Aktualizacja raportu. Tauron

Transkrypt

1 2 stycznia 212 Aktualizacja raportu PKN Orlen BRE Bank Securities Cena bieŝąca Cena docelowa Kapitalizacja Free float 7,5 PLN 6,9 6,3 5,7 5,1 TAURON Energetyka Polska Średni dzienny obrót (3 mies.) Struktura akcjonariatu WIG 5,35 PLN 7,44 PLN 9,3 mld PLN 5,6 mld PLN 35,2 mln PLN Skarb Państwa 3,6% KGHM 1,39% ING OFE 5,6% Pozostali 54,49% Strategia dotycząca sektora Polski sektor energetyczny powinien wykazywać coraz większą korelację z rynkami UE, co będzie oznaczać stopniową konwergencję cen. Dodatkowo ten proces powinien być wspierany przez wzrost konsumpcji, przy jednoczesnym braku inwestycji w nowe moce wytwórcze. MoŜe to w przyszłości prowadzić do deficytu energii w okresach szczytowego zapotrzebowania. Profil spółki to drugi pod względem wielkości zintegrowany koncern energetyczny w Polsce z potencjałem wytwórczym na poziomie 5,6 GW i wydobyciem węgla sięgającym 5 mln ton rocznie. Koncern jest największym sprzedawcą detalicznym w Polsce i dostarcza klientom końcowym ponad 34 TWh energii elektrycznej w skali roku. Spółka posiada takŝe infrastrukturę dystrybucyjną, poprzez którą w 21 roku przesłano klientom końcowym 32,9 TWh energii. Kurs akcji Tauronu na tle WIG 4, Kamil Kliszcz (48 22) kamil.kliszcz@dibre.com.pl Tauron TPE PW; TPE.WA Kupuj (Niezmieniona) Atrakcyjna cena, bez ryzyka podaŝy akcji W 211 roku akcje Tauronu mimo bez wątpienia defensywnego charakteru (stabilne przepływy pienięŝne, niŝsza wraŝliwość na koniunkturę) nie zachowywały się lepiej od szerokiego rynku. Na pewno duŝy wpływ miały na to zrealizowana w marcu zaskakująca sprzedaŝ 12% pakietu przez MSP oraz ogłoszona w sierpniu droga akwizycja aktywów Vattenfalla. Podobnie jak w pozostałych spółkach z sektora notowania obciąŝyła takŝe informacja o niŝszych przydziałach darmowych uprawnień na lata oraz zapowiedź zmian w systemie wsparcia OZE. Wydaje się, Ŝe rok 212 powinien być juŝ w przypadku Tauronu ubogi w takie niespodzianki, co w połączeniu z bardzo atrakcyjną wyceną i bezpiecznym profilem działalności będzie wyróŝniać Spółkę pozytywnie na tle sektora. Na sile traci równieŝ główne ryzyko związane z polska energetyką, a mianowicie koszty wejścia w Ŝycie pakietu klimatycznego. W naszych prognozach zakładamy ceny CO 2 w 213 roku na 15 EUR/t, podczas gdy obecnie notowane są po 8 EUR/t. Przy takim wydaje się konserwatywnym załoŝeniu (dodatkowo ze względu na napięty bilans na rynku energii moŝliwe są mocniejsze wzrosty cen prądu) Spółka jest notowana na wynikach 213 roku z 24% dyskontem do sektora dla wskaźników EV/ EBITDA i P/CE. Podtrzymujemy rekomendację kupuj, obniŝając cenę docelową do 7,44 z 9,9 PLN (przejęcie Vattenfalla, obniŝenie wyceny porównawczej, mniej korzystny system wsparcia dla OZE, mniej optymistyczne prognozy dla wydobycia z uwagi na powtarzające się problemy z realizacja planów wolumenowych). Perspektywy na rok 212 Głównym budulcem wzrostu wyników Tauronu w 211 roku były segment dystrybucyjny i segment obrotu. W pierwszym przypadku te tendencje w związku z procesem dochodzenia do pełnego zwrotu z WRA powinny zostać utrzymane. Jeśli chodzi o działalność handlową to ze względu na utrzymującą się presję na marŝe detaliczne oraz wystąpienie w ubiegłym roku kilku trudnych do powtórzenia w 212 roku okazji rynkowych (m.in. okienko eksportowe do Niemiec, wysokie róŝnice w cenach spotowych i kontraktowych) naleŝy się spodziewać pogorszenia rezultatów w tym obszarze. Powinno być to jednak rekompensowane wzrostem zysków z OZE (konsolidacja przejętych farm wiatrowych) oraz wydobycia (wyŝsze wolumeny). Zyski na wytwarzaniu zgodnie z oczekiwaniami będą pod presją z uwagi na spadające przychody z rekompensat KDT, ale częściowo zneutralizują to niŝsze koszty (efekty programu dobrowolnych odejść) oraz wyŝsza produkcja w najbardziej efektywnym bloku w Elektrowni Łagisza. Dodatkowo Spółka będzie juŝ w pełni konsolidować przejęte aktywa Vattenfalla, które na poziomie EBITDA powinny dołoŝyć 41 mln PLN. Ostatecznie więc zysk operacyjny powinien zbliŝyć się do 2 mld PLN. Wzrost na poziomie netto będzie istotnie mniejszy z uwagi na ponoszone koszty finansowania akwizycji. (mln PLN) P 212P 213P Przychody , , , , ,3 EBITDA 2 641, , 3 74,3 3 66, ,5 marŝa EBITDA 19,3% 17,9% 14,5% 14,2% 13,4% EBIT 1 32, , , , , Zysk netto 774,4 858, , ,8 1 39,3 DPS,4,,15,22,15 P/E 1,7 1,9 7,3 6,9 9, P/CE 4, 4,2 3,5 3,2 3,2 P/BV,7,6,6,6,5 EV/EBITDA 4,3 3,5 4,4 4, 4,5 DYield,7%,1% 2,7% 4,1% 2,9% Dom 2 stycznia Inwestycyjny 212 BRE Banku nie wyklucza złoŝenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się na ostatniej stronie niniejszego raportu.

