka ENEA Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 14,6 Cena bieżąca (PLN) 15,29 Stopa dywidendy 3,0% Potencjał wzrostu -1,4% Kapitalizacja (mln PLN) 6750 Free float 29% Bloomberg ENA PW Reuters ENAE.WA PGE Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 17,0 Cena bieżąca (PLN) 17,82 Stopa dywidendy 6,4% Potencjał wzrostu 1,5% Kapitalizacja (mln PLN) Free float 37% Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Tauron Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 4,2 Cena bieżąca (PLN) 4,59 Stopa dywidendy 3,1% Potencjał wzrostu -4,4% Kapitalizacja (mln PLN) 8044 Free float 60% Bloomberg TPE PW Reuters TPE.WA Wydajemy rekomendacje trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową 17,00 PLN, trzymaj dla akcji Tauron z ceną 4,20 PLN oraz trzymaj dla akcji ENEA z ceną 14,60. Uwzględniając wypłacane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w horyzoncie 12 miesięcznym wynoszą odpowiednio 2% dla PGE, oraz -2% dla ENEI i 5% dla Taurona. Obniżamy wyceny dla spółek sektora energetycznego ze względu na znaczny spadek cen terminowych energii jaki miał miejsce na polskim rynku w II połowie 2012 r. Przy obecnym poziomie ceny BASE na 2013 r. wynoszącym 190 PLN/ MWh oznacza to także, że spółki wzięły na siebie praktycznie w całości koszty CO2. Szansą na poprawę sytuacji wydaje się tylko wzrost popytu, do którego konieczne jest jednak ożywienie gospodarcze. Indykatywne ceny na 2014 rok nie wskazują na poprawę sytuacji w najbliższym czasie. W najbliższym okresie spółki czeka prawdopodobna modyfikacja programów inwestycyjnych, ze względu na niższe przepływy pieniężne oraz harmonizację z rządowym programem inwestycji w energetyce. Obecnie najbardziej atrakcyjną spółką w sektorze wydaje się nam PGE ze względu na relatywnie niskie potrzeby inwestycyjne i możliwość wypłaty dywidendy. PGE jest notowane na poziomie EV/EBITDA 4,1 i 6,0 oraz P/E 7,8 i 12,3 na lata 2012/2013. Mimo niesprzyjających warunków ekonomicznych PGE będzie prawdopodobnie realizować inwestycje w Opolu. Pomimo tego poziom wydatków inwestycyjnych w stosunku do generowanych przez spółkę przepływów pieniężnych będzie najniższy ze wszystkich spółek energetycznych. Oznacza to możliwość przeznaczenia co najmniej 50% zysków na wypłatę dywidendy. Spadek marży w segmencie energetyki konwencjonalnej połączony z wydatkami na CO2, które już w 2013 r., mogą być bliskie 1 mld PLN powinien przyspieszyć realizację programu optymalizacji kosztów. W kolejnych latach PGE powinno być głównym podmiotem rządowych programów inwestycyjnych w gaz łupkowy i atomowego. Enea jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,1 i 5,9 oraz P/E 9,9 i 12,1 na lata 2012/2013. ENEA jako pierwsza rozpocznie realizację dużej inwestycji jaką jest blok 1075 MW w Kozienicach. Mimo niskich kosztów zmiennych blok ten będzie musiał konkurować z blokiem gazowym w Puławach, który będzie wspierany dodatkowo przez produkcję ciepła. Spółka zabezpieczyła już finansowanie inwestycji poprzez 10 letni gwarantowany program emisji obligacji o wartości 4 mld PLN. Zmianie uległ program prywatyzacji spółki. Wg ostatnich wypowiedzi ze strony Ministerstwa Skarbu w ciągu najbliższych 3-4 lat nie jest planowana sprzedaż akcji spółki do inwestora strategicznego. Tauron jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,1 i 5,5 oraz P/E 6,4 i 10,5 na lata 2012/2013. Mimo relatywnie największego udziału dystrybucji w strukturze zysków Tauron odczuje spadek cen energii poprzez znaczący spadek przepływów pieniężnych pozostających do dyspozycji spółki. Zyski z segmentu dystrybucji nie zastąpią w rachunku przepływów pieniężnych KDT-ów i zielonych certyfikatów ponieważ zdecydowana ich większość musi być reinwestowana. Biorąc pod uwagę rosnące koszty obsługi zadłużenia oznaczać to może modyfikację programu inwestycyjnego i wielkości wypłacanych dywidend lub większy udział w projektach partnerów strategicznych. Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

2 Ceny energii Rynek energii w Polsce w 2012 r. Krajowe zużycie energii brutto GWh Źródło: PSE Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. -wrzesień 2012 r.) PLN/MWh Źródło: TGE Mies. kurs BASE (PLN/MWh) BASE_Y-12 BASE_Y-13 Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) PEAK5_Y-12 PEAK5_Y-13 Rok 2012 jest trudny dla wytwórców energii. Popyt krajowy ze względu na odczuwalne spowolnienie gospodarcze jest relatywnie słaby. Wzrost zużycia energii liczony od początku roku do końca sierpnia wyniósł 0,2% (porównywalnie 2,3% w 2011 r.), a w kilku miesiącach zanotowania nawet ujemne dynamiki. Ze względu na gorsze saldo eksportu netto, które spadło z 3,4 TWh do 1,9 TWh krajowa produkcja energii wykazuje w analogicznym okresie ujemną dynamikę na poziomie 1,2%. Niekorzystna sytuacja popytowa wsparta przez napływ energii o niskim koszcie zmiennym z elektrowni wiatrowych (wzrost produkcji o ok. 0,9 TWh), oraz z nowego bloku w Bełchatowie (szacunkowo ponad 2 TWh) sprzyjała spadkom cen energii w ostatnich miesiącach, które w 2012 r. nie objęły tylko 2

