NOTA - ENEA (ENA) Negatywnie w 2013 r.

Transkrypt

1 Cena bieżąca [PLN] 15,6 Podstawowe dane Kapitalizacja [] 6886,5 Ilość akcji [mln. szt.] 441,4 Max/min 52 tyg. [PLN] 18,99/14,47 Średni dzienny obrót (3M, tys PLN) 2654,2 Dobre wyniki w 3Q 12 Chociaż trzeci kwartał był okresem, w którym spółka pochwaliła się lepszymi wynikami niż zakładał rynkowy konsensus (wynik netto +25,6%), to w porównaniu do 3Q 11 były one gorsze. Jest to efektem wysokiej bazy w 211 roku, która wynikła ze zdarzenia jednorazowego, tj. ujęcia zysku z tyt. nabycia EC Białystok oraz sprzedaży uprawnień do emisji CO2 w tamtym okresie. Eliminując wpływ one-off, EBIT wzrósłby o 8,2% r/r do wysokości 252,6, a narastająco za trzy kwartały o 21,7% r/r do poziomu 86,3. Aktualne mnożniki P/BV,63 P/E 9,47 EV/EBITDA 3,1 EV/EBIT 5,83 Struktura akcjonariatu (głosów na WZA) Skarb Państwa 51,51% Vattenfall AB 18,67% Pozostali 29,82% Profil firmy Głównym przedmiotem działalności grupy energetycznej Enea jest wytwarzanie, dystrybucja i sprzedaż energii elektrycznej. Jej sieć dystrybucyjna zlokalizowana jest w północno-zachodniej Polsce i obejmuje około 2% powierzchni kraju. Głównym aktywem wytwórczym jest elektrownia w Kozienicach, gdzie obecnie realizowana jest budowa nowego bloku energetycznego. Spółka jest zainteresowana powiększaniem mocy w zakresie energetyki wiatrowej oraz biogazownii. Kurs ENEA na tle indeksów 22 ENEA WIG WIG-ENERGIA Inwestycje kosztem wzrostu zadłużenia Enea, będąca numerem trzy wśród polskich spółek energetycznych realizuje szeroko zakrojony program inwestycyjny, mający pochłonąć 18,7 mld PLN do 22 r. Najważniejszą obecnie realizowaną inwestycją jest budowa bloku węglowego w Kozienicach o mocy brutto 175 MWe, której koszt wyniesie ok. 5,3 mld PLN. Terminem oddania do użytku jest 217 r. Zainstalowana moc elektryczna w poznańskiej grupie wynosi MW (w tym 118 MW w odnawialnych źródłach energii). Celem grupy do 22 r. jest posiadanie w swoim portfolio ok MW mocy w elektrowniach wiatrowych oraz 4-6 MW w biogazowniach. Konieczne będzie też poniesienie dużych nakładów na segment dystrybucji energii elektrycznej. Sfinansowanie tych inwestycji będzie wymagało udziału kapitału obcego, spółka zamierza wyemitować 1-letnie obligacje w kwocie 4 mld PLN oraz zaciągnąć kredyt w Europejskim Banku Inwestycyjnym oraz w Europejskim Banku Odbudowy i Rozwoju na łączną kwotę prawie 2 mld PLN. Rozważana jest też emisja euroobligacji na kwotę minimum 3 mld EUR. Słabe perspektywy w najbliższych okresach W 4Q 12 oczekujemy gorszych wyników niż rok wcześniej. Według naszych szacunków, EBIT spadnie o 51,1% r/r do poziomu 33,9, a EBITDA o 12,7% do poziomu 228,1. Wpłynie to niekorzystnie na wyniki za cały rok 212 r. przyczyniając się do spadku EBIT w tym okresie o 6,8% r/r do poziomu 786,6 oraz spadku zysku netto akcjonariuszy o 13,9% do poziomu 683,4. W głównej mierze taka sytuacja będzie pochodną spadku cen energii na rynku hurtowym, co wpłynie negatywnie na segment wytwarzania także w 213 r. Pozytywną informacją na przyszły rok może okazać się obniżenie cen dostaw węgla, co według naszych założeń powinno pozwolić na oszczędność ponad 6. Zgodnie z naszymi założeniami bardzo dobre wyniki powinien osiągnąć segment dystrybucji, którego EBIT w 212 r. będzie stanowił prawie 56% całego EBIT w grupie, zaś w 213 r. ponad 81%. Niemniej jednak na znaczną poprawę wyników będziemy musieli poczekać dopiero do 217 r. Wówczas ma zostać oddany nowy blok w Kozienicach. 2 4Q'12P 4Q '11 Zm. % 212P 211 Zm. % Przychody ze sprzedaży 2 516, , -, , ,9 2, gru 11 sty 12 Analityk lut 12 mar 12 kwi 12 maj 12 cze 12 lip 12 sie 12 Damian Szparaga Makler Papierów Wartościowych damian.szparaga@dmbps.pl tel. (22) wrz 12 paź 12 lis 12 % EBIT 33,9 69,3-51,1 786,6 844,2-6,8 Obrót 64,6 19,8 227, 243, 159, 52,9 Dystrybucja 16,5 16,8-2,1 439,5 326, 34,8 Wytwarzanie -53,4 59,7-184,9 47,2-6,7 Pozostałe 11,2 23,8-52,9 49, 46,9 4,5 Wyłączenia -5, -5,8-9,1-129,8-157,8-17,7 EBITDA 228,1 261,3-12,7 1577,8 1555,8 1,4 Zysk netto akcjonariuszy 36,4 72, -49,4 683,4 793,3-13,9 Marża EBIT 1,3% 2,7% -51, 7,9% 8,7% -9,2 Marża EBITDA 9,1% 1,4% -12,6 15,9% 16,1% -1,2 Marża netto 1,4% 2,9% -49,3 6,9% 8,2% -16,1 PLN EPS,8,16-49,4 1,55 1,8-13,9 Źródło: Enea S.A., DM Banku BPS S.A. 1