2 Wyniki za 211 i perspektywy na kolejne kwartały Wyniki Tauronu za 3Q okazały się być zbieŝne z naszymi prognozami i rynkowym konsensusem, aczkolwiek struktura wyniku operacyjnego była nieco inna niŝ oczekiwaliśmy. Wyraźnie słabiej od oczekiwań wypadł segment wytwarzania, który wypracował tylko 17 mln PLN vs. zakładane 162 mln PLN przy rekompensatach KDT zbliŝonych do załoŝeń (17,7 mln PLN vs. 11 mln PLN). Słabszy od oczekiwań był równieŝ EBIT obszaru wydobycia, ale te ubytki zysku zostały zrekompensowane przez lepszy od prognoz wynik dystrybucji (184 mln PLN vs. 153 mln PLN dzięki dalszemu ograniczaniu kosztów), segmentu OZE (37,5 mln PLN vs. 31 mln PLN - poprawa r/r mimo niŝszego wolumenu produkcji to efekt przesunięcia 2 mln PLN przychodów z zielonych certyfikatów z segmentu obrotu), a takŝe znakomity rezultat segmentu handlowego (69,9 mln PLN vs. 45,5 mln PLN). Na poziomie działalności finansowej saldo było niŝsze od naszych załoŝeń (-16 mln PLN vs. +1,3 mln PLN) ze względu na wyŝsze o 13,5 mln PLN koszty finansowe q/q, co ostatecznie wpłynęło na niewielkie odchylenie na zysku netto. Częściowo wyŝsze wydatki odsetkowe (o około 5 mln PLN) były pochodną wcześniejszej spłaty kredytu przez nabytą we wrześniu farmę wiatrową Lipniki. Rozliczenie tej akwizycji ma jednak charakter wstępny, a więc po konsultacjach z audytorem te koszty mogą zostać alokowane w raporcie rocznym do ceny nabycia. Skonsolidowane wyniki kwartalne Grupy Tauron według segmentów I kw. II kw. III kw. IV kw. I kw. II kw. (mln PLN) III kw. 1 IV kw. 1 Przychody 3 549, , ,8 3 62, , , 3 69, , 5 299,1 5 32, ,7 EBIT 334,7 377,1 354,8 193,2 476, 36,7 345,2 271,3 511, 427,1 382,9 wydobycie 44,7 68,5 28,5 5,4 43, -38,2 2,9-1,9-4,4 49,2 3,5 wytwarzanie 175, 177,1 149,9 175,2 184,9 176,3 165,7 129,3 29,5 167,7 16,9 w tym rekompensaty KDT 29,7 152,3 157,2 144,8 73,6 146,8 129, 88, 73,5 95,3 17,7 wytwarzanie bez KDT 145,3 24,8-7,3 3,4 111,3 29,5 36,7 41,3 136, 72,4 -,9 energetyka odnawialna 17,1 19,5 9,2 9,4 13,9 28,6 23, 23,8 34,1 21,8 37,5 dystrybucja -18,4 28,2 83,1 1,7 117, 11,5 138,3 143,5 167,4 17,2 183,9 sprzedaŝ energii 112,9 16,6 87,3-4,9 99,9 12,2 19,6-43,6 92,4 48,4 69,9 pozostała działalność 14,7-15,7-6,2 13,9 26,3-8,7-2,7 2,6 27, -5,1-1,8 pozycje nieprzypisane -11,2-7, 3, -7,3-8,9 25,9-1,6 -,5-15, -25, -17, EBITDA I kw. 11 II kw. 11 III kw. 11 Produkcja energii w GWh 4,7 4,2 4,5 5,3 5,3 4,9 5,3 5,8 5,9 5,3 5,1 Dystrybucja energii w GWh 9,4 8,6 8,8 9,6 9,6 9,2 9,2 9,5 1, 9,4 9,4 Wydobycie węgla 1,1 1,4 1, 1,4 1,4,9 1,2 1,1 1,2 1,4 1,2 Źródło: Tauron W ujęciu segmentowym największym rozczarowaniem okazał się segment wytwórczy gdzie wynik operacyjny oczyszczony o rekompensaty KDT był lekko ujemny wobec oczekiwanego zysku na poziomie 52 mln PLN. Głównym powodem tego odchylenia były wyŝsze koszty zmienne (część węgla kupowana na spocie przy mniejszej produkcji z własnych kopalń), spadek sprzedaŝy ciepła (-22% r/r) i większy niŝ oczekiwaliśmy negatywny wpływ miesięcznego remontu nowego efektywnego bloku w Łagiszy (wg danych PSE remont trwał praktycznie cały wrzesień). Prawdopodobnie przestój na najbardziej efektywnej instalacji wytwórczej był odpowiedzialny za 4,5% spadek produkcji energii i mocne obniŝenie rentowności. W 4Q ten efekt moŝe być jeszcze zauwaŝalny, gdyŝ wbrew planom remont ten zakończył się dopiero pod koniec października. Warto jednak zwrócić uwagę, Ŝe Tauron mógł być głównym beneficjentem bardzo wysokich cen spotowych energii w listopadzie, kiedy to wiele jednostek centralnie dysponowanych miało awarię (bloki w Elektrowni Turów, Ostrołęka. PAK, Połaniec). Dodatkowo wsparciem dla EBIT segmentu w ostatnim kwartale będą księgowane wysokie KDT-y, które powinny przekroczyć 15 mln PLN. Ostatecznie więc raportowany zysk operacyjny obszaru za cały rok 211 moŝe sięgnąć 67 mln PLN. W przyszłym roku naleŝy się spodziewać gorszych rezultatów z uwagi na spodziewane niŝsze rekompensaty KDT (25 mln PLN vs. 43 mln PLN). Częściowo będzie to rekompensować wyŝsza o około 4% cena jednostkowa sprzedaŝy, która praktycznie została juŝ zakontraktowana. Niewielki inflacyjny wzrost cen węgla wynikający z umów długoterminowych z polskimi kopalniami w takim otoczeniu pozwoli na rozszerzenie marŝy elektrowni opalanych tym paliwem, a nie bez znaczenia będzie równieŝ przywrócenie nominalnych zdolności w kopalniach naleŝących do Grupy (w naszym modelu zakładamy wzrost wolumenu o 2 tys. 2 stycznia 212 2