3 pasma na rynku SPOT, ale przeniosły się także na rynek terminowy. Ceny BASE na 2013 r. spadły z ponad 210/MWh PLN w styczniu do 190 MWh we wrześniu i październiku. Sytuacja producentów jest także trudna ze względu na fakt, że kontraktacja na następny rok jest na relatywnie niskim poziomie (suma transakcji terminowych na TGE i POEE wyniosła do końca sierpnia 47 TWh, wobec 62 TWh w 2011 r.) co zwiększa ryzyko, że 2013 rok może być nisko zakontraktowany. Prognozy średnioterminowe są dla producentów energii bardziej optymistyczne. Przeciągają się procedury przetargowe na nowe bloki, z których zakończono tylko przetargi na budowę bloku CCGT w elektrowni Stalowa Wola oraz bloku 1075 MW w elektrowni Kozienice. Oznacza to, że przyrost nowych mocy w elektrowniach konwencjonalnych nastąpi w większym zakresie dopiero od 2018 r. Do 2015 r. wg szacunków operatora powinno pojawić się natomiast ok. 1,7 GW mocy w elektrowniach wiatrowych. Wejście w życie nowej ustawy o OZE może wywołać także rozwój fotowoltaiki, która była do tej pory nieopłacalna. W międzyczasie ze względów na dyrektywę IED zostaną wyłączone starsze bloki, a łączny ubytek mocy w systemie do 2015 r., ma wynieść ok. 1,5 GW, a w latach ,7 TWh. Poprawę bilansu po 2015 r. mogą dodatkowo zapewnić nowe planowane przez PSE operator połączenia transgraniczne z Ukrainą i Białorusią, gdzie odpowiednio w 2015 r., i w 2018 r. powinny rozpocząć pracę cztery nowe bloki w elektrowniach atomowych o mocy ok. 1,2 GW każdy. URE i PSE Operator szacują, że najbardziej napięte pod względem braków energii mogą być lata kiedy może wystąpić luka szczytowa wielkości ok. 500 MW. Prognozy wzrostu zużycia energii do 2025 r. przygotowywane przez MG i PSE Operatora wahają się od ponad 1% do ponad 2%. Doraźnymi metodami wyjścia z sytuacji będą przetargi na moce szczytowe i megawaty, czyli powstrzymywanie się przez dużych odbiorców od konsumpcji energii. Przy okazji dyskusji na temat węzłowego modelu sieci mówi się także o wprowadzeniu obowiązku rezerwacji mocy, który miałby wspierać nowe inwestycje i mógłby mieć pozytywny wpływ na rentowności elektrowni. Ceny węgla Od początku 2012 r. narastała dalsza presja na ceny węgla w portach ARA. Obecnie ceny te spadły do ok. 90 USD za tonę, czyli nawet uwzględniając koszty transportu są porównywalne do ceny węgla śląskiego (w PLN/GJ). Podobnie wygląda sytuacja z węglem rosyjskim, który kosztuje na granicy ok. 280 PLN za tonę. Spadki produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym oznaczają spadek zapotrzebowania na węgiel w energetyce. Od początku roku do końca trzeciego kwartału w elektrowniach na węglu kamiennym wyprodukowano 5 TWh mniej energii niż w 2011 r. oznacza to spadek zapotrzebowania na węgiel o ok. 2 mln ton. Rosną zapasy węgla na zwałach, które wynoszą obecnie ok. 6 mln ton. Wraz ze spadkiem cen energii powoduje to presję na ceny węgla dla energetyki, mimo faktu, że na 2013 r. znaczne wolumeny węgla śląskiego są objęte długoterminowymi umowami indeksowanymi do inflacji i PPI. Wg oczekiwań branży w 2013 r. możliwy jest niewielki spadek cen węgla. 3

4 Ceny węgla PLN/GJ Elektrownie na węglu kamiennym Bogdanka Elektrownie na węglu brunatnym ARA Żródło: Bloomberg, DM PKO, ARE Przydział bezpłatnych uprawnień. W lipcu KE wydała decyzję odnośnie polskiego wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji CO2. KE potwierdziła ogólną wielkość uprawnień dla Polski na poziomie ok. 404 mln bezpłatnych uprawnień łącznie na lata Na 141 instalacji wytwarzających energię przed 31 grudnia 2008 r. i 31 instalacji, których proces budowy został przed tym terminem fizycznie rozpoczęty jedynie w przypadku kilku mniejszych instalacji Komisja zakwestionowała zasadność przydziału uprawnień. W grupie Tauron były to Elektrociepłownia Bielsko-Biała EC1, w PGE Elektrociepłownie Gorzów i Rzeszów. Wszystkie te instalacje stanowią jednak jedynie nieznaczny ułamek przydziału dla grup energetycznych. Innego rodzaju problemem dla grup energetycznych może być fakt, że KE nie uwzględniła w Krajowym Planie Inwestycyjnym nowych inwestycji, które uzyskały uprawnienia z tytułu rozpoczęcia inwestycji przed 31 grudnia 2008 r. Komisja argumentowała, że instalacje te stanowią nowe moce, ale nie stanowią ich modernizacji. W przypadku Taurona, z planu usunięto m. in: elektrownię Łagisza II i nowy blok w elektrowni Jaworzno. W przypadku PGE usunięto nowe bloki w elektrowni Opole i Turów, a w grupie ENEA budowę bloku 11 w Kozienicach. Biorąc pod uwagę wielkość przydziału bezpłatnych uprawnień dla grup giełdowych nie powinny one mieć problemu z pokryciem inwestycjami bezpłatnych uprawnień. W dużym stopniu decyduje o tym fakt, że PGE i ENEA złożyły do KPI także inwestycje w segmencie dystrybucji, a Tauron chce inwestycje w sieci dystrybucyjne włączyć do korekty planu. Warto dodać, że każde uprawnienie przydzielone w latach wymaga inwestycji na poziomie 14,5 EUR, a od roku 2015 już 20 EUR. Od 2013 r. istotnie wzrosną także przychody budżetu z praw do emisji CO2 sprzedawanych przez polski rząd na aukcjach. W projekcie założeń projektu ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji oczekiwane przychody z tego tytułu wynoszą w 2013 r. 2,84 mld, a w 2016 już 4 mld PLN. 4