2 Wyniki za 3Q 12 Grupa Enea pokazała dobre wyniki za 3Q 12. Zysk na poziomie operacyjnym wyniósł 222,5 i okazał się lepszy od rynkowego konsensusu o ponad 34%, natomiast zysk netto akcjonariuszy jednostki dominującej wyniósł 189,8 i był lepszy od konsensusu o prawie 26%. Spadek zysków r/r jest efektem wysokiej bazy w 3Q 11, która powstała na skutek zdarzenia jednorazowego, polegającego na ujęciu zysku w wyniku nabycia EC Białystok oraz sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Gdyby wyłączyć wpływ tych zdarzeń, zysk operacyjny w trzecim kwartale roku bieżącego wzrósłby o 8,2% r/r do wysokości 252,6, a narastająco za trzy kwartały 212 r. wzrósłby o 21,7% r/r do poziomu 86,3. % 3Q '12 3Q '11 Zm. % 1-3Q'12 1-3Q'11 Zm. % Przychody ze sprzedaży 2 47, ,3 -, , , 3,6 EBIT 222,5 336,7-33,9 752,7 774,9-2,9 Obrót 63,9 36,3 75,9 178,4 139,2 28,2 Dys trybucja 168,8 119,7 41, 423, 39,2 36,8 Wytwarzanie 22,2 199,3-88,8 238,3 41,5-42, Pozostałe 15,1 16,5-8,2 37,8 23,1 63,5 Wyłączenia -47,6-35,1 35,5-124,8-17,1 16,5 EBITDA 418,9 529,4-2, , ,5 4,3 Zysk netto akcjonariuszy 189,8 37,4-38,2 647, 721,3-1,3 Marża EBIT 9,2% 13,9% -33,5 1,1% 1,8% -6,3 Marża EBITDA 17,4% 21,9% -2,4 18,2% 18,1%,6 Marża netto 7,9% 12,7% -37,9 8,7% 1,1% -13,5 PLN EPS,43,7-38,2 1,47 1,63-1,3 Źródło: Enea S.A., DM Banku BPS S.A. Spoglądając na dotychczasową działalność spółki od strony segmentów operacyjnych, na dużą uwagę zasługuje spadek zysku operacyjnego segmentu wytwarzania w trzecim kwartale 212 r. aż o 88,8% r/r oraz narastająco za trzy kwartały 212 r. o 42,% r/r, który spowodowany był spadającymi cenami energii elektrycznej, niższymi przychodami z rekompensat na pokrycie kosztów osieroconych oraz spadkiem sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Poprawa wyników w segmencie obrotu jest zasługą wzrostu marży oraz wzrostu wolumenu sprzedaży energii odbiorcom końcowym. Wzrost cen usług dystrybucyjnych oraz wyższy wolumen dostarczanej do klientów końcowych energii elektrycznej przełożyły się na dużo lepsze niż rok wcześniej wyniki segmentu dystrybucji. Obszar ten w trzech kwartałach 212 r. wypracował ponad 5% EBITDA poznańskiej spółki. Na poniższych wykresach przedstawiono kształtowanie się strumienia EBITDA w podziale na segmenty operacyjne. 3 EBITDA w podziale na segmenty 3Q'1 3Q'11 3Q'12 8 EBITDA w podziale na segmenty 1-3Q'1 1-3Q'11 1-3Q' Obrót DystrybucjaWytwarzanie Pozostałe Wyłączenia - Obrót DystrybucjaWytwarzanie Pozostałe Wyłączenia Źródło: Enea S.A, DM Banku BPS S.A. Aktualna sytuacja i perspektywy rynku energii Oczekiwania dotyczące wzrostu przyszłych cen energii elektrycznej ze względu na konieczność przeprowadzenia kosztownych inwestycji zarówno w nowe moce wytwórcze, jak i sieci elektroenergetyczne jak na razie nie znalazły odzwierciedlenia w rzeczywistości. Ze względu na panujące w kraju spowolnienie gospodarcze, sektor energetyczny zmaga się z problemem spadku zapotrzebowania na energię. Jak wynika z danych PSE-Operator, w październiku mieliśmy do czynienia ze spadkiem zużycia energii elektrycznej w Polsce o 1,35% r/r. Od początku roku do końca października, zużycie energii elektrycznej spadło o,28% w porównaniu do analogicznego okresu rok wcześniej. W 2