3 ton choć w pozytywnym scenariuszu mogłoby to być nawet 7 tys. ton). Poprawę po stronie kosztowej zapewniają równieŝ niskie notowania uprawnień do emisji CO 2. W prognozach uwzględniamy równieŝ wyŝszą dyspozycyjność nowego bloku w Łagiszy (tylko miesiąc postoju zamiast dwóch) oraz brak kosztów programu dobrowolnych odejść (rezerwy na ten cel w tym roku wyniosą w segmencie wytwarzania około 15 mln PLN). Ostatecznie więc EBIT obszaru powinien sięgnąć 533 mln PLN vs. 67 mln PLN oczekiwanych w 211. Wyniki finansowe i operacyjne segmentów wytwarzania energii i wydobycia węgla (wolumen w mln ton) ,6 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, EBIT wytwarzania bez KDT rekompensaty KDT EBIT wydobycia wolumen wydobycia Źródło: Tauron Segment wydobywczy po bardzo dobrym poprzednim kwartale w 3Q 211 przyniósł negatywne zaskoczenie na poziomie EBIT, gdzie wypracował tylko 3,5 mln PLN zysku wobec oczekiwanych 15 mln PLN i 49 mln PLN zanotowanych w 2Q 211. Powodem tego odchylenia były problemy z wodą w wyrobiskach kopalni Janina, które skutkowały wstrzymaniem prac na jednej ze ścian i obniŝeniem wolumeny produkcji. Niestety te kłopoty udało się opanować dopiero pod koniec listopada, tak więc naleŝy oczekiwać Ŝe w 4Q równieŝ wcześniejsze plany nie zostaną zrealizowane. Ubytek po stronie przychodów (dźwignia kosztów stałych) łączy się z dodatkowymi wydatkami na usuwanie nadmiaru wody. W tym kontekście na 4Q prognozujemy stratę operacyjną w segmencie na poziomie -48 mln PLN (nie bez znaczenia są teŝ sezonowe wypłaty premii) i całoroczny wynik bliski zera. W przyszłym roku przy załoŝeniu braku podobnych kłopotów technicznych w kopalniach moŝliwy były wzrost wolumenów powyŝej 5 mln ton (teoretycznie moŝliwe jest nawet 5,5 mln ton), co implikowałoby poprawę EBIT do poziomu 75 mln PLN. Wynik operacyjny segmentu dystrybucji w mln PLN oraz wolumen przesłanej energii w TWh 1, 2 9,5 15 9, 1 8,5 5 8, 7,5-5 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 IV kw. 1 I kw. 11 II kw. 11 III kw. 11 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 IV kw. 1 I kw. 11 II kw. 11 III kw. 11 wolumen dystrybucji EBIT dystrybucji Źródło: Tauron Jednym z głównych budulców poprawy wyników w ujęciu r/r był w tym roku segment dystrybucyjny i nie inaczej było w samym 3Q, gdzie wypracował on EBIT na poziomie 183 mln PLN przy prognozie rzędu 153 mln PLN. Wzrost zysków w tym obszarze w ujęciu r/r to oczywiście efekt przyjętej przez URE ścieŝki zwiększania stopnia wynagradzania aktywów regulowanych (według naszych szacunków wskaźnik ten wzrósł w tym roku do 65% z 52% rok wcześniej). Warto jednak zwrócić uwagę takŝe na inne czynniki, które pozytywnie kontrybuowały do tych rezultatów. Na pewno sprzyjała wyŝsza od załoŝonej w taryfie dynamika wolumenów przesłanej energii (+3,1% vs. +2,4%), a takŝe nieco większe przychody z tytułu opłat przyłączeniowych (+5 mln PLN w pierwszych trzech kwartałach). Spółka sygnalizowała równieŝ dodatnie dynamiki na poziomie przychodów z opłat za przekroczenia mocy i ponadnormatywny pobór energii. Udało się równieŝ obniŝać koszty działalności, mimo Ŝe w okresie 1-3Q 211 na poczet programu dobrowolnych odejść zaksięgowano nieco wyŝsze rezerwy niŝ w roku poprzednim (24 mln PLN vs. 15 mln PLN). Częściowo było to zasługą obniŝenia wydatków na pokrycie róŝnic bilansowych w związku z niŝszym 2 stycznia 212 3

4 wskaźnikiem strat sieciowych (systematyczne odnawianie sieci, ale równieŝ sprzyjające warunki pogodowe, czyli brak upałów w okresie letnim). Uzyskane w grudniu nowe taryfy dystrybucyjne powinny zapewnić kontynuację tych pozytywnych tendencji w przyszłym roku. Pewnym zagroŝeniem moŝe być co prawda dość ambitny jak na obecne otoczenie makro cel wzrostu wolumenów powyŝej 2% (średnio dla sektora), ale uwzględniony wyŝszy zwrot z WRA stanowi tutaj dość duŝy bufor bezpieczeństwa (szacujemy Ŝe wynagrodzenie WRA wzrośnie z tegorocznych 65% do około 75%). Nowe benchmarki kosztowe ustalone na lata Spółka ocenia jako bardziej restrykcyjne niŝ dotychczasowe, ale podjęte