5 Nowa ustawa o OZE oraz wsparcie dla kogeneracji. 26 lipca została zaprezentowana nowa ustawa o OZE w wersji przygotowanej przez Ministerstwo Gospodarki. Nie była ona dla rynku zaskoczeniem ponieważ zawierała większość zapisów, które zostały przedstawione w prezentacji Ministerstwa z maja br. Projekt nowej ustawy uwzględnia większość wcześniejszych postulatów zgłaszanych przez OZE, natomiast nie zmienia zasad wsparcia dla współspalania biomasy, które oznaczają praktycznie wyeliminowanie tej działalności z rynku w ciągu dwóch najbliższych lat. Wspołczynniki wsparcia w projekcie ustawy o OZE Źródło: MG Jedynym nowym punktem, który pojawił się w stosunku do wersji z maja budzącym kontrowersje branźy energii odnawialnej jest paragraf 41 punkt 3, który mówi, że w przypadku sprzedaży energii po cenie wyższej od ceny zakupu określonej w ustawie (w 2013r. miało to być 198,9 PLN/MWh, w kolejnych latach indeksowane o inflację, ale nie więcej niż średnia cena sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim) nie przysługiwałoby wsparcie w postaci certyfikatów. Ustawa w obecnej wersji praktycznie eliminuje współspalanie biomasy z rynku. Dla nowych instalacji wsparcie w postaci współczynnika 0,3, przy wzroście ilości biomasy rolnej do 60% w 2013 r. jest niewystarczające, a obecne instalacje, które rozpoczęły działalność w większości w latach 2007/2008 będą wspierane tylko przez pięć lat od chwili otrzymania pierwszych certyfikatów. W 2011 r. współspalanie odpowiadało za ponad 50% energii sprzedawanej do odbiorców końcowych pochodzącej z OZE, inne to wiatr, elektrownie wodne, spalanie czyste biomasy. Nawet wejście nowych form OZE jak fotowoltaika, czy wiatr na morzu, może nie wystarczyć by 19% energii pochodziło z OZE w 2020 r. Dodatkowo spadki marży na produkcji z węgla mogą się okazać niewystarczające by sfinansować duże inwestycje w energetyce. Dlatego prawdopodobne jest by uwagi elektrowni węglowych znalazły odbicie w przedłużeniu wsparcia na dotychczasowych zasadach do r. 5

6 Obecnie istnieje znaczne opóźnienie w stosunku do pierwotnych planów wejścia ustawy o OZE w życie od 2013 r. Ustawa znajduje się w Komitecie do Spraw Europejskich Rady Ministrów i wg wypowiedzi Ministerstwa Gospodarki powinna do końca października trafić do Rady Ministrów, a następnie do końca roku do Sejmu. Oddala to okres wejścia ustawy w życie na II połowę 2013 r. 18 października zostało podpisane nowe rozporządzenie Ministra Gospodarki w w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Rozporządzenie to powinno zmienić obecną sytuację na rynku praw majątkowych z tytułu energii wytwarzanej w OZE (zielonych certyfikatów), na którym nastąpił znaczny spadek cen (notowania na przełomie września i października na poziomie ok. 230 PLN, czyli znacząco poniżej opłaty zastępczej wynoszącej w 2012 r. 286,74 PLN/MWh). Spadek cen jest w głównym stopniu wynikiem nadpodaży na rynku praw majątkowych. Rozporządzenie zwiększa udział energii zielonej w energii sprzedawanej do odbiorców końcowych z 10,9% w 2013 r. do 12% oraz z 12,9% do 16% w 2017r.i 20% w 2021 r. Zmienione zostały także parametry spalanej biomasy. Wycofano możliwość spalania drewna pełnowartościowego oraz zwiększono dozwolony udział biomasy leśnej z 30% do 40% w 2013 r. oraz z 0% w 2015 r. do 20%. Z punktu widzenia branży energetycznej najbardziej istotne są jednak zmiany rozporządzenia dotyczące bloków biomasowych przedłużające możliwość spalania 80% biomasy leśnej, w całym okresie użytkowania dla bloków oddanych do końca 2015 r. Daje to grupom energetycznym czas na podjęcie odpowiednich decyzji inwestycyjnych, odnośnie przekształcenia istniejących bloków na bloki biomasowe, co ma istotne znaczenie przy mniejszej rentowności współspalania jakie wprowadza nowa ustawa o OZE. Takie plany wyrażały wcześniej m.in.: PGE i ENEA. Udział energii z OZE w żużyciu energii przez odbiorców końcowych 25% 20% 15% 10% 5% 0% Źródło: MG Rozporządzenie obowiązujące Nowe rozporządzenie 6

