Raport sektorowy. Dynamiczna sytuacja. Sektor energetyczny CEE. 09 maja 2016 r.

Transkrypt

1 Raport sektorowy Sektor energetyczny CEE 09 maja 2016 r. Dynamiczna sytuacja Obecnie przy ograniczonych katalizatorach wzrostu i wciąż dużej niepewności inwestycyjnej w sektorze preferujemy spółki (rekomendujemy KUPUJ), które będą mogły realizować stabilną politykę dywidendową (PGE), mogą odreagować na wzroście cen surowców energetycznych, jak (i) CEZ, czy (ii) ZE PAK (restrukturyzacja). Dodatkowo, wydaje nam się, że po serii negatywnych informacji Polenergia przereagowała i ma obecnie potencjał do wzrostu. W przypadku ENEI i Energi rekomendujemy TRZYMAJ (brak aktualnej strategii i polityki dywidendowej). Wydajemy rekomendację SRZEDAJ dla akcji Taurona, ze względu na najwyższy poziom zadłużenia w sektorze co ogranicza potencjał dywidendowy. EBITDA sektora coraz niżej W 2016 r. oczekujemy spadku wyniku EBITDA sektora o ok 10%. Spadek wyników obejmie wszystkie segmenty działalności - wytwarzanie, dystrybucję, a także sprzedaż (niższe ceny energii, wyższe koszty CO2, niższy WACC). W dalszym ciągu zwiększać się będzie zadłużenie sektora, ze względu na realizowane programy inwestycyjne. Wysokie nakłady będą szczególnie widoczne w PGE, ENEI i Tauronie. Oczekujemy, że na koniec 2016 roku najbardziej zadłużone będą Tauron i ENEA z wskaźnikiem dług netto/ebitda na poziomie odpowiednio 2,9 i 2,6, zaś najmniej zadłużone pozostanie PGE na poziomie 1,2. Dywidenda utrzymana na godziwym poziomie Oczekujemy, że informacje o nowej polityce dywidendowej oraz strategii inwestycyjnej (w tym w aktywa węglowe) pojawią się do końca drugiego kwartału i mogą dać pozytywny impuls dla branży. Spodziewamy się, mimo wysokich nakładów, średniej stopy dywidendy dla sektora na poziomie 6%. Walka z wiatrakami Odrębną kwestią jest segment OZE, który znalazł się pod silną presją. Oprócz niskich cen zielonych certyfikatów (które utrzymują się na poziomie ok. 110 PLN) i utraty wsparcia przez duże elektrownie wodne, pojawia się ryzyko odpisów, jednak w mniejszej skali niż w 2015 r. W parlamencie znajduje się ustawa o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, która w obecnej formie drastycznie zwiększa obciążenia podatkowe i koszty działania istniejących instalacji, oraz praktycznie wyklucza możliwość rozwoju nowych projektów. Rynek pomocy Widoczny jest wzrost wsparcia dla źródeł konwencjonalnych. Wzrósł budżet rezerwy operacyjnej mocy, a różnice cen energii na rynku polskim i niemieckim znalazły się na najwyższych historycznie poziomach (ok. 50 PLN). W ciągu najbliższych miesięcy ma zostać przedstawiony projekt rynków mocy, który jednak naszym zdaniem nie zwiększy istotnie obecnego poziomu wsparcia (ok. 25 PLN/MWh). Rozżarzone węgle Energetyka weźmie udział w procesie restrukturyzacji grup górniczych (PGG oraz prawdopodobnie KHW), co zwiększy ekspozycję sektora na ceny węgla i surowców energetycznych. W inwestycjach tych wobec oczekiwanych niskich cen węgla w ciągu najbliższych lat widzimy jednak więcej zagrożeń. Ticker CEZ PW Kupuj 77,9 71,9 (Podniesiona) ENA PW Trzymaj 11,8 11,4 (Obnizona) ENG PW Trzymaj 11,5 11,4 (Obnizona) PGE PW Kupuj 14,7 13,0 (Podtrzymana) PEP PW Kupuj 24,5 19,3 (Podtrzymana) TPE PW Sprzedaj 2,7 2,9 (Obnizona) ZEP PW Kupuj 11,0 9,3 (Podniesiona) WIG-Energia Rekomend. Cena docelowa Cena bieżąca Spółka Kapitalizacja (mln PLN) Stopa dywidendy P 2017P P 2017P CEZ ,1% 14,5 13,3 18,9 5,7 6,2 7,0 PGE ,7% nm 7,6 8,1 3,3 4,6 5,0 Tauron ,4% nm 5,4 5,7 3,6 4,5 5,1 Enea ,5% 6,7 4,9 5,4 4,2 4,9 4,6 Energa ,2% 10,1 13,4 7,6 4,3 5,1 5,0 Polenergia 877 0,0% 18,9 14,8 20,1 9,3 6,5 10,6 P/E EV/EBITDA Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa ZE PAK ,9% nm 6,2 4,1 2,7 2,7 2,2 Źródło: Spółki, P - prognozy DM PKO BP

2 Raport sektorowy W roku 2016 oczekujemy pogorszenia wyników operacyjnych EBITDA sektora energetycznego w porównaniu do roku 2015 o ok. 10%. Spadek wyników oczekiwany jest we wszystkich segmentach rynku. Wynika on zarówno z niższych cen energii, jak i wyższych kosztów CO2, a tym samym niższej marży na wytwarzaniu. W dystrybucji został obniżony WACC, co przełoży się na obniżenie wyników tego podsektora. Ponadto w sektorze OZE niekorzystnie będą działały niskie ceny zielonych certyfikatów, ponadto zlikwidowano wsparcie dla dużych elektrowni wodnych, natomiast współspalanie nie działa efektywnie. Efekty kolejnych programów poprawy efektywności podjętych przez spółki będą jeszcze mało widoczne. Na wyniki finansowe grup energetycznych w ubiegłym roku decydujący wpływ miały odpisy z tytułu trwałej utraty wartości aktywów. PGE dokonało odpisów łącznie na 9 mld PLN, Tauron na 3,6 mld PLN, Enea na 1,5 mld PLN, a w ZE PAK odpisy wyniosły 1,9 mld PLN. Dokonane odpisy były zabiegiem czysto księgowym i nie miały wpływu na przepływy pieniężne generowane przez spółki. Obecnie nie oczekujemy, że w roku 2016 dojdzie do kolejnych istotnych zdarzeń jednorazowych w takiej skali, ale sytuacja w branży jest dynamiczna. Potencjalnie kolejne odpisy, ale w mniejszej skali, mogą być następstwem wejścia w życie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Odpisy w wysokości 305 mln PLN zapowiedziała już Energa. Krystalizuje się obraz zmian w polskiej energetyce, jednak na istotne z punktu widzenia inwestorów informacje dotyczące średnioterminowej strategii spółek, a także polityki dywidendowej, trzeba nadal poczekać. Według informacji przekazywanych przez spółki, założenia w tym zakresie mają być zaprezentowane do końca II kw. Utrudnia to podejmowanie decyzji inwestycyjnych zwłaszcza w przypadku Enei i Energi, w których strategia inwestycyjna i polityka dywidendowa są obarczone w naszej opinii największą niepewnością. Najważniejszymi czynnikami, które obecnie wyznaczają zmiany w sektorze i w strategiach spółek, są inwestycje w górnictwo oraz oczekiwane długoterminowe wsparcie dla energetyki konwencjonalnej w postaci np. rynków mocy. W proces inwestycji w górnictwo włączone zostały wszystkie grupy energetyczne. W przypadku rynków mocy decyzje będą w najbliższym czasie dotyczyć inwestycji w nowy blok w elektrowni Ostrołęka oraz modernizacji bloków w el. Pątnów I. Na sprzedaż zostały wystawione polskie aktywa EDF obejmujące elektrownie Rybnik oraz elektrociepłownie m.in. w Krakowie, Trójmieście i Kogenerację we Wrocławiu. Zaangażowanie w poszczególne transakcje polskich grup energetycznych jest bardzo prawdopodobne. Inwestycje w górnictwo Sytuacja górnictwa mimo wysiłków restrukturyzacyjnych podjętych w 2015 r. jest nadal trudna. Decyduje o tym dalszy duży spadek cen węgla w bieżącym roku. Niższe o ponad 10% ceny węgla praktycznie niwelują dotychczasowe efekty poprawy efektywności i wymagana jest dalsza restrukturyzacja, która tym razem będzie musiała uwzględniać także koszty zatrudnienia. Polska: rośnie podaż, spada popyt i ceny 2016 r. zapowiada się bardzo ciężko dla branży. Po pierwsze po raz pierwszy od kilku lat wzrośnie produkcja (szacujemy, że o ponad 2 mln ton). W 2015 r. produkcja lekko spadła (-1%), a popyt dodatkowo był wzmocniony zakupami Agencji Rezerw Materiałowych oraz towarowaniem się spółek energetycznych i firm handlowych. Również mocno spadł import (-47%) przy spadku eksportu o 18%. W efekcie zapasy przy kopalniach spadły o prawie 3 mln ton, to jest o prawie 30%. W tym roku popyt łączny może być mniejszy w związku z brakiem wymienionych wyżej czynników wspierających. 2