3 TWh Krajowa produkcja i zużycie energii elektrycznej ( ) produkcja energii Źródło: PSE-Operator, DM Banku BPS S.A. zużycie energii PLN/MWh Ceny energii na rynku hurtowym lis 11 lut 12 maj 12 sie 12 lis 12 Mies. kurs BASE BASE_Y-12 BASE_Y-13 BASE_Y-14 Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. następstwie tego można było zaobserwować gwałtowny spadek notowań energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii, której cena w paśmie spadła w okolice poziomu 17 PLN/MWh (spadek o ok. 27% r/r). W ślad za spadkami cen energii na rynku spot podążały notowania kontraktów terminowych na 213 i 214 rok, których cena w ostatnim tygodniu listopada znajdowała się w pobliżu odpowiednio 17 PLN/MWh i 177 PLN/MWh. Taka sytuacja w największym stopniu uderza w segment wytwarzania, co było widoczne w wynikach notowanych spółek. Kluczowym czynnikiem decydującym o przyszłej rentowności spółek wytwarzania będzie odsetek zakontraktowanej wcześniej sprzedaży energii na kolejne okresy. Dlatego też przy obecnych cenach wytwarzanie energii w elektrowniach wykorzystujących jako paliwo węgiel kamienny staje się nieopłacalne, zaś dalszy ich spadek może tylko pogłębić problemy segmentu. W mniejszym stopniu problem ten dotyczy wytwórców wykorzystujących węgiel brunatny (PGE). Presja na dostawców węgla Pozytywnym zjawiskiem dla spółek obszaru wytwarzania mogą być spadające ceny węgla energetycznego. W ciągu ostatniego roku, cena węgla w portach ARA spadła z poziomu powyżej 11 USD/t do poziomu ok. 9 USD/t. W dodatku zapasy tego surowca zwiększyły się zarówno u spółek wydobywczych, jak i elektrowni. Zaistniała sytuacja powoduje presję sektora energetycznego na obniżki cen dostaw na 213 r. Oczekujemy, że skala obniżek ze strony spółek śląskich (KHW, KW, JSW) będzie większa niż w przypadku spółki LW Bogdanka, której cena węgla w przeliczeniu na GJ energii jest niższa. Wyższe koszty zakupu EUA Spadła też cena uprawnień do emisji dwutlenku węgla (EUA), która w ostatnim czasie wahała się w granicach ok. 6-8 EUR/t. Ideą europejskiego systemu handlu emisjami (EU ETS) miało być zachęcenie wytwórców energii do inwestycji, których skutkiem będzie ograniczenie emisji gazów cieplarnianych. Twórcy tego systemu nie zakładali jednak, że ceny uprawnień spadną do obecnego poziomu. W tej chwili mamy do czynienia z sytuacją, gdzie zamiast inwestować w instalacje ograniczające emisje CO2, korzystniej jest zakupić tanie uprawnienia na rynku. W celu ograniczenia istniejącej nadpodaży Komisja Europejska zaproponowała, aby liczba 9 mln uprawnień, która miała trafić na aukcję w latach trafiła tam w latach późniejszych, co miałoby spowodować wzrost notowań EUA. Wzrost cen EUA oraz niższy przydział darmowych uprawień na kolejne lata doprowadzi do konieczności ponoszenia wyższych kosztów przez spółki segmentu wytwarzania, co będzie negatywnie oddziaływać na ich wyniki. Projekt ustawy o OZE nie napawa optymizmem W dalszym ciągu trwają prace nad ustawą o odnawialnych źródłach energii, która będzie wywierała istotny wpływ na sektor energetyki odnawialnej. Wprowadzenie całego pakietu ustaw składającego się na tzw. trójpak energetyczny (ustawa prawo energetyczne, ustawa prawo gazowe, ustawa o odnawialnych źródłach energii) może zostać opóźnione ze względu na nagłą zmianę na stanowisku ministra gospodarki. Opublikowany w październiku kolejny projekt ustawy o OZE spotkał się z szeroką krytyką. Istotną zmianą proponowaną przez Ministerstwo Gospodarki jest wprowadzenie tzw. współczynników korekcyjnych dla poszczególnych typów instalacji wytwarzania. W obowiązującym dotychczas systemie wsparcia, za każdą wyprodukowaną 1 MWh z odnawialnych źródeł energii wytwórca nabywał prawo do jednego certyfikatu, który mógł następnie sprzedać. Według nowych ustaleń, współczynniki korekcyjne uzależnią wysokość wsparcia od sposobu wyprodukowania energii. W ten sposób, za każdą wyprodukowaną 1 MWh przy pomocy np. elektrowni wiatrowej na lądzie o mocy powyżej 5 kw, wytwórcy przysługiwać będzie prawo do uzyskania,9 certyfikatu. 3