7 Udział biomasy rolnej w biomasie ogółem 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Źródło: MG Rozporządzenie obowiązujące Nowe rozporządzenie Wraz z nową ustawa prawo energetyczne ma zostać zaprezentowane także nowe rozporządzenie dotyczące kogeneracji, co ma dla branży szczególne znaczenie ponieważ obecne rozporządzenie regulujące wymagania co do udziału energii z kogeneracji gazowej (żółte certyfikaty) i kogeneracji (czerwone certyfikaty ) określa udziały w stosunku do energii sprzedanej do odbiorców końcowych tylko w 2012 r. Kształt rozporządzenia ma być ujawniony w ciągu najbliższych tygodni. Wg opinii branży wsparcie dla kogeneracji powinno zostać utrzymane co najmniej do 2020 r. Plany budowy mocy szczytowych Wg informacji prasowych PSE Operator szuka rozwiązań alternatywnych do budowy dwóch bloków szczytowych-gazowych o mocy MW każdy, które miałyby pracować po ok. 200 godzin rocznie. Zamiast tego Operator miałby pokrywać koszty dalszego utrzymania bloków przez kolejne 3-5 lat, które miały zostać wyłączone w 2015 r. Ze spółek giełdowych informacja ta może dotyczyć Taurona, który w latach r. ma wycofać ok. 1 GW mocy. Budowa nowych bloków Znaczny spadek cen energii na rynku terminowym jaki nastąpił w ciągu ostatnich kilku miesięcy przyczynił się do postawienia pod znakiem zapytania planów inwestycyjnych odnośnie budowy nowych bloków. Z listy ponad 30 inwestycji, którym przyznano bezpłatne uprawnienia CO2 z tytułu rozpoczęcia działalności przed końcem 2008 r., realizowanych będzie zaledwie kilkanaście z czego jedynie 9 większych inwestycji, w tym tylko jedna przez spółkę bez udziału Skarbu Państwa. Znalazło to również odzwierciedlenie w wypowiedziach przedstawicieli rządu. Inwestycje te staną się jednym z filarów rządowego programu pobudzenia gospodarki. Do bloków, które będą realizowane nalezą bloki na węglu kamiennym w Kozienicach (ENEA), Opolu (PGE), Jaworznie (Tauron), Rybniku (EDF), blok na węglu brunatnym w Turowie (PGE) oraz bloki gazowe w Puławach (PGE/Puławy), Blachowni (Tauron/KGHM), Stalowej Woli (Tauron/PGNiG) i Włocławku (PKN). W dłuższym terminie jest to informacja pozytywna dla sektora, gdyż ogranicza ryzyko znacznej nadpodaży energii 7

8 w kolejnych latach. Jedynymi inwestycjami, na jakie udało się obecnie rozstrzygnąć przetargi i nie ma problemów prawnych z rozpoczęciem budowy to blok CCGT w Stalowej Woli oraz blok węglowy w Kozienicach. Pomimo pozytywnego dla PGE rozstrzygnięcia w NSA kwestii uwarunkowań środowiskowych dla nowych bloków w elektrowni Opole spór sądowy wciąż nie został zamknięty. Na blok w Jaworznie najtańszą ofertę złożyło konsorcjum chińskich spółek CNEEC/COVEC (4,9 mld PLN) a cena jest w tym przetargu najistotniejszym kryterium i jej waga wynosi 74%, na pozostałe inwestycje z listy strategicznej przetargi będą rozstrzygane dopiero w 2013 r. Porozumienie w sprawie budowy elektrowni atomowej. We wrześniu PGE, Tauron, KGHM i ENEA podpisały list intencyjny w sprawie budowy elektrowni atomowej. Rolę wiodącą w projekcie pełnić będzie PGE i docelowo zachowa pakiet kontrolny w inwestycji. Pozostałe spółki nabędą docelowo część udziałów w PGE EJ1, spółce, która będzie realizować projekt jądrowy. Zwrócą także proporcjonalnie część nakładów inwestycyjnych, jakie spółka PGE poczyniła do tej pory. Taka współpraca jest korzystna dla wszystkich uczestników ponieważ daje możliwość inwestycji w energetykę jądrową bez konieczności rozwijania własnych projektów, które raczej przekraczałyby możliwości pojedynczych uczestników. Daje również większą pozycję negocjacyjną w sprawie gwarancji rządowych dla projektu, który biorąc pod uwagę obecne ceny energii i CO2 mógłby nie gwarantować odpowiedniej stopy zwrotu. Obecnie trwają przygotowania do zintegrowanego przetargu na budowę i finansowanie elektrowni, który ma odbyć się w 2013 r. W ramach przygotowań PGE EJ spotyka się z zainteresowanymi podmiotami. Wg ostatnich wypowiedzi przedstawicieli rządu i PGE wynika, że projekt jądrowy będzie realizowany mimo planów zaangażowania dużych środków w wydobycie gazu łupkowego. Ostateczna decyzja powinna zapaść na przełomie 2014/2015 roku, co powinno dać lepszy obraz sytuacji w zakresie skali możliwości pozyskiwania gazu łupkowego. Plany prywatyzacyjne sektora Wg wypowiedzi Ministerstwa Skarbu zmieniło się podejście do planów prywatyzacyjnych sektora. Z nowych spółek w 2013 r. na giełdę ma trafić pakiet Energi, natomiast zmieniła się strategia prywatyzacyjna odnośnie ENEI, która obecnie realizuje projekt Kozienicki i nie jest przeznaczona do prywatyzacji przez sprzedaż do inwestora strategicznego. 8