3 Raport sektorowy Z drugiej strony zakładamy wzrost popytu z elektrowni o jakieś 1-2% (w sty-lut +4% ze względu na remont w Bełchatowie) i delikatny spadek z ciepłowni ze względu na ciepłą zimę. Łączne zużycie powinno wzrosnąć około 1%. Połączenie wzrostu wydobycia o 3% ze spadkiem zagregowanego popytu (zakładając brak powtórnych zakupów z ARM) o 1% spowoduje wzrost zapasów i presję na ceny na i tak trudnym rynku. Pierwsze dwa miesiące potwierdzają te tendencje. Produkcja wzrosła o 11%, czyli o ponad 1,2 mln ton, a sprzedaż o 13%, czyli o 1,4 mln ton (rok temu był strajk w JSW). Zapasy wzrosły o 0,3 mln ton (w lutym 0,4 mln ton). Natomiast ceny spadły o 13% dla energetyki i 20% dla ciepłowni i są ok. 10% poniżej średniej z 2015 r. W związku z tym zakładamy na cały 2016 r. ceny niższe o 8-10% na poziomie 8,8 do 9,0 PLN/GJ. 3

4 Raport sektorowy Na plus można odnotować pierwszy od wielu lat spadek jednostkowego kosztu produkcji węgla w 2015 r., ale jest to efekt głównie przeniesienia kilku najgorszych kopalni do SRK. Jednak cała branża i tak była na głębokiej stracie. W 2016 r. będzie jeszcze trudniej ze względu na głęboki spadek ceny. W trudnym otoczeniu rynkowym będziemy mieli do czynienia z długo wyczekiwaną i głęboką restrukturyzacją sektora węglowego w Polsce. W 2015 r. przeniesiono 3 kopalnie z KW do SRK oraz dwa ruchy i jedną kopalnię z KHW również do SRK. Poza tym sprzedano dwie kopalnie z KW do Węglokoksu. Następnie sprzedano Brzeszcze z SRK do Tauronu oraz wygaszono produkcję w 3 ruchach i jednej kopalni w ramach SRK. Obecna sytuacja wygląda następująco: Polska Grupa Górnicza: 11 kopalni, produkcja ok mln ton JSW: 5 kopalni, produkcja ok. 16,3 mln ton KHW: 4 kopalnie, produkcja około mln ton Bogdanka: 1 kopalnia, produkcja około 8,5-9 mln ton Węglokoks: 1 kopalnia, produkcja około 2 mln ton Tauron Wydobycie: 3 kopalnie, produkcja około 6 mln ton SRK: 1 kopalnia, produkcja 0,5-1 mln ton Inne: 2 kopalnie, produkcja ok. 2,2 mln ton W kwietniu br. powstała Polska Grupa Górnicza (PGG), zbudowana na aktywach Kompanii Węglowej. PGG zostanie dokapitalizowana kwotą 2,417 mld PLN z tego 1,8 mld w gotówce. PGE, Energa i PGNIG Termika wniosą po 500 mln PLN, a FIPP 300 mln PLN. Dodatkowo 617 mln pochodzić będzie z konwersji zadłużenia przez Węglokoks (217 mln PLN) i TF Silesia (400 mln PLN). Banki finansujące KW zobowiązały się do refinansowania zadłużenia na poziomie 615,5 mln PLN. Dodatkowo Węglokoks zrefinansuje 421,5 mln PLN. Osiągnięto porozumienie ze stroną społeczną, które zakłada brak 14 tej pensji w latach (z możliwością jej przywrócenia w 2017 r.), przejęcie 3,8 4 tys. pracowników wraz z częścią zbędnych aktywów przez SRK (w kwietniu przekazano już Ruch 4

5 Raport sektorowy Anna) oraz utworzenie kopalń zespolonych: KWK Bielszowice-Halemba-Pokój, KWK Chwałowice- Jankowice-Marcel-Rydułtowy, KWK Piast-Ziemowit. W 2016 r. oczekujemy jeszcze następujących zmian: Powstanie PHW na bazie KHW oraz Węglokoksu i dokapitalizowanie z Grupy Enea. Być może PHW będzie wehikułem, który będzie posiadał udziały Bogdanki oraz połączonych KHW+Węglokoks Kraj, ale Bogdanka zachowa swoją odrębność korporacyjną. Taka struktura pozwoli ewentualnie zlewarować posiadane udziały i finansować działalność grupy. JSW może zdecydować się na transfer/sprzedaż kopalni Jas-Mos lub Krupiński, w tym do SRK. Ryzykiem dla restrukturyzacji pozostaje brak notyfikacji ze strony KE (decyzja jest oczekiwana około lipca br.). Powyższe zmiany i dokapitalizowanie pozwolą sektorowi na nieco oddechu. Duża praca wykonana przez SRK doprowadziła do spadku zatrudnienia w sektorze o prawie 10 tys. osób i wzrostu wydajności na osobę o 5%. Jednak zakładając spadek ceny o 10%, w 2016 r. sytuacja znowu będzie trudna. W przypadku KHW szacujemy, że przepływy roczne wynoszą około -220 mln PLN. Jednak połączenie z Węglokoks Kraj oraz być może oddanie jeszcze jednego ruchu do SRK zaowocuje zbliżeniem się do zera. W przypadku PGG zastrzyk gotówki w wysokości 1,8 mld PLN i odroczenie spłaty zobowiązań pomoże utrzymać się przez kolejne 2-3 lata. Szacujemy, że po osiągniętym porozumieniu w Kompanii Węglowej, przy bieżących cenach ujemne przepływy wynoszą około mln PLN. Potrzebne są dalsza restrukturyzacja produkcji (optymalizacja wydobycia), oszczędności kosztów oraz być może rozważenie przeniesienia jeszcze jakiś kopalni/ruchów do SRK. Podsumowując, włączenie energetyki (PGE, Energa, Enea), PGNiGu oraz Węglokoksu do węglowej układanki wzmocni fundamenty i poprawi płynność kopalń. Nie pozwoli jednak osiągnąć zbilansowanych przepływów pieniężnych i PHW+PGG będą na minusie ok mln PLN. Oznacza to, że rynek nadal nie jest w stanie równowagi i potrzebuje (i) ograniczenia mocy; (ii) przesunięcia wydobycia z nieefektywnych ścian do tych optymalnych; (iii) oszczędności kosztowych i (iv) wzrostu cen. Nowa struktura to krok w dobrą stronę dający czas i przestrzeń na kontynuację restrukturyzacji już wspólnym wysiłkiem Skarbu Państwa i energetyki. Jednak nie jest to skończona praca, ale połowa drogi. Przed sektorem dalsze wyzwania w 2016 i 2017 r. zwłaszcza, że obecne oczekiwania rynkowe nie wskazują na możliwość wzrostu cen przynajmniej w perspektywie kilku lat. Inwestycje PGE oraz Energi w Polską Grupę Górniczą i prawdopodobna ENEI w Polski Holding Górniczy nie powinny przełożyć się na wyniki grup w bieżącym roku, ponieważ wyniki PGG i prawdopodobnie PHG nie będą konsolidowane. Według informacji Ministerstwa Energii udziały Energi i PGE w Polskiej Grupie Górniczej wyniosą ok. 17%. 5