4 W tabeli poniżej przedstawiono wartość wybranych współczynników korekcyjnych na lata w podziale na typy instalacji, zgodnie z projektem ustawy wprowadzającej trójpak energetyczny. Rodzaj instalacji Fotowoltaika 1 kw - 1 MW (budynki) 2,85 2,85 2,7 2,55 2,4 Fotowoltaika 1 kw - 1 MW (poza budynkami) 2,75 2,75 2,6 2,45 2,32 Fotowoltaika 1 MW - 1 MW 2,45 2,45 2,32 2,2 2,7 Hydroenergia > 2 MW 2,3 2,3 2,25 2,2,15 Biogaz rolniczy > 1 MW 1,4 1,4 1,37 1,34 1,32 Energia geotermalna 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Wiatr na morzu 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 Wiatr na lądzie > 5 kw,9,9,88,86,83 Biomasa (układy dedykowane i hybrydowe) CHP > 5 MW 1,15 1,15 1,13 1,1 1,8 Biomasa (układy dedykowane i hybrydowe) > 5 MW,95,95,93,91,89 Biomasa (współspalanie),3,3,25,2,15 Źródło: Ministerstwo Gospodarki, DM Banku BPS S.A. Wysokość współczynnika korekcyjnego uzależniona będzie od momentu oddania instalacji do użytku i będzie niezmienna przez okres 15 lat, jednak nie dłużej niż do 235 roku. Zgodnie z projektem, okres wsparcia dla instalacji wykorzystujących do produkcji energii współspalanie biomasy nie może być dłuższy niż 5 lat od momentu uzyskania pierwszego certyfikatu. W związku z tym w momencie wejścia ustawy w życie większości wytwórcom energii wyprodukowanej w ten sposób nie będzie przysługiwać wsparcie. Ustalenie współczynnika korekcyjnego na poziomie,3 wzbudza ogromne kontrowersje, ponieważ przy utrzymujących się od pewnego czasu cenach zielonych certyfikatów wynoszących ok. 23 PLN/MWh, progiem rentowności produkcji energii jest wartość współczynnika korekcyjnego na poziomie ok.,7. W ostatnich dniach cena zielonych świadectw pochodzenia spadła do ok. 21 PLN, co jeszcze bardziej obniży próg rentowności. Wejście ustawy w życie ze współczynnikiem korekcyjnym na poziomie,3 oznaczać będzie koniec zasadności współspalania biomasy. Może to także stanowić zagrożenie dla krajowego systemu elektroenergetycznego, gdyż w przypadku odejścia od spalania wielopaliwowego aby wypełnić postanowienia zawarte w pakiecie 3x2, konieczna będzie produkcja zielonej energii z innych źródeł. Zarówno elektrownie wiatrowe, jak i bardziej wspierane w nowym projekcie instalacje fotowoltaiczne nie pracują na równych obrotach przez cały rok, co rodzi obawę o stabilność produkcji energii w szczytowym zapotrzebowaniu na moc. PLN 3 Cena zielonych certyfikatów PLN 13 Cena żółtych certyfikatów PLN 1 Cena czerwonych certyfikatów lis 11 lut 12 maj 12 sie 12 lis lis 11 lut 12 maj 12 sie 12 lis 12 lis 11 lut 12 maj 12 sie 12 lis 12 Źródło: TGE, DM Banku BPS S.A. Zgodnie z projektem ustawy o OZE, wytwórca energii z OZE będzie miał zagwarantowaną sprzedaż 1 MWh po niższej z dwóch cen: 198,9 PLN waloryzowanej średniorocznym wskaźnikiem inflacji CPI z roku poprzedniego oraz średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, ogłaszanej przez prezesa URE. Za sprzedaż energii za kwotę wyższą niż 15% niższej z tych dwóch cen, nie będzie przysługiwać świadectwo pochodzenia. Negatywną zmianą dla branży jest także zapis o braku waloryzacji opłaty zastępczej, której wysokość dla zielonej energii została ustalona na poziomie z 212 r. (286,74 PLN). Ceny świadectw pochodzenia energii nie powinny być wyższe niż opłata zastępcza, co w rezultacie będzie oznaczać realny ich spadek. Autorom projektu ustawy o OZE zarzuca się także brak ochrony praw nabytych. Rentowność aktualnie realizowanych projektów była analizowana w oparciu o dotychczasowe zasady wsparcia, zagwarantowane do 217 r. Zmiana zasad uczyni niektóre projekty mniej opłacalnymi. Blackout niestraszny? Nowy projekt prawa energetycznego zakłada, że PSE-Operator mógłby posiadać jednostki rezerwy interwencyjnej, jednak z ekonomicznego punktu widzenia ich budowa byłaby całkowicie nieopłacalna ze względu na konieczność poniesienia dużych nakładów w stosunku do czasu pracy takiej jednostki, który wynosiłby jedynie kilkaset godzin w roku. 4