9 Propozycje UE w zakresie ograniczenia nadwyżki praw CO2 w latach r. Propozycje zmian w aukcjach CO2 Zmiana w aukcjach profil czasowy Razem Duża zmiana Średnia zmiana Mała zmiana Zmieniony profil czasowy Razem Obecny profil aukcyjny Duża zmiana Średnia zmiana Mała zmiana Żródło KE Komisja Europejska konsekwentnie podejmuje działania w celu podniesienia cen uprawnień CO2, tak by generowały sygnały cenowe dla inwestycji w OZE. W listopadzie KE przedstawi zarówno projekt strukturalnych środków w tym zakresie prawdopodobnie takich jak trwałe usunięcie części pozwoleń na emisję i zwiększenie celu redukcji do 2020 r. do 30% oraz projekt doraźny polegający na przesunięciu części praw z aukcji w latach na lata Ze względu na nadwyżki uprawnień do emisji powstałe w II fazie ETS w wyniku spowolnienia gospodarczego (niższe od zakładanych emisje), oraz podaż EUA z programu NER 300 i zamiany jednostek CER i ERU łączna nadwyżka uprawnień może w ciągu trzeciego okresu ETS utrzymywać się na poziomie zbliżonym do 2 mld praw, czyli niewiele niższym niż roczny limit emisji. Nadwyżka ta byłaby skonsumowana dopiero po roku 2020 przy założeniu, że obecna polityka środowiskowa UE się nie zmieni. Aby ograniczyć towarzyszący nadwyżce efekt niskich cen w pierwszych latach trwania ETS III Komisja zaproponowała obniżenie wielkości praw sprzedawanych na aukcjach w trzech pierwszych latach (2013=2015) w trzech wariantach odpowiednio o 1200 mln, 900 mln i 400 mln praw rocznie i proporcjonalne zwiększenie ilości na aukcjach w kolejnych latach. Efektem, który zostałby uzyskany byłyby bardziej zrównoważone ceny CO2 w całym okresie oraz wyraźniejsze sygnały cenowe dla inwestycji w energie odnawialną i nisko-emisyjne aktywa. Decyzja o wyborze konkretnego wariantu przesunięcia przydziału uprawnień ma zostać podjęta przez Komisję Europejską 14 listopada br. Głosowanie nad propozycją w Komitecie ds. Zmian Klimatycznych miałoby odbyć się w grudniu. Projektowi sprzeciwia się Polska, nie zostanie on także prawdopodobnie poparty przez Niemcy i Holandię, natomiast za jego wdrożeniem opowiadają się Dania, Francja i Wielka Brytania. Kolejnym etapem regulacji aukcji może być proponowana przez KE zmiana w dyrektywie ETS, która upoważni KE do zmiany harmonogramu aukcji, gdy uzna to za stosowne z punktu widzenia funkcjonowania EU ETS. Głosowanie nad zmianą w Parlamencie Europejskim może odbyć się w kwietniu 2013 r. Wejście spółek telekomunikacyjnych w obszar sprzedaży energii Netia rozpoczyna program sprzedaży energii w taryfie C. Oferta jest przygotowana wraz z RWE Polska i będzie skierowana do małych i średnich firm. Klientom zostaną zaoferowane niższe ceny energii o ok. 15% oraz stałe ceny do 2014 roku. Dostaną oni także jeden miesiąc usług telekomunikacyjnych gratis. Produkt oferowany będzie poza Warszawą, na terenie której RWE jest sprzedawcą z urzędu. 9

10 Taryfa C była do tej pory źródłem największych zysków firm sprzedających energię. Wejście w segment sprzedaży energii telekomów, których oferta może zostać skierowana do dużej liczby klientów może potencjalnie wywierać istotny wpływ na marże. Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym w kraju wg odbiorców (bez Ec przemysłowych i Ec niezależnych) , H H H H2012 Odbiorcy na WN Odbiorcy SN Odbiorcy na nn (grupa C) Gosp. Domowe i rolne Umowy sprzedaży Umowy kompleksowe Źródło: ARE 10

11 RAPORT PGE Sektor energetyczny Dane podstawowe 20,2 18,6 17 Trzymaj Cena bieżąca (PLN) 17,82 Cena docelowa (PLN) 17,0 Min 52 tyg (PLN) 15,57 Max 52 tyg (PLN) 19,78 Kapitalizacja (tys PLN) EV (tys PLN) Liczba akcji (tys szt.) Free float 37,0% Free float (tys PLN) Śr. obrót/dzień (tys PLN) Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc -5,8% -0,9% 3 miesiące 4,3% 9,8% 6 miesięcy 4,2% 8,3% 12 miesięcy -6,1% 6,1% Akcjonariat PGE % akcji i głosów Skarb Państwa 61,9% 61,9% Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj ,60 Kupuj ,20 Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 17,0 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem wypłaty dywidendy tym okresie wynosi 2%. PGE jako największy producent energii zostanie dotknięty spadkiem marży z tytułu produkcji energii w wysokości ok. 60 mln PLN, na każdą złotówkę spadku ceny prądu. Dodatkowo PGE już w 2013 r. będzie musiało dokupić ok. 30 mln praw do emisji CO2, co oznacza dodatkowy spadek marży o 1 mld PLN. PGE zrezygnował z dalszych starań o kupno ENERGI, co może oznaczać możliwość dystrybucji do inwestorów w postaci dywidendy co najmniej 50% zysku netto w kolejnych latach. Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na 17,0 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem wypłaty dywidendy tym okresie wynosi 2%. PGE jako największy producent energii zostanie dotknięty spadkiem marży z tytułu produkcji energii w wysokości ok. 60 mln PLN, na każdą złotówkę spadku ceny prądu. Dodatkowo PGE już w 2013 r. będzie musiało dokupić ok. 30 mln praw do emisji CO2, co oznacza dodatkowy spadek marży o 1 mld PLN. PGE zrezygnował z dalszych starań o kupno ENERGI, co może oznaczać możliwość dystrybucji do inwestorów w postaci dywidendy co najmniej 50% zysku netto w kolejnych latach. Program inwestycyjny PGE zostanie prawdopodobnie zmodyfikowany zgodnie ze strategią rządową. Oczekujemy, że spółka w znacznie większym stopniu zaangażuje się w wydobycie gazu łupkowego. Po roku 2015 r. głównym projektem PGE będzie prawdopodobnie budowa elektrowni atomowej. PGE powinno także otrzymać pozytywną decyzję przyłączeniową na farmy morskie o mocy 1000 MW. Na rok 2013 przesuwają się największe obecnie inwestycje w grupie PGE dotyczące budowy nowych bloków w Opolu i Turowie. PGE wcześniej wycofało się także z kupna ENERGI. Oznacza to, że spółka może dystrybuować do inwestorów co najmniej 50% zysku netto w ciągu kilku następnych lat. Wynik bieżącego roku zostanie skorygowany o jednorazowe zyski z tytułu zakończenia sporu z Alpiq na ponad 200 mln PLN, mniejsze będą też prawdopodobnie rezerwy na odprawy w GiEK S.A. Z drugiej strony spółka zrezygnowała ze sprzedaży Exatela i nie zaksięguje zysku z tego tytułu. 15,4 24 paź 5 sty 16 mar 31 maj 10 sie 22 paź PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa r. PGE - wybrane dane finansowe tys. PLN P 2013P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,80 1,61 2,64 2,28 1,45 DPS (PLN) 0,66 0,70 0,64 1,83 1,13 Div.Yield % 3,7% 3,9% 3,6% 10,3% 6,4% P/E 9,9 11,1 6,8 7,8 12,3 P/BV 0,7 0,9 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA 3,6 4,6 4,4 4,1 6,0 P - prognoza PKO DM Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