6 Raport sektorowy Wsparcie dla energetyki konwencjonalnej Ceny energii w Polsce i Niemczech 60 EUR EUR cze sie paź gru lut kwi cze sie paź gru lut kwi cze sie paź gru lut kwi cze sie paź gru lut kwi cze sie paź gru lut kwi Ceny energii w Niemczech (base) (oś lewa) Ceny CO2 futures (oś prawa) Ceny energii w Polsce (base TGE) (oś lewa) Źródło: Bloomberg, DM PKO BP Segmentem, który najbardziej skorzystał na zmianach w ostatnim okresie jest wytwarzanie konwencjonalne. Jest to szczególnie widoczne w zwiększeniu spreadu pomiędzy cenami energii w Polsce i na rynku niemieckim, które są obecnie na najwyższych historycznie poziomach. Już w ostatnich miesiącach 2015 r. widoczny był wzrost cen energii wywołany zwiększeniem budżetu dla operacyjnej rezerwy mocy do ok. 470 mln PLN w roku Od początku 2016 r. różnice cen stały się jeszcze bardziej widoczne ze względu na spadek cen CO2 i gazu. Od tego roku działa także rezerwa zimna, którą objęte jest łącznie 830 MW w PGE i Tauronie. Zgodnie z zapowiedziami Ministerstwa Energii, w ciągu 2-3 miesięcy mają zostać przedstawione mechanizmy wsparcia dla energetyki konwencjonalnej, a rynki mocy są jednym z rozważanych rozwiązań. Nie oczekujemy by nowe rozwiązania przyniosły większe całkowite wsparcie dla wytwórców niż to wynikające z obecnych regulacji odnośnie ORM i rezerwy zimnej. Zaproponowane rozwiązania mogą raczej przenieść obecny poziom wsparcie poza rok Odrębną kwestią pozostaje także dodatkowe wsparcie dla nowych bloków, które wymagają pokrycia nie tylko kosztów stałych, ale także kosztów inwestycji. Propozycje w zakresie wsparcia będą miały decydujące znaczenie dla strategii Energi i Tauronu w zakresie budowy nowych bloków, a także dla ZE PAK w z zakresie modernizacji bloków 3 i 4 w el. Pątnów I. Nie ma także decyzji odnośnie budowy el. atomowej co może być najbardziej istotne dla PGE. Ze względu na koszty tej inwestycji i spadek cen CO2, szanse tego projektu wydają się maleć. Więcej informacji na ten temat znajdzie się prawdopodobnie w założeniach polityki energetycznej państwa do roku 2050, które powinny zostać przedstawione za ok. pół roku. Inwestycje w sektor górniczy zamieniają koszty zmienne związane z zakupem surowca na koszty stałe i zmieniają profil tych spółek na bardziej zależny od cen węgla. Dotyczy to Enei i Tauronu. W przypadku PGE i Energi inwestycje w PGG mają charakter portfelowy i nie będą konsolidowane. W przypadku PGE istnieją dodatkowo relacje handlowe, a po uruchomieniu bloków w Opolu PGE będzie 6

7 Raport sektorowy odbiorcą ok. 30% węgla. Nawet jeżeli PGG uzyska rentowność w 2017 r. to ze względu na wysoki poziom nakładów inwestycyjnych nie zakładamy obecnie, że środki te wrócą do spółek w dającym się przewidzieć terminie. Od początku 2016 r. nastąpił znaczny spadek cen CO2 z prawie 9 EUR w listopadzie 2015 r. do ok. 5 EUR. W kwietniu ceny jednak częściowo odreagowały i osiągnęły poziom 6,5 EUR. Obecnie trwa dyskusja w UE dotycząca propozycji legislacyjnych dla osiągnięcia celów UE w zakresie polityki klimatycznej w roku Pojawiają się propozycje mające służyć podniesieniu cen CO2 tak by mogły wykreować one sygnały inwestycyjne. Propozycje te dotyczą np.: korytarza cenowego, czy wprowadzenia ceny minimalnej, jednak obecnie spotykają się one raczej z oporem. W ciągu ostatnich miesięcy głównym czynnikiem decydującym o ruchach cen były w naszej opinii ceny surowców energetycznych. OZE Obecnie w Sejmie znajduje się projekt ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, która diametralnie ogranicza możliwości rozwoju energetyki wiatrowej. Projekt w obecnej wersji wprowadza zakaz budowy farm wiatrowych w odległości mniejszej niż 10-krotna wysokość całkowita elektrowni (co w praktyce oznacza m) od budynków mieszkalnych i obszarów podlegających ochronie przyrody. Według szacunków branży spełnienie nowych zasad będzie bardzo trudne i w praktyce będą liczyć się jedynie projekty posiadające już pozwolenie na budowę. 7