5 Lepszym rozwiązaniem byłoby aby bloki, które mają zostać w niedługim czasie wyłączone zostały odstawione do rezerwy zimnej oraz wykorzystane w okresie zwiększonego zapotrzebowania na moc, który przypadnie w latach Aby grupy energetyczne były zainteresowane takim rozwiązaniem, operator systemu przesyłowego musiałby przynajmniej pokryć koszty stałe funkcjonowania czasowo wygaszonych jednostek. Obecnie prowadzone są rozmowy na ten temat z Tauronem (3x12MW w elektrowni Łagisza) oraz z PGE (185MW w elektrowni Dolna Odra). Taka operacja mogłaby doprowadzić do niewielkiej poprawy sytuacji na rynku hurtowym energii elektrycznej. Nowy blok w Kozienicach Obecnie trwa realizacja największej inwestycji w grupie, czyli budowy bloku energetycznego w Kozienicach. Najkorzystniejszą ofertę złożyło konsorcjum, w skład którego wchodzą Hitachi Power Europe i Polimex-Mostostal. Moc brutto nowego bloku wyniesie 175 MW, a sprawność 45,6%. Jednostka będzie opalana węglem kamiennym i będzie charakteryzować się niskim (jak na bloki węglowe) poziomem emisji CO2 wynoszącym ok. 73 kg/mwh. Możliwe będzie zastosowanie technologii służącej do wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (CCS Ready). Przewidywane nakłady na realizację inwestycji, która ma zostać oddana w 217 roku wynoszą około 5,3 mld PLN (bez uwzględnienia kosztów finansowych). W styczniu została zawarta umowa z LW Bogdanka na dostawę węgla do nowego bloku elektrowni. Łączna wartość kontraktu wg cen bieżących wynosi około 22,8 mld PLN, zaś ostateczne ceny dostaw mają być powiązane ze wskaźnikiem inflacji. Elektrownia w Kozienicach będzie miała szansę stać się najtańszą polską elektrownią na węgiel kamienny ze względu na relatywnie niskie koszty zmienne. Spółka w najbliższych dniach zamierza przekazać około 6 zaliczki dla wykonawców inwestycji w Kozienicach. Zapewnione jest już finansowanie dla tej inwestycji, poprzez 1-letni program emisji obligacji o wartości 4 mld PLN. Jednocześnie prowadzone są także analizy dotyczące możliwości budowy kolejnego bloku energetycznego o mocy elektrycznej do 1 MW. Odnawialne źródła energii W obszarze odnawialnych źródeł energii, do 22 r. Enea zamierza osiągnąć MW mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych oraz 4-6 MW w biogazowniach. Na chwilę obecną spółka dysponuje mocą prawie 12 MW w OZE. W kwietniu grupa nabyła farmę wiatrową w miejscowości Bardy, zlokalizowaną na terenie o wysokiej wietrzności. Moc zainstalowanych turbin wynosi 5MW (istnieje opcja rozbudowy o kolejne 1 MW), zaś przewidywana roczna produkcja energii elektrycznej to 15 tys. MWh. Rozwijany jest także projekt o mocy 15 MW, którego oddanie do eksploatacji zaplanowano na początek 214 r. Spółka zapowiada przejęcia projektów farm wiatrowych o mocy co najmniej 1 MW już w 213 r. Samo nabycie może nie być szczególnie drogie, gdyż ze względu na przedłużające się prace nad ustawą o OZE i narastającą w związku z tym niepewność, wyjście z polskiego rynku jest rozważane przez coraz większą ilość zagranicznych inwestorów. Nowy miks, nowe wydatki W 213 roku planuje się także poniesienie pierwszych nakładów na projekt łupkowy, których wysokość szacuje się na kilkadziesiąt. Prowadzone są też rozmowy w sprawie