12 Mimo pozytywnego dla PGE wyroku Naczelnego Sądu Administracyjnego w sprawie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wciąż nie ruszyła największa obecna inwestycja spółki w Opolu. Po wyroku NSA w sprawie inwestycji w Opolu, który uznał skargę PGE spółka jest zdecydowana przeprowadzić tę inwestycję. Spór prawny nie został jeszcze całkowicie zakończony, nie ma również pisemnego uzasadnienia wyroku. W przypadku drugiej największej inwestycji PGE jaką jest blok opalany węglem brunatnym w Turowie kolejny raz został przesunięty termin składania ofert na wniosek jednego z uczestników przetargu. Aktualny termin to 30 listopada br. Podobnie jak w Opolu decyzja środowiskowa dla bloku została zaskarżona przez organizację pozarządową i przekazana do ponownego rozpatrzenia ze względu na uchybienia w procedurze administracyjnej. Może to oznaczać kilku miesięczne opóźnienie w realizacji tej inwestycji. PGE podpisał list intencyjny w sprawie uczestnictwa pozostałych spółek giełdowych z sektora oraz KGHM w projekcie budowy elektrowni atomowej. PGE miałby zachować większościowy udział w inwestycji (51%). Budowa sojuszu może także ułatwić uzyskanie wsparcia dla tej inwestycji w postaci gwarancji państwowych. Obecnie trwają przygotowania do zintegrowanego przetargu na budowę i finansowanie elektrowni, który ma odbyć się w 2013 r. W ramach przygotowań PGE EJ spotyka się z zainteresowanymi podmiotami. Wg wypowiedzi Zarządu projekty łupkowy i atomowy wzajemnie się wykluczają. Może to oznaczać podjęcie ostatecznej decyzji o realizacji programu projektu atomowego po wyjaśnieniu kwestii dostępności i zasobów gazu łupkowego. Obecnie jednak stanowisko rządu, dla którego oba programy mają wagę strategiczną zakłada realizację obu tych programów. PGE prawdopodobnie dostanie warunki przyłączeniowe na farmę morską o mocy 1000 MW. Oprócz Polenergii będzie to jedyny operator tego typu instalacji do 2025 r. Bez znacznych inwestycji w budowę tzw. szyny bałtyckiej przyłączenie kolejnych instalacji nie będzie możliwe. PSE Operator nie planuje tego typu inwestycji do 2025 r. PGE wycofało się z inwestycji w Energę. Oznacza to naszym zdaniem możliwość wypłaty 50% zysku netto jako dywidendy nawet przy zmniejszonym poziomie zysku. Program poprawy efektywności opublikowany w styczniu br. będzie prawdopodobnie zmodyfikowany wynika to z proponowanych zmian w ustawie o OZE, która wyklucza możliwość rozwoju współspalania. Spadek cen na rynku energii oraz konieczność ponoszenia obciążeń CO2 wymagać też będzie działań na większą w skalę w dziedzinie obniżki kosztów. Przyszły rok oznaczać będzie znaczny spadek rentowności produkcji energii w grupie PGE. Spółka będzie musiała dokupić ok. 30 mln praw CO2, co obniży poziom zysku operacyjnego o ok. 1mld, dodatkowo spadek cen energii r/r oznacza obniżenie zysku operacyjnego o ok. 60 mln PLN na każdą złotówkę spadku cen energii. W związku z tym oczekujemy obniżenia zysku operacyjnego w segmencie energetyka konwencjonalna o 1,5 mld PN, co stanowi ok. 40%. 12

13 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 17,0 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF PGE: model DCF tys PLN 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 9,8% 9,1% 8,5% 8,1% 7,8% 7,9% 7,8% Współczynnik dyskonta 1,00 1,09 1,18 1,28 1,38 1,49 1,60 DFCF Wzrost w fazie II 1,00% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość DCF Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości ,0 Wartość firmy ,3 Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na ,6 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 17,0 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,13 Cena bieżąca 17,8 Oczekiwana stopa zwrotu 1% Źródło: prognozy PKO DM PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 203,0 196,0 205,0 214,3 221,8 228,6 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) 12,4 11,7 11,7 11,9 12,1 12,8 Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) 7,0 7,3 7,6 7,9 8,2 8,5 Wolumen produkcji energii (TWh) 58,6 60,4 59,3 60,1 61,2 73,1 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 31,2 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,3 8,8 8,8 9,1 9,3 9,6 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski PGE: WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% koszt długu 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% waga długu -3,6% 11,2% 23,1% 32,8% 37,6% 36,9% WACC 9,8% 9,1% 8,5% 8,1% 7,8% 7,9% Źródło: prognozy PKO DM 13