działania optymalizujące wydatki w spółkach sieciowych powinno zneutralizować ich negatywny efekt. Pozytywnym aspektem jest wyŝsza cena energii na pokrycie strat sieciowych (22 PLN/MWh plus dodatkowe 5 PLN/MWh), ale prawdopodobnie zostanie ona zneutralizowana obniŝonymi przez URE poziomami akceptowanych strat w ujęciu wolumenowym. Uwzględniając te parametry oczekujemy wzrostu raportowanego EBIT segmentu w 212 roku do 827 mln PLN, a po uwzględnieniu konsolidacji przejętych aktywów Vattenfalla do 1,4 mld PLN. Pozytywnym zaskoczeniem w tym roku był segment handlowy, który po słabym 21 (88 mln PLN zysku operacyjnego) moŝe wypracować aŝ 243 mln PLN. Częściowo za to odpowiada zmiana zasad księgowości. Z jednej strony wyłączono bowiem część kosztów ogólnego zarządu prezentowanych do tej pory w tym segmencie i uwzględniono je w pozycji nieprzypisane. Koryguje to z jednej strony bazę 21 roku do około 185 mln PLN, ale jednocześnie naleŝy uwzględnić 53 mln PLN zysku przesunięte z wyników segmentu z 21 roku do segmentu OZE. Oczyszczony EBIT odniesienia wynosi więc 132 mln PLN, a więc poprawa organiczna nadal wygląda okazale. Na pewno istotny wpływ na taki rezultat miało ugiełdowienie polskiego rynku energii i tym samym wzrost wolumenu obrotu. Wydaje się, Ŝe na tej zmianie szczególnie mogły zyskać koncerny z krótką pozycją sprzedaŝową, kosztem PGE (Tauron wcześniej kupował energię głównie w kontraktach bilateralnych m.in. od PGE, której siła negocjacyjna była niewątpliwie wyŝsza, co mogło mieć wpływ na kwotowania w tych umowach i pozostawianie części marŝy handlowej u największego polskiego producenta). Dodatkowo pozytywnym katalizatorem był wzrost eksportu energii (+3,7 TWh r/r), dzięki zamknięciu elektrowni jądrowych w Niemczech i otwarciu przepustowości na interkonektorach. W 4Q te pozytywne tendencje powinny być kontynuowane, a Tauron moŝe teŝ być beneficjentem napiętej sytuacji jaka miała miejsce w listopadzie na rynku spotowym i bilansującym. Tym razem w przeciwieństwie do 4Q 21 wzrost cen był wywołany czynnikami podaŝowymi, a nie popytowymi więc nie naleŝy oczekiwać powtórki sprzed roku kiedy to Spółka zanotowała stratę operacyjną w obszarze obrotu ze względu na konieczność bilansowania swojej pozycji sprzedaŝowej. W przyszłym roku przy rosnącej konkurencji na rynku detalicznym powtórzenie bardzo dobrych rezultatów z 211 roku moŝe być duŝym wyzwaniem i dlatego zakładamy niewielki spadek EBIT z 243 mln PLN do 238 mln PLN (po uwzględnieniu konsolidacji 5 mln PLN z Vattenfalla). W rozbiciu segmentowym warto jeszcze zwrócić uwagę na segment OZE, który w tym roku znacząco poprawi wyniki (EBIT 12 mln PLN vs. 89 mln PLN) mimo mniej sprzyjających warunków hydrologicznych i spadku wolumenów o 9,8% w pierwszych trzech kwartałach. Ten wzrost to głównie efekt wspomnianego wcześniej przesunięcia księgowania części przychodów z zielonych certyfikatów z segmentu obrotu (+53 mln PLN). W przyszłym roku naleŝy oczekiwać dalszej poprawy rezultatów, ale juŝ z uwagi na konsolidację nowych aktywów wytwórczych. Do wyników kontrybuować będą juŝ bowiem nowa 3 MW farma Lipniki kupiona we wrześniu tego roku oraz farma na wyspie Wolin odkupiona w grudniu od koncernu Vattenfall. Ostatecznie więc EBIT obszaru moŝe sięgnąć 163 mln PLN. Dług netto vs. cash flow operacyjny oraz wydatki inwestycyjne dług netto cash flow operacyjny CAPEX cash flow CAPEX raportowany Źródło: Tauron Przepływy z działalności operacyjnej wyniosły w 3Q mln PLN, ale ze względu na poniesione nakłady inwestycyjne (585 mln PLN), zakup farmy wiatrowej o mocy 3 MW (91 mln PLN), wypłatę dywidendy (26 mln PLN) oraz zapłatę depozytu na rzecz Vattenfall w 2 stycznia 212 4