8 Raport sektorowy Bardziej istotną kwestią jest wpływ ustawy na działające farmy wiatrowe. W tym zakresie ustawa w obecnej formie przynosi wzrost kosztów operacyjnych, szacowany przez nas łącznie na ponad 100 tys. PLN na MW rocznie. Głównym powodem jest wzrost kosztu podatku od nieruchomości, który miałby objąć całą turbinę. Dodatkowo koszty podniesie obowiązek odnawiania co 2 lata pozwolenia na użytkowanie, którego koszt określony został maksymalnie na 1% wartości inwestycji. Aby zrównoważyć dodatkowe koszty, szacowany wzrost cen zielonych certyfikatów musiałby wynieść ok. 40 PLN/MWh. Według informacji branży może zostać osiągnięty kompromis i dodatkowe koszty pozwoleń na użytkowanie zdefiniowane w projekcie ustawy mogą zostać zmniejszone w jej ostatecznej wersji. Podobnie złagodzone miałyby zostać przepisy dotyczące minimalnej odległości. Efektywna skala opodatkowania podatkiem od nieruchomości miałaby także pozostać na niezmienionym poziomie. Z drugiej strony pojawiła się propozycja ze strony organizacji branżowych, by 1% przychodu przeznaczać na dotowanie cen energii na obszarach, na których działają farmy wiatrowe. Na finalny kształt ustawy i czas wejścia jej w życie może mieć także wpływ potencjalna notyfikacja ustawy w KE. Zgodnie z informacjami prasowymi, w najbliższym czasie mają ukazać się założenia modyfikacji ustawy o OZE. Zmiany mają objąć system aukcji, które mają być przeprowadzane oddzielnie dla poszczególnych technologii. O poziomie mocy dla poszczególnych technologii decydowałby rząd. Szczególnie preferowane miałyby zostać biogaz (do 200 MW do 2020 r.), geotermia oraz współspalanie biomasy z uwzględnieniem kogeneracji, które miałoby opanować nawet do 60-70% rynku do 2020 r. Oznaczałoby to zdecydowaną zmianę w stosunku do poprzednich założeń, które bazowały głównie na farmach wiatrowych. Według wcześniejszych szacunków na pierwszą aukcję przygotowane miało zostać ok. 1-1,5 GW mocy farm wiatrowych, przy popycie na poziomie ok. 750 MW. Trudno szacować jak zmieni się popyt i podaż w świetle nowych regulacji prawnych. W scenariuszu bazowym zakładamy jednak, że rząd będzie chciał w pewnym stopniu wykorzystać potencjał możliwych do realizacji projektów wiatrowych. W zakresie wsparcia działających instalacji realizowana jest obecnie polityka określona w obowiązującej wersji ustawy o OZE. Od początku 2016 r. zmniejszona została podaż poprzez wycofanie wsparcia dla dużych elektrowni wodnych i ograniczenie wsparcia dla współspalania. O cenach certyfikatów w naszej opinii zadecyduje jednak w największym stopniu popyt. Obecnie nie wiadomo czy Ministerstwo Energetyki utrzyma na 2017 r., zawarty w obowiązującej ustawie, wzrost obowiązku umorzenia z 15% do 20%. Decyzja ta ma zostać opublikowana do dnia 31 sierpnia br. 8

9 Raport sektorowy Dywidendy Nadal otwarta pozostaje kwestia polityki dywidendowej w grupach energetycznych. Widoczne są starania zarządów by pogodzić interesy inwestorów oraz Skarbu Państwa. Według wypowiedzi rządowych oraz grup energetycznych z początku roku, dotychczasowa polityka dywidendowa miałaby być kontynuowana również w stosunku do zysków za 2015 r. Obecnie wydaje się, że sytuacja ta w pewnym stopniu zmieniła się. W przypadku poszczególnych spółek dywidenda w wysokości 0,10 PLN została zarekomendowana tylko przez zarząd Tauronu, mimo dokonanych odpisów i sytuacji związanej z zadłużeniem. Zarząd PGE zapowiedział poparcie dla dotychczasowej polityki dywidendowej, zakładającej transfer 40-50% zysku netto skorygowanego o odpisy (według naszych szacunków 0,91-1,15 PLN na akcję), ale nie rekomendował konkretnej wartości. Sytuacja w przypadku Energi i Enei nie jest jeszcze wyjaśniona i będzie zależeć bezpośrednio od skali podjętych inwestycji. Obecnie grupy te są w trakcie opracowywania modyfikacji strategii na kolejne lata, która obejmie także inwestycje w sektor węglowy. Na razie zakładamy, że w zmodyfikowanych strategiach znajdzie się miejsce również na dywidendę, ale zredukowaną w stosunku do dotychczasowej polityki. W Enerdze oczekujemy obecnie wypłaty w bieżącym roku na poziomie 0,60 PLN wobec 1,21 PLN zapisanych w polityce dywidendowej, a w ENEI 0,40 PLN wobec 0,66 PLN zdefiniowanych w polityce (przy założeniu oczyszczenia wyniku o odpisy). W ZE PAK zarząd spółki opowiada się za niewypłacaniem dywidendy, ale ostateczna decyzja w naszej opinii będzie należeć do akcjonariuszy. Rekomendacja dywidendy zgodnie z aktualną polityką dywidendową została także podtrzymana przez CEZ, zakładamy wypłatę na poziomie 40 CZK. W przypadku Polenergii zarząd podtrzymał plany dywidendowe spółki mówiące o wypłacie 0,50 PLN. 9

10 Raport sektorowy Dystrybucja 7.0% Średnia rentowność polskich 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% Źródło: Treasury BondSpot Poland, DM PKO BP Rentowność 10-letnich obligacji Średnia roczna rentowność 10-letnich obligacji Dystrybucja była do tej pory głównym segmentem wspierającym i stabilizującym wyniki spółek. Od 2016 r. rozpoczął się nowy okres regulacyjny trwający do 2020 r., który nieco zmienił ten obraz. Jednym z powodów było obniżenie w modelu kosztu kapitału obcego oraz wag ryzyka. Obniżenie WACC z efektywnej stawki ok. 6,84% w roku 2015 do około 5,67% w roku 2016 to nie jedyne zmiany jakie wpłyną na obniżenie wyników. Modyfikacji uległy także benchmarki kosztowe oraz sposób rozliczeń strat sieciowych. Szacujemy, że licząc rok do roku EBITDA segmentu dystrybucji w grupie Tauron i PGE spadnie o około mln PLN rok do roku, w grupie Energa o ok. 200 mln PLN, a w grupie Enea o ponad 100 mln PLN. Pierwsze finansowe efekty wprowadzenia regulacji jakościowej OSD przez URE będą widoczne dopiero w 2018 roku, bo wtedy stopień realizacji celów za 2016 rok w zakresie SAIDI i SAIFI oraz czasu realizacji przyłączenia po raz pierwszy przełoży się na taryfy dystrybucyjne. Benchmarki ogłoszone przez URE na lata zakładają spadek wskaźników SAIDI w tym okresie o 15 %, a wskaźnika SAIFI o 10%. W całym okresie regulacyjnym OSD mają poprawić SAIDI i SAIFI o 50% co oznacza, przynajmniej przed weryfikacją modelu regulacji jakościowej, że w latach przed OSD stałyby większe wyzwania niż w okresie W przypadku czasu realizacji przyłączenia zachodzi sytuacja odwrotna. Generalnie z punktu widzenia OSD wskaźniki regulacji jakościowej są wymagające, a ich niewykonanie może wiązać się z karami finansowymi. Grupy energetyczne sygnalizują, że wprowadzenie regulacji jakościowej może doprowadzić do pewnej modyfikacji kierunków inwestowania, podporządkowując je wykonaniu celów jakościowych, ale raczej zasadniczej zmiany profilu nie należy oczekiwać. Nie ma na razie zbyt wielu szczegółów w co dodatkowo OSD mogłyby inwestować. Pojawiają się informacje, że na przykład stosowane są coraz szerzej prace modernizacyjne sieci pod napięciem, czy mobilne punkty zasilania. Obecnie rynek nie 10