14 Wycena porównawcza PGE Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR mln EDF 30543,3 8,1 8,0 7,4 4,8 4,6 4,3 GDF SUEZ 41956,2 11,0 10,6 9,5 5,9 5,8 5,4 RWE AG 21105,5 8,5 8,5 8,0 4,5 4,4 4,2 IBERDROLA 24187,2 8,6 9,7 9,0 6,7 6,7 6,4 CEZ 15497,7 9,0 9,1 9,1 6,3 6,3 6,3 DRAX GROUP PLC 2527,5 11,4 19,6 19,4 6,0 8,2 7,5 FORTUM OYJ 12508,2 10,8 10,4 10,3 8,7 8,5 8,3 ENEA 1643,6 9,9 12,1 11,9 4,1 5,9 6,7 TAURON 1934,4 6,4 10,5 13,0 4,1 5,5 5,9 średnia 9,3 10,9 10,9 5,7 6,2 6,1 PGE 7885,6 7,8 12,3 11,3 4,1 6,0 6,2 premia/dyskonto do średniej -16% 13% 4% -27% -3% 1% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 21,2 15,8 17,1 24,4 18,4 17,6 18,0 20,1 wagi 50% 50% wycena porównawcza 19,08 Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM 14

15 Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży detalicznej Segment sprzedaży hurtowej Sement pozostałe Odnawialne żródła energii Korekty Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2012P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 12,0% 9,9% 6,2% 6,5% 6,3% ROA 6,2% 5,6% 8,4% 6,8% 4,0% 3,9% 3,6% Dług netto Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,4 0,4 1,2 1,9 Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM 15

16 Wyniki kwartalne segmentów PGE (tys PLN) IQ'11 IIQ'11 IIIQ'11 IVQ'11 IQ'12 IIQ'12 Energetyka Konwencjonalna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja EBITDA Energetyka Odnawialna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja EBITDA Obrót hurtowy Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja EBITDA Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja EBITDA Sprzedaż detaliczna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja EBITDA Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja EBITDA Razem Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne Amortyzacja Źródło: PGE 16

17 RAPORT ENEA Sektor energetyczny Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 15,29 Cena docelowa (PLN) 14,6 Min 52 tyg (PLN) 14,04 Max 52 tyg (PLN) 18,63 Kapitalizacja (tys. PLN) EV (tys. PLN) Liczba akcji (tys. szt.) Free float 29,2% Free float (tys PLN) Śr. obrót/dzień (tys. PLN) Bloomberg Reuters ENA PW ENAE.WA Zmiana kursu ENEA WIG 1 miesiąc -6,9% -0,9% 3 miesiące 3,5% 9,8% 6 miesięcy -1,8% 8,3% 12 miesięcy -15,0% 6,1% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 52,1% 52,1% Vattenfall 18,7% 18,7% Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj ,00 Kupuj ,40 Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 14,6 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem dywidendy wynosi w okresie 12 miesięcy 2%. W wycenie uwzględniamy spadek cen energii jakiego oczekujemy w ciągu najbliższych lat. Kurs ENEI może zachowywać się relatywnie stabilnie na tle innych spółek ze względu na mniejsze wahania wyników w 2013 r. ENEA w tym roku rozpoczęła swoją największą inwestycję jaką jest blok 1075 MW w Kozienicach. Spółka zagwarantowała sobie również długoterminowe finansowanie dla tej inwestycji. W ciągu ostatnich miesięcy zmieniła się strategia prywatyzacyjna dla ENEI, obecnie nie zakłada ona sprzedaży spółki do inwestora strategicznego w ciągu 3-4 lat. Dla ENEI obecny rok jest rokiem korekty wyników osiągniętych w poprzednim roku. Dlatego spadek zysków w 2013r. będzie relatywnie niewielki. Wynika to z księgowanych wtedy jednorazowych zysków w segmencie wytwarzania w postaci zysku z zakupu EC Białystok ok. 56 mln PLN oraz przychodów z tytułu zamiany jednostek EUA na CER. W tym roku jednorazowy zysk z tytułu zakupu EC Białystok jest odwracany w postaci odpisów amortyzacyjnych robionych co kwartał. Sprzedaż jednostek EUA jest także znacząco mniejsza ponieważ dotyczy tylko 2012r., (w poprzednim roku dotyczyła limitu jednostek z trzech ostatnich lat). ENEA zapewniła sobie długoterminowe finansowanie dla swojej największej inwestycji jaką jest budowa nowego bloku w Kozienicach. Zapewnia to spółce większe bezpieczeństwo planowania przepływów pieniężnych i umożliwia utrzymanie wypłaty dywidendy na dotychczasowym poziomie. W ostatnim okresie zmianie uległa koncepcja prywatyzacji spółki. Wcześniej spółka była przeznaczona do sprzedaży do inwestora strategicznego. Obecnie wg ostatnich wypowiedzi Ministerstwa Skarbu sprzedaż do inwestora strategicznego zostanie odroczona o kilka lat. 21 Enea 18, ,5 24 paź 5 sty 16 mar 31 maj 10 sie 22 paź ENEA WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska Warszawa ENEA - wybrane dane finansowe tys. PLN P 2013P Sprzedaż EBITDA EBIT Zysk netto Zysk skorygowany EPS (PLN) 1,16 1,45 1,82 1,54 1,26 DPS (PLN) 0,46 0,38 0,44 0,54 0,46 Div.Yield % 3,0% 2,5% 2,9% 3,6% 3,0% P/E 13,1 10,6 8,4 9,9 12,1 P/BV 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 EV/EBITDA 4,1 3,3 3,2 4,1 5,9 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