5 związku z transakcją przejęcia GZE (12 mln PLN), dług netto Grupy zwiększył się do poziomu 359 mln PLN. Szacujemy, Ŝe na koniec roku dług netto po uwzględnieniu transakcji przejęcia GZE wyniesie 3,6 mld PLN, co będzie implikować około 1,2-krotność rocznego strumienia EBITDA. W przyszłym roku przy szacowanych przepływach z działalności operacyjnej na poziomie 3 mld PLN, wiele będzie zaleŝało od poziomu zrealizowanych nakładów inwestycyjnych. Zapowiedzi są co prawda dość ambitne, ale dotychczasowe historia inwestycji w sektorze wskazuje na moŝliwość przesuwania w czasie wydatków na nowe inwestycje, chociaŝby ze względu na opóźnienia w procesach przetargowych. Wydaje się jednak, Ŝe jest duŝa szansa na zbilansowanie się wypływów z wpływami gotówkowymi, co pozwoli na utrzymanie bardzo bezpiecznej pozycji bilansowej. W ostatnim komunikacie po emisji obligacji finansujących transakcję przejęcia Vattenfalla Zarząd wskazywał, Ŝe w 215 roku zobowiązania Grupy sięgną 14,4 mld PLN, a w 216 około 16,8 mld PLN, co wywołało od razu spekulacje na temat moŝliwej emisji akcji która w przyszłości sprowadziłaby wskaźniki zadłuŝenia do bezpiecznych poziomów. W naszej opinii nie ma takiego realnego zagroŝenia i tylko jakieś nowe projekty akwizycyjne uzasadniałyby przeprowadzenie oferty. Według naszych długoterminowych prognoz, wskaźnik długu netto do EBITDA nie powinien przekroczyć w szczycie zadłuŝenia bilansu poziomu 3,4. Konsolidacja aktywów Vattenfalla W grudniu Tauron otrzymał bezwarunkową zgodę UOKiK na przejęcie części polskich aktywów Vattenfall. Umowa przedwstępna została podpisana jeszcze w sierpniu, ale zwlekaliśmy z uwzględnieniem tej akwizycji w wycenie Spółki z uwagi właśnie na obawy o zastrzeŝenia urzędu antymonopolowego. Ostatecznie transakcja została jednak zrealizowana i za cenę 3,62 mld PLN (4,6 mld PLN pomniejszone o wierzytelności przejmowanych spółek wobec koncernu Vattenfall w kwocie 1 mld PLN) Tauron nabył 99,98% akcji Górnośląskiego Zakładu Elektroenergetycznego, w skład którego wchodzą m.in. operator dystrybucyjny posiadający sieć na obszarze aglomeracji Górnego Śląska (m.in. Katowice, Gliwice, Chorzów, Bytom, Zabrze, Rybnik), spółka sprzedająca energię do odbiorców końcowych oraz farma wiatrowa o mocach 3 MW na wyspie Wolin. Jeśli chodzi o wspomniane aktywa dystrybucyjne to obejmują one linie przesyłowe o długości prawie 29,6 tys. km (15% długości dzisiejszej sieci Tauronu), które obsługują 1,1 mln klientów (27% tego co obecnie w Tauronie) dostarczając około 11 TWh energii rocznie (29% aktualnego wolumenu Tauronu). Wartość regulacyjna aktywów przesyłowych wynosiła na koniec 21 roku 2,8 mld PLN (28,5% WRA Tauronu). Z kolei wolumen sprzedaŝy energii realizowany przez nabytą spółkę obrotu wynosi 6,8 TWh. Wolumen dystrybucji, liczba klientów i długość sieci u poszczególnych operatorów , 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, Enea Energa PGE Tauron wolumen dystrybucji w TWh Vattenfall Enea Energa PGE liczba klientów w mln Tauron Vattenfall Enea Energa PGE długość sieci w tys. km Tauron Vattenfall Źródło: Spółki, opracowanie DI BRE Łączne przychody przejętych spółek wyniosły w 21 roku 3,2 mld PLN, a wypracowana EBITDA sięgnęła 432 mln PLN (po oczyszczeniu o elementy jednorazowe było to 388 mln PLN). Zapłacona cena, na co wskazywaliśmy juŝ w sierpniu w komentarzu do umowy przedwstępnej, wydaje się być bardzo wysoka (EV/EBITDA 21=9,3) zarówno w ujęciu bezwzględnym, jak i relatywnie do wskaźników notowanych w sektorze. Wskazujemy, Ŝe ze względu na specyfikę działalności regulowanej, spółka dystrybucyjna powinna być wyceniana na poziomie wartości regulacyjnej aktywów, a nawet z około 1-15% dyskontem do WRA biorąc pod uwagę fakt, Ŝe obecnie nie są one jeszcze w pełni wynagradzane w taryfie. Jeśli przyjęlibyśmy takie załoŝenie to wówczas kwota przypadająca na pozostałe przejęte spółki Vattenfalla wynosiłaby 1,1 mld PLN, a w 21 wygenerowały one zaledwie 89 mln PLN oczyszczonego strumienia EBITDA (głównie w obszarze handlu, którego wyniki w ostatnich okresach charakteryzowała wysoka zmienność). Częściowym uzasadnieniem dla płaconej premii mogły być co prawda synergie szacowane przez Zarząd na około 15 mln PLN (obniŝenie kosztów bilansowania sieci, wykorzystanie rozwiązań IT wdroŝonych przez Vattenfall w spółkach Tauronu, marketing, obsługa klienta), ale obniŝają one mnoŝnik EV/EBITDA transakcji tylko do 6,7 (nadal powyŝej mediany sektora), a poza tym będą rozłoŝone na okres 5-lat. W komunikacie Spółka podała co prawda, Ŝe doradca w procesie 2 stycznia 212 5