nabycia udziałów w PGE EJ1 Sp. z o.o., odpowiedzialnej za przygotowanie inwestycji budowy i eksploatacji elektrowni atomowej. Ostateczna decyzja o kontynuacji programu energetyki jądrowej będzie znana najwcześniej na przełomie 214 i 215 r. Zapewnione finansowanie nakładów inwestycyjnych Spółka do 22 roku zamierza przeznaczyć ok. 18,7 mld PLN na inwestycje w wytwarzanie konwencjonalne (41%), dystrybucję (4%) oraz odnawialne źródła energii i wytwarzanie w kogeneracji (16%). Nie wyklucza się zwiększenia programu inwestycyjnego o kolejne 1,4 mld EUR na inwestycje w wytwarzanie konwencjonalne (zapewne chodzi o ewentualną budowę nowego bloku o mocy 1 MW). Aby sfinansować inwestycje, konieczne będzie zwiększenie zadłużenia. Poza 1-letnim programem emisji obligacji w kwocie 4 mld PLN, spółka zawarła umowę kredytową z EBI o wartości 95 oraz jest w trakcie negocjacji innej umowy z EBOR w zakresie pozyskania maksymalnie 8 mln PLN. Rozważana będzie emisja euroobligacji na kwotę minimum 3 mln EUR. Obce środki mają zostać uruchomiane od 213 r. Negocjacje w Bogdanką w toku Moce wytwórcze w OZE MWe Elektrownie wodne 6,1 FW Bardy 5, FW Darżyno 6, Biogazownia w Liszkowie 2,1 RAZEM 118,3 Źródło: Enea S.A, DM Banku BPS S.A. Obecnie Enea negocjuje z LW Bogdanka w sprawie obniżenia ceny dostaw węgla na przyszły rok. Spółka jest w o tyle gorszej sytuacji od konkurentów, że nie posiada dostępu do własnych zasobów surowców i w dużym stopniu jest uzależniona od dostaw węgla z Lubelszczyzny (około 6% węgla zakupionego przez spółkę w 211 r. pochodziło z LW 5

6 Bogdanka). Węgiel dostarczany przez LW Bogdanka w porównaniu z węglem ze Śląska jest tańszy, ale charakteryzuje się wyższą zawartością siarki, dlatego aby spełnić normy środowiskowe w zakresie emisji tlenku siarki, część węgla wykorzystywana do produkcji energii musi pochodzić ze Śląska. Dodatkową przewagą na korzyść dostawcy z Lubelszczyzny są niższe koszty transportu wynikające z bliższej odległości do elektrowni Kozienice. Sukces toczących się negocjacji wpłynie pozytywnie na wyniki segmentu wytwarzania. Zmiana u sterów We wrześniu po ponad 3-letnim kierowaniu spółką, ze stanowiska prezesa zarządu zrezygnował Maciej Owczarek. Rada nadzorcza podjęła decyzję o wyborze na prezesa Krzysztofa Zamasza, dotychczasowego wiceprezesa ds. handlowych w spółce Tauron Polska Energia. Jest to pozytywna informacja dla spółki. Krzysztof Zamasz rozpocznie pracę w Enei od 1 stycznia 213 r., zaś do tego czasu na p.o. prezesa został wyznaczony Janusz Bil, dotychczasowy wiceprezes ds. handlowych. Prognoza wyników na 4Q 12 i 212 r. W ostatnim kwartale tego roku przewidujemy osiągnięcie gorszych wyników, niż miało to miejsce wcześniej. Ta sytuacja dotyczyć będzie wszystkich spółek należących do sektora energetycznego. Patrząc całościowo na grupę Enea, w 212 r. oczekujemy wzrostu przychodów ze sprzedaży o 2,7% r/r do poziomu 9.946,2 (wykonanie 1-3Q 12 to wzrost o 3,6% r/r), spadku zysku operacyjnego o 6,8% r/r do 786,6 (wykonanie 1-3Q 12 to spadek o 2,9% r/r) oraz wzrostu EBITDA 1,4% r/r do wysokości 1.577,8 (wykonanie 1-3Q 12 to wzrost o 4,3% r/r). Prognoza wyników na 213 r. W naszym odczuciu osiągane przez grupę wyniki ulegną znacznemu pogorszeniu w 213 r. Oczekujemy wzrostu przychodów ze sprzedaży o 1,9% r/r do 1.139,, spadku zysku operacyjnego aż o 19,7% r/r do poziomu 631,7 oraz spadku EBITDA o 9,4% r/r do poziomu 1.429,. Czynniki pozytywne Pozytywny wpływ na segment wytwarzania (jednak nie na tyle, by uniknąć straty) będzie miała prawdopodobna obniżka cen węgla energetycznego w 213 r. Założyliśmy obniżkę cen o 5,% do poziomu 1,9 PLN/GJ, co naszym zdaniem przełoży się na niższe koszty zakupu paliwa o ponad 6. Wybiegając dalej w przyszłość, duża poprawa