11 Raport sektorowy odbiera regulacji jako bezpośredniego zagrożenia, ale sytuacja może się zmienić jeżeli pojawi się ryzyko niewykonania benchmarków. Zgodnie z regulacją, restrykcje za niewykonanie celów jakościowych to maksymalnie 2% przychodu regulowanego OSD lub 15% stopy zwrotu z kapitału zainwestowanego w działalność dystrybucyjną. W przypadku Taurona i PGE wartość regulowanych aktywów to około 15 mld PLN, a więc nie wykonując wskaźników jakościowych mogłyby stracić teoretycznie na poziomie zysku operacyjnego maksymalnie do ok. 300 mln PLN. W przypadku Energi i Enei ryzyko regulacji jakościowej wynosi odpowiednio maksymalnie do ponad 200 mln i ok. 150 mln PLN. Prezes URE ma także możliwość korekty stopnia niewykonania benchmarków poprzez wskaźnik regulacyjny. System nie przewiduje obecnie nagradzania OSD za przekroczenie wskaźników jakościowych. 11

12 Raport sektorowy Wycena porównawcza Wycena porównawcza spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln EDF 22436,8 5,7 7,5 9,9 2,7 2,9 3,0 10,5% 8,2% 6,7% ENGI 32571,9 12,7 12,8 12,6 5,5 5,9 5,9 7,5% 7,5% 5,6% RWE AG 7179,3 6,6 12,1 11,3 2,7 3,5 3,5 4,7% 3,4% 3,6% IBERDROLA 38039,0 16,3 15,2 14,6 9,5 8,9 8,6 4,5% 4,8% 4,9% FORTUM OYJ 1131,0 15,7 20,4 21,8 7,9 9,1 9,6 9,6% 6,2% 5,6% CEZ 8760,7 11,6 13,4 19,3 6,5 6,3 7,0 8,9% 8,9% 6,0% ENEA 1131,0 4,9 4,9 5,4 4,2 4,9 4,6 4,1% 3,5% 3,5% TAURON 1159,2 4,1 5,5 5,8 3,7 4,5 5,1 5,1% 3,4% 3,7% PGE 5465,9 5,8 7,8 8,3 3,4 4,7 5,1 5,9% 7,5% 5,1% ENERGA 1716,3 5,7 8,2 7,6 4,1 5,1 5,0 12,6% 5,2% 5,2% ZE PAK 106,7 9,4 6,0 4,0 2,7 2,7 2,2 13,0% 0,0% 7,4% Średnia 9,0 10,3 11,0 4,8 5,3 5,4 7,9% 5,3% 5,2% ENERGA ENERGA 8,2 7,6 5,1 5,0 5,2% 5,2% Premia/dyskonto do średniej -20,9% -30,5% -4,6% -8,6% 1,6% -0,7% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 14,2 16,1 11,7 12,2 11,0 11,3 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 15,1 12,0 11,2 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 12,76 ENEA ENEA 4,9 5,4 4,9 4,6 3,5% 3,5% Premia/dyskonto do średniej -53,0% -51,2% -7,9% -14,7% 51,4% 47,9% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 24,1 23,2 12,3 13,3 7,5 7,7 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 23,7 12,8 7,6 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 14,69 PGE PGE 7,8 8,3 4,7 5,1 7,5% 5,1% Premia/dyskonto do średniej -24,4% -24,0% -11,3% -5,2% -29,2% 1,5% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 17,1 17,0 14,6 13,7 15,8 11,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 17,1 14,1 13,4 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 14,87 TAURON TAURON 5,5 5,8 4,5 5,1 3,4% 3,7% Premia/dyskonto do średniej -47,1% -47,3% -15,8% -6,5% 57,5% 42,1% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 5,5 5,6 3,5 3,1 1,9 2,1 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 5,5 3,3 2,0 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 3,60 ZE PAK ZE PAK 6,0 4,0 2,7 2,2 0,0% 7,4% Premia/dyskonto do średniej -42,3% -63,6% -48,6% -60,0% - -29,2% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 16,1 25,5 18,1 23,2 0,0 13,1 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 20,8 20,7 6,6 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 16,02 CEZ CEZ 13,4 19,3 6,3 7,0 8,9% 6,0% Premia/dyskonto do średniej 29,7% 75,9% 18,5% 30,1% -40,3% -12,9% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 55,4 40,9 60,7 55,3 120,4 82,5 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 48,2 58,0 101,5 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 69,17 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 12

13 CEZ Bloomberg: CEZ PW Equity, Reuters: CEZ.WA Kupuj, 77,90 PLN Podniesiona z: Trzymaj Czas na odreagowanie Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji CEZ z ceną docelową na poziomie 77,9 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Głównym katalizatorem dla spółki jest obecnie odreagowanie cen surowców energetycznych i CO2, które spadły istotnie w ciągu ostatnich kilku miesięcy. Wspierające dla kursu akcji są dywidendy, które powinny pozostać na relatywnie wysokich poziomach przez najbliższe dwa lata. W latach oczekujemy stopy zwrotu z dywidendy w wysokości odpowiednio 9%, 6% i 4%. Na początku 2016 r. sytuacja na rynku energii uległa dla CEZ istotnemu pogorszeniu. Ceny na rynku niemieckim spadły od listopada 2015 r. o ponad 10%. Złożyły się na to spadki cen węgla, gazu i CO2. Oznacza to szacunkowy spadek EBITDA o ok. 5 mld CZK. W przypadku utrzymania się takiej sytuacji (zakładając aktualne ceny energii) według naszych prognoz zysk netto, który jest bazą do wypłaty dywidendy, uległby docelowemu ograniczeniu do ok. 10 mld CZK. Na kolejne dwa lata CEZ jest jednak relatywnie dobrze zabezpieczony, co daje czas na potencjalne odreagowanie cen surowców. Prognoza CEZ dotycząca skorygowanego zysku netto na bieżący rok wynosi 18 mld CZK, co przy kontynuacji bieżącej polityki dywidendowej oznacza wypłatę w 2017 r. ok. 27 CZK na akcję. Na 2017 r. zakontraktowane zostało 67% energii po 31,5 EUR. Zgodnie z naszymi prognozami dywidenda wypłacona w 2018 r. mogłaby wynieść ok. 18 CZK na akcję. CEZ dokonał modyfikacji programu inwestycyjnego na lata Łącznie nakłady inwestycyjne w tym okresie wzrosły o 28,5 mld CZK. Wynika to m.in. z przesunięcia nakładów na elektrownie węglowe z 2015 r. (6,4 mld CZK), zwiększonych nakładów w segmencie dystrybucji w Czechach (5,1 mld CZK) oraz potencjalnego capexu na rozwój farm wiatrowych w Polsce (6,6 mld CZK), który jest obecnie mało prawdopodobny. By wspierać EBITDA przy utracie marż w wytwarzaniu spółka chce uzyskać dodatkowo 3 mld CZK do 2020 dzięki programom poprawy efektywności oraz ewentualnie zainwestować do 60 mld CZK w źródła odnawialne w Niemczech lub innych krajach o stabilnych regulacjach, co potencjalnie może zwiększyć EBITDA o kolejne 6 mld CZK. Inwestycje te nie powinny mieć jednak wpływu na politykę dywidendową spółki. mld CZK P 2017P 2018P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E 13,2 14,5 13,1 18,9 22,7 P/BV 1,2 1,1 0,9 0,9 0,9 EV/EBITDA 7,0 5,7 6,2 7,0 7,3 EPS 43,88 38,55 33,47 23,23 19,38 DPS 40,00 40,00 26,77 18,59 15,50 FCF P - Prognozy DM PKO BP mld CZK Informacje Dywidenda Akcjonariusze Poprzednie rekom. 09 maja 2016 r. Kurs akcji (PLN) 71,90 Upside 8% Liczba akcji (mn) 537,99 Kapitalizacja (mld PLN) 38,68 Free float 25% Free float (mld PLN) 9,66 Free float (mld USD) 2,49 EV (mld CZK) 372,58 Dług netto (mld CZK) 136,24 Stopa dywidendy (%) 9,1% Odcięcie dywidendy - % Akcji Czech Rep. State Treasury 69, Data i cena docelowa Trzymaj ,71 Sprzedaj ,10 Kurs akcji Analityk Adres: CEZ PX PX Spółka 1 miesiąc -1,9% 12,9% 3 miesiące -4,1% 10,9% 6 miesięcy -12,2% -6,1% 12 miesięcy -14,6% -23,8% Min 52 tyg. PLN 58,23 Max 52 tyg. PLN 96,59 Średni dzienny obrót mld CZK 0,01 Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