6 due dilligence oszacował dodatkowe synergie, zwane referencyjnymi na kwotę 254 mln PLN, ale ze względu na ich statystyczny charakter (analogie do podobnych transakcji na świecie) trudno je uwzględniać w prognozach. Wartość regulacyjna aktywów i wielkość EBITDA u operatorów dystrybucyjnych w mln PLN za rok Enea Energa PGE Tauron Wartość Regulacyjna Aktywów Vattenfall Enea Energa PGE EBITDA dystrybucji Tauron Vattenfall Źródło: Tauron Przy ocenie atrakcyjności przeprowadzonej akwizycji nie naleŝy oczywiście abstrahować od tego, Ŝe podane przez Taurona dane finansowe przejmowanych aktywów dotyczą roku 21. W 211 roku zarówno w obszarze dystrybucyjnym (efekt rosnącego zwrotu z WRA obserwowanego u wszystkich operatorów na rynku), jak i spółce handlowej oczekiwalibyśmy wyraźnej poprawy wyników oczyszczonych o czynniki jednorazowe. Jeśli chodzi o część przesyłową to dane za rok 21 wskazują, Ŝe wskaźnik EBITDA/WRA wynosił dla Vattenfalla 1,7%, podczas gdy w przypadku Tauronu było to 11,6%. W tym roku polski koncern powinien zanotować wzrost tak liczonej rentowności do około 13,6% (podobna wygląda to w przypadku PGE). Analogiczna poprawa w przejętym operatorze dystrybucyjnym implikowałaby wyŝszy strumień EBITDA o około 5 mln PLN. Niestety nie jesteśmy w stanie zweryfikować tych szacunków, gdyŝ Tauron nie publikował danych GZE dotyczących tego roku poza informacją, iŝ wpływ konsolidacji przejętych aktywów od 13 grudnia (ostatnie 2 tygodnie roku) wesprze tegoroczny skonsolidowany EBIT o 9 mln PLN, a EBITDA o 15 mln PLN. Spółka handlowa naleŝąca do Vattenfalla, która wypracowała w 21 roku około 7 mln PLN oczyszczonego zysku EBITDA, raczej nie była w stanie istotnie poprawić tego rezultatu w tym roku z uwagi na zaostrzającą się konkurencję na polskim rynku. Realizowana marŝa na poziomie 3,3% równieŝ odbiega in plus od średniej w sektorze, więc nie moŝna liczyć na efekt poprawy jaki mimo trudniejszych warunków lokalnych zanotowano w segmentach obrotu PGE czy Tauronu, gdzie pozwoliły na to albo efekt zaniŝonej bazy albo przesunięcia niektórych kompetencji z obszaru wytwarzania. Pewnym zaskoczeniem jest relatywnie słaby wynik EBITDA (tylko 12 mln PLN w 21 roku) wypracowany przez farmę wiatrową na wyspie Wolin (farma pracuje od 22 roku). Przy załoŝeniu wskaźnika obciąŝenia mocy na poziomie 23% i rynkowych cen energii i zielonych certyfikatów, projekt powinien generować rocznie około 3 mln PLN przychodów przy kosztach bliskich amortyzacji (szacujemy ją na 5 mln PLN). Według naszych szacunków łączny wynik EBITDA przejętych aktywów w 211 roku moŝe sięgnąć około 4-41 mln PLN, co implikowałoby wskaźnik EV/EBITDA dla transakcji na poziomie 8,8-9,. Nadal plasuje się to jednak znacznie powyŝej średnich w polskim sektorze dlatego słusznie rynek negatywnie zareagował na sierpniowy komunikat. Konsolidacja tej transakcji w naszym modelu obniŝa wycenę fundamentalną o ponad 5 mln PLN. Zwracamy jednak uwagę, Ŝe jednocześnie w modelu DCF po uwzględnieniu zwiększonego zadłuŝenia spada średni waŝony koszt kapitału, co częściowo neutralizuje negatywny wpływ akwizycji na cenę docelową. Aktualna sytuacja na rynku energii W 211 roku obserwowaliśmy juŝ pełny efekt ugiełdowienia rynku energii w Polsce, co przekładało się zarówno na płynność w segmencie spotowym jak i skalę transakcji terminowych. Zagregowany wolumen obrotu na rynku dnia następnego sięgnął YTD 15,7 TWh, co stanowi ponad 1% rocznego zapotrzebowania na energię w kraju (w 21 roku ten wskaźnik wyniósł tylko 4,8%). Średnie ceny równieŝ były wyŝsze w ujęciu r/r (25 PLN/MWh vs. 196 PLN/MWh), co odzwierciedla pozytywną koniunkturę po stronie popytu, tym bardziej Ŝe średnie ceny hurtowe zakontraktowane na ten rok wynosiły około 195 PLN/MWh. W tym kontekście elektrownie, które pozostawiły sobie większą otwartą pozycję sprzedaŝową mogły dodatkowo skorzystać w takim otoczeniu. WyŜsze ceny spotowe pozytywnie wpływały takŝe na notowania dotyczące roku 212, mimo uruchomienia nowego bloku w Elektrowni Bełchatów. Jeszcze w 2 stycznia 212 6