wyników powinna nastąpić wraz z uruchomieniem nowego bloku energetycznego w Kozienicach w 217 r. Utrzymujące się obecnie niskie ceny energii mogą w krótkim okresie pozytywnie wpłynąć na wyniki segmentu obrotu poprzez poprawę marży na handlu energią elektryczną. Istotnie pozytywny wpływ na przyszłe wyniki będzie miał segment dystrybucji, który zgodnie z naszymi obliczeniami w przyszłym roku wypracuje aż 81,1% zysku operacyjnego oraz 61,7% EBITDA poznańskiej grupy. Obecnie jest to najmniej ryzykowny obszar działalności spółek sektora energetycznego, lecz ze względu na zły stan techniczny sieci wymagający także poniesienia sporych nakładów inwestycyjnych. Opracowana przez URE formuła ustalania zwrotu z kapitału zachęca firmy energetyczne do inwestowania w infrastrukturę energetyczną. Czynniki negatywne Największy wpływ na gorsze rezultaty w przyszłości będzie wywierał segment wytwarzania, który odczuje skutki spadku cen hurtowych energii (w 212 r. przyjęliśmy 18 PLN/MWh, zaś w 213 r. 183,6 PLN/MWh). Wiele ENEA S.A. () P 213P Przychody ze sprzedaży 7836,9 9688,9 9946,2 1139, EBIT 712, 844,2 786,6 631,7 marża EBIT 9,1% 8,7% 7,9% 6,2% EBITDA 1364,6 1555,8 1577,8 1429, marża EBITDA 17,4% 16,1% 15,9% 14,1% OBRÓT () P 213P Przychody ze sprzedaży 4353,9 469,2 4267,3 3991,7 udział w przychodach grupy 55,6% 42,% 42,9% 39,4% EBIT 29,3 159, 243, 174,9 marża EBIT 4,8% 3,9% 5,7% 4,4% EBITDA 29,9 159,7 244, 175,7 marża EBITDA 4,8% 3,9% 5,7% 4,4% DYSTRYBUCJA () P 213P Przychody ze sprzedaży 2527,9 264,7 2798,8 34, udział w przychodach grupy 32,3% 27,3% 28,1% 3,% EBIT 263,5 326, 439,5 512,1 marża EBIT 1,4% 12,3% 15,7% 16,8% EBITDA 624,4 678,7 799,6 881,2 marża EBITDA 24,7% 25,7% 28,6% 29,% WYTWARZANIE () P 213P Przychody ze sprzedaży 2528,9 3167,7 39,9 2432,4 udział w przychodach grupy 32,3% 32,7% 3,3% 24,% EBIT 313,6 47,2 184,9-8, marża EBIT 12,4% 14,8% 6,1% -3,3% EBITDA 565,9 795,4 579,9 337,8 marża EBITDA 22,4% 25,1% 19,3% 13,9% POZOSTAŁE () P 213P Przychody ze sprzedaży 77,9 8,2 735,2 751, udział w przychodach grupy 9,8% 8,3% 7,4% 7,4% EBIT 41,4 46,9 49, 45,1 marża EBIT 5,4% 5,9% 6,7% 6,% EBITDA 75,4 76,8 78,3 76,2 marża EBITDA 9,8% 9,6% 1,7% 1,1% WYŁĄCZENIA () P 213P Przychody ze sprzedaży ,8-988,9-865, -76,2 EBIT -115,9-157,8-129,8-2,3 EBITDA -111, -154,7-124, -41,9 Źródło: Enea S.A., DM Banku BPS S.A. 6

7 6 5 EBIT w podziale na segmenty P 213P EBITDA w podziale na segmenty P 213P Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Wyłączenia -3 - Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Wyłączenia Źródło: Enea S.A., DM Banku BPS S.A. zależeć będzie od przyszłego kształtu ustawy o OZE. Choć do tej pory spółka nie była zaliczana do grona liderów produkcji zielonej energii, to zamierza w przyszłości dość mocno (w porównaniu do dzisiejszej produkcji) zwiększyć udział energii produkowanej w OZE. Zmiany wysokości wsparcia zawarte w projekcie ustawy o OZE wpłyną negatywnie. Informacją negatywną dla segmentu dystrybucji jest możliwość obniżenia przez prezesa URE wysokości WACC o,5%-,6%, co powinno opóźnić termin osiągnięcia pełnego zwrotu z Wartości Regulacyjnej Aktywów (WRA). Spółka poniesie spore wydatki na inwestycje. Planowane nakłady inwestycyjne w 212 r. powinny zamknąć się w kwocie 2 mld PLN, natomiast w 213 r. wyniosą około 3 mld PLN. Konieczne będzie zaciągnięcie zobowiązań finansowych, co w przyszłych okresach negatywnie przełoży się na wynik netto. 7