14 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 476,0 CZK (77,9 PLN). Model DCF mln CZK 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< EBIT 0, Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT 0, CAPEX 0, Amortyzacja 0, 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 5,1% 5,1% 5,2% 5,2% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Współczynnik dyskonta 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5 DFCF 0, Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość Firmy (EV) Dług netto Rezerwy na skł. urz. jadrowych i poz Kapitały mniejszości Wartość godziwa Liczba akcji (mln szt.) 538,0 Wartość godziwa na akcję na ,0 Cena docelowa za 12 miesięcy (CZK) 476,0 Cena bieżąca 440,0 Dywidenda 40,0 Oczekiwana stopa zwrotu 17,3% 14

15 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 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 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 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% Koszt długu 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% Waga kapitału własnego 60,2% 61,7% 64,3% 63,5% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% Waga długu 39,8% 38,3% 35,7% 36,5% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% WACC 5,0% 5,1% 5,2% 5,2% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% CEZ: Kluczowe założenia do wyceny 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Cena energii elektrycznej CEZ (EUR/MWh) Cena brunatnego (CZK/GJ) 41,0 41,8 42,6 43,5 44,3 Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,5 7,0 7,0 7,0 8,0 Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 475,97 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 4,0% 76,8 92,8 114,1 143,8 188,0 4,5% 64,8 77,4 93,4 114,8 144,6 WACC 5,0% 55,2 65,3 77,9 94,1 115,5 5,5% 47,4 55,7 65,8 78,4 94,7 6,0% 40,8 47,7 56,1 66,3 79,0 Źródło: DM PKO BP 15

16 Prognozy finansowe (mld CZK): Rachunek zysków i strat P 2017P 2018P 2019P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 209,8 215,3 217,3 200,7 210,2 194,6 200,3 201,4 182,0 Zysk z działalności operacyjnej 61,5 57,9 45,8 38,1 29,0 28,7 22,9 20,6 20,1 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych -3,7 0,5-1,0-1,2-1,7 0,0 0,0 0,0 0,0 Saldo działalności finansowej 5,9 7,4 0,3 7,1 0,4 6,5 7,5 7,7 7,8 Zysk przed opodatkowaniem 52,0 51,0 44,4 29,9 26,9 22,2 15,4 12,9 12,3 Podatek dochodowy 11,2 10,8 9,2 6,2 6,3 4,2 2,9 2,4 2,3 Zyski (straty) mniejszości 0,0-1,3-0,7 0,0-0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 Zysk (strata) netto 40,8 41,4 35,9 23,6 20,7 18,0 12,5 10,4 10,0 Skorygowany zysk (strata) netto 40,8 41,4 35,9 23,6 20,7 18,0 12,5 10,4 10,0 Bilans P 2017P 2018P 2019P Aktywa Trwałe 467,3 494,9 486,5 497,5 493,1 502,5 497,8 502,1 503,7 Wartości niematerialne i prawne 16,6 21,6 20,8 20,6 20,2 28,8 21,6 21,6 21,6 Rzeczowe aktywa trwałe 386,8 419,8 426,6 426,5 421,4 421,0 422,6 426,9 428,6 Pozstałe aktywa długoterminowe 63,9 53,5 39,2 50,4 51,5 52,7 53,5 53,5 53,5 Aktywa Obrotowe 131,0 141,2 154,6 130,4 109,6 109,3 130,9 129,6 132,2 Zapasy 9,3 11,7 10,6 9,9 10,1 13,7 11,7 11,7 11,6 Należności 55,4 56,6 68,6 52,5 46,4 48,4 56,6 56,6 56,6 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 44,2 55,0 50,3 47,8 39,6 38,5 55,0 55,0 55,1 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 22,1 18,0 25,1 20,1 13,5 8,6 7,6 6,4 9,0 Aktywa razem 598,3 636,1 641,1 627,9 602,7 611,7 628,6 631,7 636,0 Kapitał Własny 232,2 254,2 263,1 265,9 272,2 267,7 266,5 266,9 268,5 Kapitały mniejszości 5,4 4,0 5,0 4,5 4,3 3,3 4,0 4,0 4,0 Zobowiązania 366,1 381,9 378,0 362,0 330,5 344,0 362,2 364,8 367,4 Zobowiązania długoterminowe 240,7 262,9 258,3 254,7 236,8 247,7 243,2 245,9 248,5 Kredyty i pożyczki 164,7 176,1 168,4 160,9 145,6 144,0 143,6 143,1 142,7 Zobowiązania handlowe i pozostałe 38,7 44,4 46,1 46,5 30,7 37,7 42,4 42,1 40,7 Zobowiązania krótkoterminowe 125,4 118,9 119,7 107,3 93,7 96,3 118,9 118,9 118,9 Kredyty i pożyczki 24,8 16,8 30,8 23,3 11,9 13,6 16,8 16,8 16,8 Pozostałe rezerwy 22,5 28,9 25,5 23,7 23,8 24,2 28,9 28,9 28,9 Zobowiązania handlowe i pozostałe 78,2 73,3 63,4 60,3 58,0 58,6 73,3 73,3 73,3 Pasywa razem 598,3 636,1 641,1 627,9 602,7 611,7 628,6 631,7 636,0 Rachunek Przepływów Pieniężnych P 2017P 2018P 2019P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 61,8 64,6 72,6 70,9 72,6 52,4 46,7 44,4 43,8 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -52,9-53,1-40,3-34,7-31,6-34,2-32,8-35,2-32,4 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -8,4-15,8-25,5-41,1-47,4-23,1-14,8-10,4-8,8 Wskaźniki (%) P 2017P 2018P 2019P ROE 17,6% 16,3% 13,6% 8,9% 7,6% 6,7% 4,7% 3,9% 3,7% Dług netto 167,4 174,9 156,6 147,2 131,2 136,2 139,9 140,8 137,7 16