7 lipcu kontrakty roczne wskazywały Ŝe w przyszłym roku za 1 MWh trzeba będzie w hurcie zapłacić około 25 PLN (implikowałoby to wzrost r/r o 5,1%). Pogorszenie nastrojów w światowej gospodarce i regionalnych rynkach energii spowodowało jednak obniŝenie tych notowań i średnia cena ukształtowała się ostatecznie na poziomie 23 PLN/MWh przy wolumenie obrotu rzędu 67 TWh (odpowiada to 42% rocznego zapotrzebowania). W naszych dotychczasowych prognozach liczyliśmy na wyŝszą dynamikę, więc musieliśmy skorygować oczekiwania, równieŝ ze względu na zmianę otoczenia makro. Ceny energii na rynku spotowym i w kontraktach na rok 212 w PLN/MWh sty 1 kwi 1 lip 1 paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 11 mar 11 maj 11 lip 11 wrz 11 lis 11 cena energii spot w PLN/MWh wolumen w GWh cena w PLN/MWh (kontrakt na 212) Źródło: TGE, PSE, opracowanie DI BRE Według danych PSE w okresie od stycznia do listopada konsumpcja energii w Polsce przekroczyła poziom 143,7 TWh, co implikuje wzrost r/r o 2,5% (nieco powyŝej prognoz URE uwzględnianych w taryfach dystrybucyjnych, które wynosiły średnio 2,4%). Początek roku nie zapowiadał co prawda tak dobrych odczytów, ale warto odnotować Ŝe ujemna dynamika zanotowana w styczniu to głównie efekt pogodowy (średnia temperatura wyŝsza o ponad 6 stopni Celsjusza). Wysoki wzrost produkcji przemysłowej utrzymujący się przez cały rok w połączeniu z bardzo wysokim zuŝyciem prądu w listopadzie (tu czynnik pogodowy zadziałał na korzyść sektora) z nadwyŝką nadrobiły styczniowy ubytek wolumenów. Ogólnego obrazu nie powinien juŝ zmienić grudzień, w którym mimo wyraźnie mniej sprzyjającej aury oraz powrotu nowego bloku w Bełchatowie do systemu po przestoju porozruchowym ceny spotowe oscylują wokół 2 PLN/MWh. Przypominamy, Ŝe w listopadzie obserwowaliśmy skokowy wzrost notowań prądu nawet do poziomów 3 PLN/MWh, czego powodem obok wspomnianej presji popytowej było nałoŝenie się większych planowanych remontów z natęŝeniem awarii w elektrowniach systemowych (wg danych PSE: blok w Elektrowni Połaniec 7 dni, dwa bloki w Elektrowni Turów odpowiednio 9 i 14 dni, blok w Elektrowni Pątnów 4 dni, czy blok w Elektrowni Ostrołęka). Rynek bilansowany był przez mniej efektywne elektrownie opalane węglem kamiennym kupowanym po wysokich spotowych cenach. Dynamika konsumpcji energii w ujęciu miesięcznym na tle zmian w produkcji przemysłowej i średnich temperatur* Konsumpcja energii -,8% 3,2% 2,4% 2,%4,5% 3,7%3,2% 3,7%,2%3,5%2,9% styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień 2% 15% 1% 5% % -5% -1% -15% sty-7 kwi-7 lip-7 paź-7 sty-8 kwi-8 lip-8 paź-8 sty-9 kwi-9 lip-9 paź-9 sty-1 kwi-1 Produkcja przemysłowa lip-1 paź-1 sty-11 kwi-11 lip-11 paź styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad róŝnica r/r grudzień 8,5 6,5 4,5 2,5,5-1,5-3,5 *róŝnica r/r (wartości dodatnie oznaczają, Ŝe w danym miesiącu było cieplej r/r) Źródło: TGE, PSE, opracowanie DI BRE Jeśli chodzi o rynek europejski to ten rok charakteryzowała bardzo wysoka zmienność, która z jednej strony była pochodną niepewnego otoczenia w światowej gospodarce, a z drugiej decyzji administracyjnych podjętych przez niemiecki rząd dotyczących wcześniejszego wyłączenia 7 elektrowni jądrowych. Nagły ubytek tych mocy w kwietniu od razu wywołał wzrost cen energii zarówno w kontraktach sportowych jak i terminowych (+11%) oraz wywindował o 7% notowania uprawnień do emisji CO2 (oczekiwano, Ŝe moce jądrowe zostaną zastąpione wysokoemisyjnymi blokami węglowymi i roczny popyt na certyfikaty moŝe wzrosnąć nawet o 4 mln ton). Taka sytuacja utrzymywała się przez kilka miesięcy, ale w miarę upływu czasu okazywało się, Ŝe rynek moŝe być bilansowany przez import energii nuklearnej z Francji czy Czech, co doprowadziło do systematycznej przeceny kontraktów na emisję CO 2. Dodatkowo spowolnienie gospodarcze i spadek dynamik produkcji przemysłowej wpłynęło na obniŝenie popytu na energię. Wszystkie te zjawiska, wspierane przez rosnącą podaŝ energii ze źródeł odnawialnych 2 stycznia 212 7

8 zaczęły negatywnie wpływać na ceny prądu na rynku niemieckim i sprowadziły je do poziomów sprzed awarii w japońskiej Fukushimie. Obecnie te negatywne tendencje utrzymują się, a notowania uprawnień emisyjnych dotarły nawet do 7 EUR/t, co obok słabnącego popytu na energię jest pochodną rosnącej podaŝy certyfikatów ze strony przemysłu oraz uzasadnionych obaw rynku o sprzedaŝ uprawnień z rezerw Komisji Europejskiej. Komisja dokonała juŝ transferu 3 mln uprawnień z rezerwy dla nowych instalacji na trzecią fazę ETS (213-2). Trafiły one do Europejskiego Banku Inwestycyjnego, który będzie odpowiadał za ich wprowadzenie do obrotu (sprzedaŝ ma być zakończona do 2 