18 Zyski Energi w latach 2012/2013 zachowają się najbardziej stabilnie ze wszystkich spółek energetycznych. Wynika to z jednej strony z braku wsparcia KDT-ów, a z drugiej z relatywnie niskiej bazy jaką był rok Powodem jest głównie odwracanie efektów czynników jednorazowych widocznych w wynikach 2011 r. Należały do nich rozpoznany zysk z tytułu nabycia Elektrociepłowni Białystok oraz zyski z tytułu sprzedaży jednostek EUA i kupna w zamian jednostek CER. W 2011 r. transakcje dokonywane przez Elektrownie Kozienice dotyczyły trzech ostatnich lat stąd osiągnięte wyniki. Łącznie z tych dwóch źródeł pochodziło wg naszych szacunków ponad 100 mln PLN przyrostu zysku operacyjnego. W 2012 r. jednorazowy zysk z tytułu nabycia EC Białystok był odwracany w postaci odpisów amortyzacyjnych w wysokości ok. 50 mln PLN. Od 2013 r. źródło zysków jakim była zamiana praw EUA na CER zostanie ograniczona do ok. 1% przyznanego limitu. W poprzednim okresie możliwy limit zamiany obejmował ok. 10% praw rocznie. ENEA jako pierwsza ze spółek energetycznych rozpoczęła realizację bloku węglowego. Powstający w Kozienicach blok o mocy 1075 MW będzie największym blokiem węglowym w Polsce i Elektrownia Kozienice odzyska prymat w tej kwestii utracony na rzecz Elektrowni Bełchatów w 2011 r. Inwestycja ma szansę być najbardziej rentownym przedsięwzięciem w kategorii bloków na węgiel kamienny. Blok będzie zasilany w całości węglem z Bogdanki. ENEA zagwarantowała sobie już także finansowanie tej inwestycji poprzez 10 letni gwarantowany program emisji obligacji o wartości 4 mld PLN. Zmieniła się koncepcja prywatyzacji ENEI. Wg ostatnich informacji z Ministerstwa Skarbu Państwa ENEA nie jest już przeznaczona do prywatyzacji przez sprzedaż do inwestora strategicznego. Z punktu widzenia Ministerstwa korzystniejsze wydaje się obecnie strumień przyszłych dywidend wsparty przychodami z nowych inwestycji. Zmianą, która istotnie wpłynie na wyniki spółki od 2013 r. będzie konieczność dokupienia uprawnień CO2. ENEA tak jak PGE miała deficyt praw w bieżącym okresie i nie była w stanie zmagazynować ich na następny okres. Jak na razie spółka nie przeprowadzała także programów PDO w segmencie wytwarzania ze względu na okresy ochronne obowiązujące do 2019 r. 18

19 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 14,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 9,6% 9,6% 8,1% 7,6% 7,5% 7,5% 7,6% Współczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,18 1,27 1,37 1,47 1,58 DFCF Wzrost w fazie II 1,00% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość Firmy (EV) Dług netto Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników Wartość godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na ,1 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 14,6 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,46 Cena bieżąca 15,3 Oczekiwana stopa zwrotu -1% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 11,4 10,8 11,0 11,2 11,4 11,8 Wolumen produkcji energii (TWh) 11,1 11,1 11,1 11,1 12,6 17,6 Wolumen sprzedaży (TWh) 17,7 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,3 8,8 8,8 9,1 9,3 9,6 Źródło: prognozy PKO DM ENEA: WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% Premia za ryzyko 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 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,8% 1,8% 1,8% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% koszt długu 6,1% 6,1% 6,1% 6,4% 6,4% 6,4% waga długu 0% 0% 32% 45% 47% 46% WACC 9,6% 9,6% 8,1% 7,6% 7,5% 7,5% Źródło: prognozy PKO DM 19

20 Wycena porównawcza ENEA Nazwa spółki Kapitalizacja EUR mln EDF 30543,3 8,1 8,0 7,4 4,8 4,6 4,3 GDF SUEZ 41956,2 11,0 10,6 9,5 5,9 5,8 5,4 RWE AG 21105,5 8,5 8,5 8,0 4,5 4,4 4,2 IBERDROLA 24187,2 8,6 9,7 9,0 6,7 6,7 6,4 CEZ 15497,7 9,0 9,1 9,1 6,3 6,3 6,3 DRAX GROUP PLC 2527,5 11,4 19,6 19,4 6,0 8,2 7,5 FORTUM OYJ 12508,2 10,8 10,4 10,3 8,7 8,5 8,3 TAURON 1934,4 6,4 10,5 13,0 4,1 5,5 5,9 PGE 7885,6 7,8 12,3 11,3 4,1 6,0 6,2 średnia 9,1 11,0 10,8 5,7 6,2 6,1 ENEA 1643,6 9,9 12,1 11,9 4,1 5,9 6,7 premia/dyskonto do średniej 9% 11% 10% -28% -6% 10% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 14,0 13,8 13,9 21,2 16,2 13,9 13,9 17,1 wagi 50% 50% wycena porównawcza 15,51 Źródło: ENEA, Bloomberg, PKO DM P/E EV/EBITDA 20

21 Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement pozostałe Wyłączenia Koszty nieprzypisane Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (tys PLN) P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,5% 5,1% 5,1% 3,8% ROA 4,2% 5,0% 5,8% 4,7% 3,6% 3,3% 2,2% Dług netto Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,5-0,9 0,6 2,0 3,5 21