17 Enea Bloomberg: ENA PW Equity, Reuters: ENAE.WA Trzymaj, 11,80 PLN Obniżona z: Kupuj Kombinat energetyczno-górniczy Wydajemy rekomendację Trzymaj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 11,8 PLN. ENEA jako jedyna z grup energetycznych powinna osiągać wzrost EBITDA w 2016 r. i w kolejnych dwóch latach w relacji do 2015 r. Wzrost będzie pochodził z akwizycji Bogdanki oraz z uruchomienia nowego boku w elektrowni Kozienice. Od 2017 r. znacznie spadają nakłady inwestycyjne, ale oczekujemy, że w dużym stopniu zostaną zaangażowane one w nowe projekty. Spółka nie zaprezentowała jeszcze strategii i polityki dywidendowej, oczekujemy jednak kontynuacji umiarkowanej polityki dywidendowej na poziomie 20-30% zysku netto. ENEA w ciągu dwóch ostatnich lat rozpoznawała w wynikach zyskach przychody z KDT-ów w wysokości odpowiednio 258 mln PLN i 293 mln PLN. Operacyjne zyski wspierane były także przez program oszczędności. Pomimo wysokiej bazy z ubiegłego roku oczekujemy, że wyniki operacyjne EBITDA w 2016 r. wzrosną ponownie dzięki konsolidacji Bogdanki. Od roku 2017 EBITDA powinna być także wspierana przez nowy blok 1075 MW. Krystalizuje się ostateczny kształt zaangażowania ENEI w górnictwo. Oprócz inwestycji w Bogdankę, ENEA ma także potencjalnie wraz z Węglokoksem Kraj uczestniczyć w Polskim Holdingu Węglowym (strukturze związanej z KHW). Potrzeby inwestycyjne PHW wynoszą ok mln PLN. Ministerstwo Energii nie zdecydowało się jednak na bezpośredni udział w ramach tej grupy Bogdanki. Oczekujemy, że Enea będzie zaangażowana w ten projekt. Od 2017 r. grupa ENEA zacznie pokazywać pozytywne przepływy pieniężne ze względu na zakończenie inwestycji w Kozienicach. Z tego powodu kolejną potencjalną inwestycją może zostać wspólna inwestycja wraz z Energą w blok w Ostrołęce. Na tym tle należy rozpatrywać także politykę dywidendową. Polityka ta zostanie zaprezentowana wraz ze zmodyfikowaną strategią. Oczekujemy kontynuacji umiarkowanej polityki dywidendowej na poziomie 20-30% zysku netto. mln PLN P 2017P 2018P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E 7,5 6,7 4,9 5,4 4,4 P/BV 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3 EV/EBITDA 3,9 4,2 4,9 4,6 4,1 EPS 2,06 2,23 2,34 2,12 2,58 DPS 0,47 0,40 0,40 0,40 0,40 FCF P - Prognozy DM PKO BP mln PLN 09 maja 2016 r. Informacje Kurs akcji (PLN) 11,35 Upside 4% Liczba akcji (mn) 441,44 Kapitalizacja (mln PLN) 5 010,37 Free float 49% Free float (mln PLN) 2 430,03 Free float (mln USD) 627,43 EV (mln PLN) ,94 Dług netto (mln PLN) 6 048,56 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 3,5% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Skarb Państwa (S. Treasury) 51, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Kupuj ,80 Kupuj ,50 Kurs akcji Enea WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc -3,5% -1,0% 3 miesiące 3,5% 1,3% 6 miesięcy -8,3% -9,4% 12 miesięcy -26,6% -30,4% Min 52 tyg. PLN 9,94 Max 52 tyg. PLN 17,11 Średni dzienny obrót mln PLN 6,05 Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

18 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 11,8 PLN. Model DCF mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< EBIT 0,0 1,347,6 1,353,8 1,612,0 1,555,2 1,519,7 1,627,5 1,747,0 1,807,7 Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT 0 1,091,6 1,096,6 1,305,7 1,259,7 1,230,9 1,308,3 1,415,0 1,464,3 CAPEX 0-3,908,2-2,184,4-2,107,0-1,735,0-1,735,0-1,727,4-1,713,5-1,759,5 Amortyzacja 918,1 1,108,2 1,138,3 1,163,1 1,193,8 1,193,8 1,193,8 1,193,8 Zmiany w kapitale obrotowym FCF 0-1,898,5 20,3 337,0 687,8 689,7 774,7 895,3 898,6 WACC 6,7% 6,2% 6,2% 6,2% 6,5% 6,5% 6,7% 6,9% 6,9% Współczynnik dyskonta 0,00 1,06 1,13 1,20 1,28 1,36 1,45 1,54 1,65 DFCF 0,0-1,786,9 18,0 281,3 539,3 508,0 536,0 580,7 545,1 Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I 1,221,5 Suma DFCF - Faza II 9,324,0 Wartość Firmy (EV) 10,545,5 Dług netto 3,932,2 Kapitały mniejszości 784,9 Zobowiązania wobec pracowników 1,024,8 Wartość godziwa 4,803,7 Liczba akcji (mln szt.) 441,4 Wartość godziwa na akcję na ,9 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 11,8 Cena bieżąca 11,4 Dywidenda 0,40 Oczekiwana stopa zwrotu 7,3% 18

19 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 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 Premia za ryzyko długu 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 8,7% 8,7% 8,7% 8,7% 8,7% 8,7% 8,7% 8,7% 8,7% Koszt długu 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% Waga kapitału własnego 56,0% 45,3% 44,1% 44,0% 50,0% 50,0% 55,0% 60,0% 60,0% Waga długu 44,0% 54,7% 55,9% 56,0% 50,0% 50,0% 45,0% 40,0% 40,0% WACC 6,7% 6,2% 6,2% 6,2% 6,5% 6,5% 6,7% 6,9% 6,9% ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 8,9 8,9 9,1 9,2 9,3 Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,5 6,8 7,0 7,0 8,0 Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 11,78 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 5,9% 11,5 13,8 16,6 20,0 24,2 6,4% 9,7 11,7 14,0 16,7 20,1 WACC 6,9% 8,2 9,8 11,8 14,1 16,9 7,4% 6,8 8,3 9,9 11,9 14,2 7,9% 5,6 6,9 8,4 10,0 12,0 Źródło: DM PKO BP 19

20 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2017P 2018P 2019P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 9 708, , , , , , , , ,9 Zysk z działalności operacyjnej 846,0 824,9 905, ,5-162, , , , ,2 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 6,0 0,3 4,9 0,9 1,8 1,5 1,5 1,6 1,7 Saldo działalności finansowej 137,2 61,3 43,3-44,3 2,7-73,4-199,0-205,0-325,2 Zysk przed opodatkowaniem 989,1 886,5 954, ,1-157, , , , ,9 Podatek dochodowy -195,6-196,6-231,5-234,0 10,0-242,1-219,4-267,3-271,0 Zyski (straty) mniejszości 794,3 695,6 722,5 908,3-183, ,1 935, ,7 959,0 Zysk (strata) netto 794,3 695,6 722,5 908,3-183, ,1 935, ,7 959,0 Skorygowany zysk (strata) netto 794,3 695,6 722,5 908,3 982, ,1 935, ,7 959,0 Bilans P 2017P 2018P 2019P Aktywa Trwałe 9 830, , , , , , , , ,2 Wartości niematerialne i prawne 102,3 271,7 275,0 383,2 346,3 354,3 362,5 370,9 370,9 Rzeczowe aktywa trwałe 9 076, , , , , , , , ,9 Pozstałe aktywa długoterminowe 651,5 280,4 282,9 259,0 691,3 696,7 702,4 708,4 708,4 Aktywa Obrotowe 4 331, , , , , , , , ,3 Zapasy 483,0 502,7 521,5 508,2 649,5 656,0 662,6 669,2 669,2 Należności 1 091, , , , , , , , ,4 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 538,6 638,0 498,4 790,8 652,8 657,1 691,4 729,5 729,5 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 218, , ,2 687, , , , , ,2 Aktywa razem , , , , , , , , ,6 Kapitał Własny , , , , , , , , ,1 Kapitały mniejszości 29,1 22,7 19,3 49,6 784,9 792,7 800,6 808,6 816,7 Zobowiązania 3 682, , , , , , , , ,5 Zobowiązania długoterminowe 1 659, , , , , , , , ,2 Kredyty i pożyczki 73,4 50,8 819, , , , , , ,4 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 454,4 542,5 476,2 618,1 818,8 811,4 804,1 796,9 796,9 Zobowiązania handlowe i pozostałe 978,0 663,9 632,6 642,4 692,2 712,8 738,4 766,2 766,2 Zobowiązania krótkoterminowe 2 023, , , , , , , , ,3 Kredyty i pożyczki 45,5 24,0 22,6 8,9 43,4 43,4 43,4 43,4 43,4 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 182,2 177,4 270,8 268,3 398,0 398,0 398,1 398,3 387,2 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 408, , , , , , , , ,9 Pasywa razem , , , , , , , , ,6 Rachunek Przepływów Pieniężnych P 2017P 2018P 2019P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 1 143, , , , , , , , ,1 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -590, , , , , , , , ,1 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235,4-255,7 601, , , ,6 823,6 23,6-176,4 Wskaźniki (%) P 2017P 2018P 2019P ROE 7,6% 6,4% 6,3% 7,5% -1,5% 7,9% 6,8% 7,7% 6,2% Dług netto , , ,0 949, , , , , ,0 20