8 Dom Maklerski Banku BPS SA ul. Płocka 11/ Warszawa, tel.: , fax.: Biuro Analiz i Doradztwa Inwestycyjnego: Łukasz Kopeć Przemysł elektromaszynowy, górnictwo Dyrektor Biura Analiz i Doradztwa Inwestycyjnego lukasz.kopec@dmbps.pl tel.: (22) Marcin Stebakow, MPW handel, przemysł spożywczy marcin.stebakow@dmbps.pl tel.: (22) Grzegorz Kołcz, MPW banki grzegorz.kolcz@dmbps.pl Tel.: (22) Kamil Artyszuk obligacje kamil.artyszuk@dmbps.pl tel.: (22) Damian Szparaga, MPW damian.szparaga@dmbps.pl tel.: (22) Analitycy techniczni: Jacek Borawski Biuro Sprzedaży: Beata Zbrzezna, MPW beata.zbrzezna@dmbps.pl tel.: (22) Departament Operacji: Jacek Tyszko, MPW, Dyrektor Zarządzający jacek.tyszko@dmbps.pl tel.: (22) Bogdan Dzimira, MPW, Doradca Inwestycyjny bogdan.dzimira@dmbps.pl Tel.: (22) Jan Woźniak, MPW jan.wozniak@dmbps.pl tel.: (22) Artur Kobos, MPW artur.kobos@dmbps.pl Tel.: (22) Grzegorz Górski, MPW grzegorz.gorski@dmbps.pl tel.: (22) Bartosz Szaniawski bartosz.szaniawski@dmbps.pl tel.: (22) Bartosz Walczak bartosz.walczak@dmbps.pl tel.: (22) Wyjaśnienia dotyczące stosowanej terminologii fachowej i wskaźników: Dług netto suma kredytów, papierów dłużnych, oprocentowanych pożyczek pomniejszona o środki pieniężne i ich ekwiwalenty EBIT zysk z działalności operacyjnej EBITDA zysk z działalności operacyjnej przed potrąceniem salda na działalności finansowej, opodatkowaniem i amortyzacją. EV (wartość ekonomiczna; EV= MC + dług netto) suma kapitalizacji i długu netto Marża EBIT (EBIT/Przychody ze sprzedaży) zysk z działalności operacyjnej podzielony przez przychody ze sprzedaży Marża EBITDA (EBITDA/Przychody ze sprzedaży) EBITDA podzielony przez przychody ze sprzedaży ROS (zysk netto/przychody ze sprzedaży) rentowność sprzedaży ROA (zysk netto/aktywa) rentowność aktywów ROE (zysk netto/kapitał własny) rentowność kapitału własnego EBIT/EV iloraz zysku z działalności operacyjnej i wartości ekonomicznej (suma kapitalizacji i długu netto) MC/EBIT iloraz kapitalizacji (iloczyn kursu akcji i liczby akcji) oraz zysku z działalności operacyjnej MC/S iloraz kapitalizacji (liczba wyemitowanych akcji razy kurs akcji) i przychodów ze sprzedaży P/E (Cena/Zysk) kursu akcji podzielony przez roczny zysk netto przypadający na akcję P/BV (Cena/Wartość Księgowa) kurs akcji podzielony przez wartość księgową przypadającą na akcję Stopa dywidendy (DY) dywidenda na akcję podzielona przez kurs akcji Wskaźnik wypłaty dywidendy (D/E) dywidenda przypadająca na akcję podzielona przez zysk na akcję Wskaźnik pokrycia dywidendy (E/D) zysk na akcję podzielony przez dywidendę na akcję Nota wyraża wiedzę oraz poglądy jej autorów według stanu na dzień sporządzenia niniejszego opracowania. Materiał został sporządzony z zachowaniem należytej staranności i rzetelności przy zachowaniu zasad metodologicznej poprawności na podstawie ogólnodostępnych informacji, w dniu publikacji opracowania, pozyskanych ze źródeł wiarygodnych dla Domu Maklerskiego Banku BPS S.A. Dom Maklerski Banku BPS S.A. nie gwarantuje ich kompletności i dokładności. Organem sprawującym nadzór nad działalnością Domu Maklerskiego Banku BPS S.A. jest Komisja Nadzoru Finansowego z siedzibą w Warszawie, przy Placu Powstańców Warszawy 1. Informacje zawarte w niniejszym raporcie nie stanowią rekomendacji w rozumieniu Rozporządzenia Ministra Finansów z 19 października 5 roku w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych, ich emitentów lub wystawców (Dz. U. z 19 października 5 r. Nr 26, poz. 1715). DM Banku BPS SA nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania ani za szkody poniesione w wyniku tych decyzji inwestycyjnych. Powielanie bądź publikowanie w jakiejkolwiek formie niniejszego opracowania, lub jego części, oraz zwartych w nim zaleceń, oraz wykorzystywanie materiału do własnych opracowań celem publikacji, bez pisemnej zgody DM Banku BPS S.A. jest zabronione. Niniejsze opracowanie stanowi publikację handlową i jest prawnie chronione zgodnie z Ustawą z 4 lutego 1994 r. o prawie autorskim i prawach pokrewnych (Dz. U nr 24 poz. 83 z późn. zm.). 8