21 Energa Bloomberg: ENG PW Equity, Reuters: ENGP.WA Trzymaj, 11,50 PLN Obniżona z: Kupuj Równanie z wieloma niewiadomymi Wydajemy rekomendację Trzymaj dla akcji Energi z ceną docelową 11,5 PLN. Obecnie wycena spółki jest związana z duża niepewnością. Energa jest w trakcie aktualizacji strategii, która może potencjalnie zmienić oparty na biznesie regulowanym model działalności i dywidendowy charakter spółki. Widoczne są wysiłki zarządu, by zmodyfikowana strategia uwzględniała także interesy inwestorów, ale polityka dywidendowa zależeć będzie również od timingu inwestycji w Polską Grupę Górniczą oraz skali zaangażowania w budowę nowego bloku w elektrowni Ostrołęka. W 2016 r. wyniki znajdą się pod presją ze względu na spadek efektywnego WACC w segmencie dystrybucji oraz brak wsparcia dla współspalania i elektrowni wodnej we Włocławku, a także niskie ceny zielonych certyfikatów. Znajdzie to odzwierciedlenie w odpisach wartości aktywów, które w I kw. obejmą farmy wiatrowe i wyniosą łącznie 305 mln PLN. Z drugiej strony oczekujemy, że spółka wdroży także program redukcji kosztów, ale jego efekty będą widoczne raczej w kolejnych latach. Według założeń programu zaprezentowanego w 2015 r. wpływ oszczędności na EBITDA miał docelowo wynieść 250 mln PLN. Energa rozpocznie inwestycje w nowych obszarach, którymi są wydatek 500 mln PLN na Polską Grupę Górniczą oraz reaktywacja budowy nowego bloku w Ostrołęce. W przypadku realizacji tych inwestycji w ramach bilansu, co jest prawdopodobnym scenariuszem, kontynuacja obecnej hojnej polityki dywidendowej nie będzie możliwa. W skrajnym przypadku, jakim będzie realizacja własnymi siłami bloku 1000MW, w naszej ocenie wypłata dywidendy zostanie zawieszona. Obecnie nie jest to jednak nasz główny scenariusz. Zakładamy inwestycje na poziomie umożliwiającym przeznaczenie ok mln PLN rocznie na dywidendę. Do końca półrocza zaprezentowana ma zostać zmodyfikowana strategia spółki. Według prezentowanych informacji, segment dystrybucji ma generować nadal większość przychodów, ale oczekiwana jest ewolucja w stronę wytwarzania. Energa zainteresowana jest także aktywami kogeneracyjnymi (m.in. elektrociepłowniami wystawionymi na sprzedaż przez EDF). Oczekujemy również realizacji bloku węglowego w Ostrołęce. Odrębną kwestią pozostaje jednak w jakiej formie i z jakim udziałem Energi ten projekt byłby realizowany. Zależeć będzie od tego bezpośrednio możliwość kontynuacji i skala polityki dywidendowej. Projekt ten stanowi obecnie największe ryzyko dla wyceny spółki. mln PLN P 2017P 2018P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto P/E 8,6 10,1 13,4 7,6 7,0 P/BV 1,0 0,9 0,5 0,5 0,5 EV/EBITDA 5,5 4,3 5,1 5,0 4,9 EPS 2,37 2,01 0,85 1,50 1,63 DPS 1,44 0,60 0,60 0,60 0,60 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP mln PLN 09 maja 2016 r. Informacje Kurs akcji (PLN) 11,44 Upside 1% Liczba akcji (mn) 414,07 Kapitalizacja (mln PLN) 4 736,93 Free float 48% Free float (mln PLN) 2 296,46 Free float (mln USD) 592,95 EV (mln PLN) 9 811,85 Dług netto (mln PLN) 5 074,92 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 5,2% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Skarb Państwa (St. Treasury) 51, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Kupuj ,00 Trzymaj ,80 Kurs akcji Energa WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc -3,5% -7,9% 3 miesiące 3,5% -15,9% 6 miesięcy -8,3% -25,3% 12 miesięcy -26,6% -52,2% Min 52 tyg. PLN 11,00 Max 52 tyg. PLN 23,90 Średni dzienny obrót mln PLN 10,50 Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

22 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 11,5 PLN. Obecnie nie znamy szczegółów strategii spółki i polityki dywidendowej na kolejne lata, która w naszej opinii będzie miała istotny wpływ na wycenę i postrzeganie spółki przez inwestorów. W bazowym scenariuszu zakładamy budowę bloku 500MW w Ostrołęce z udziałem PIR, co umożliwiałoby kontynuowanie umiarkowanej polityki dywidendowej. W przypadku decyzji o samodzielnej realizacji bloku 1000MW bez systemu wsparcia oczekujemy zawieszenia wypłaty dywidend, co w naszej opinii będzie miało zdecydowanie negatywny wpływ na postrzeganie spółki. Model DCF mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P< EBIT 0,0 731, , , , , , , ,7 Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT 0,0 592,6 900,6 970,0 984, , , , ,4 CAPEX 0, , , , , , , , ,9 Amortyzacja 0,0 907,5 950,1 962,9 987, , , , ,7 Zmiany w kapitale obrotowym 0,0-97,5-2,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF 0,0-276,2 136,6 208,0 210,0 316,7 223,4 292,9 789,2 WACC 6,4% 6,6% 6,5% 6,4% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,21 1,29 1,38 1,47 1,57 1,68 DFCF 0,0-259,1 120,3 172,1 162,7 229,7 151,7 186,2 469,7 Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I 1 233,3 Suma DFCF - Faza II 8 160,3 Wartość Firmy (EV) 9 393,6 Dług netto 4 201,0 Udział niekontrolujący 44,0 Zobowiązania wobec pracowników 663,0 Wartość godziwa 4 485,6 Liczba akcji (mln szt.) 414,1 Wartość godziwa na akcję na ,8 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 11,5 Cena bieżąca 11,2 Dywidenda 0,60 Oczekiwana stopa zwrotu 8,2% 22