października 212). Pozyskane w ten sposób środki mają wesprzeć inwestycje ograniczające emisję w UE. Skalę tej podaŝy moŝe obrazować fakt, Ŝe te 3 mln ton CO 2 odpowiada mniej więcej 2-letniej emisji polskiego sektora energetycznego. Notowania uprawnień do emisji CO2 na tle cen energii na giełdzie EEX oraz wolumen zuŝycia energii w Czechach vs. dynamika produkcji 3% 1% % 5% % % % -5% 44 4 sty 9 kwi 9 lip 9 paź 9 sty 1 kwi 1 lip 1 certyfikat CO2 (prawa skala) paź 1 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 cena energii EEX 1Y % -2% sty-7 maj-7 wrz-7 sty-8 maj-8 wrz-8 sty-9 maj-9 wrz-9 sty-1 maj-1 wrz-1 sty-11 maj-11 wrz-11 dynamika produkcji przemysłowej w Czechach dynamika konsumpcji energii w Czechach (prawa skala) -1% -15% Źródło: Bloomberg, ERU, Eurostat W związku z powyŝszymi tendencjami zdecydowaliśmy się dokonać rewizji naszych dotychczasowych prognoz cen energii dla rynku niemieckiego, które w dłuŝszym terminie stanowią takŝe punkt odniesienia dla naszych załoŝeń dla rynku polskiego. ObniŜenie komponentu CO 2 wpłynęło na redukcję prognoz cen energii na EEX średnio o około 6% dla lat Spadek oczekiwań dla cen na polskim rynku został jednak częściowo zneutralizowany przez zakładany wyŝszy kurs EUR/PLN. Warto takŝe podkreślić, Ŝe z punktu widzenia lokalnych koncernów przecena uprawnień CO 2 ma pozytywny wpływ ze względu na wyŝszą średnią emisyjność polskich elektrowni. W obecnym otoczeniu ryzyko utraty znacznej części marŝy w kolejnych latach po wejściu w Ŝycie pakietu klimatycznego wyraźnie traci na sile. W naszym modelu zakładamy jednak konserwatywnie, Ŝe w kolejnych latach ceny certyfikatów będą rosły. Zmiany w systemie wsparcia OZE Pod koniec grudnia 211 do konsultacji trafił przygotowany przez Ministerstwo Gospodarki projekt ustawy regulującej zasady wsparcia odnawialnych źródeł energii. Jeśli ostatecznie proponowane zmiany zostaną wprowadzone w Ŝycie, a trudno chyba zakładać wycofanie się rządu z tego pomysłu, to modyfikacje w stosunku do obecnego systemu będą dość znaczące. Jedną z kluczowych zmian jest wprowadzenie tzw. współczynników korygujących róŝnicujących przydział zielonych certyfikatów w zaleŝności od rodzaju źródła wytwarzania (dotychczas kaŝda 1MWh energii odnawialnej generowała 1 zielony certyfikat). Wartość tych mnoŝników ma zostać podana w formie rozporządzenia, ale w jednym z dokumentów przesłanych do konsultacji przez resort znalazł się wykres, który przedstawia wstępne propozycje w tej sprawie. Na podstawie tej prezentacji moŝna wnioskować, Ŝe w ramach nowych przepisów współczynnik korygujący będzie wynosił 7% dla współspalania biomasy, 75% dla energii z lądowych farm wiatrowych, 95% dla kotłów typowo biomasowych i 15% dla elektrowni wodnych powyŝej 2 MW. Uprawnienia do świadectw pochodzenia stracą instalacje starsze niŝ 15 lat, co w przypadku sektora będzie dotyczyć przede wszystkim elektrowni wodnych, które w większości powstawały w drugiej połowie zeszłego wieku. Inną istotną zmianą w stosunku do obecnego systemu będzie sposób kalkulacji opłaty zastępczej, która do tej pory była indeksowana o inflację i wzrost cen energii elektrycznej, co gwarantowało jej coroczny wzrost. Tymczasem obecnie wyznaczono maksymalny poziom opłaty na 47 PLN/MWh, który ma być korygowany o średni poziom ceny energii na rynku konkurencyjnym z roku poprzedzającego (ustalany przez URE). Jest on co prawda zbliŝony do tego co dzisiaj otrzymują podmioty produkujące 1 MWh zielonej energii (cena energii czarnej na poziomie 195 PLN/MWh i cena zielonego certyfikatu 27 PLN/MWh), ale według starych regulacji firmy mogły liczyć na coroczny wzrost tego jednostkowego przychodu w przypadku pozytywnych tendencji na rynku energii. Ostatnią z kluczowych zmian jest zniesienie gwarancji ceny zbycia energii z OZE, co moŝe mieć znaczenie dla mniej stabilnych źródeł takich jak turbiny wiatrowe (sprzedaŝ poza okresami szczytowymi w porach nocnych moŝe oznaczać niŝsze przychody). 2 stycznia 212 8

9 Produkcja energii z OZE i potencjalna wartość utraconych przychodów w skali roku po zmianie systemu (dane prognozowane na rok 213) (mln PLN) Enea PGE Tauron Współspalanie biomasy GWh przychody z certyfikatów 83,7 176,8 161,2 utrata przychodów w nowym systemie -25,1-53, -48,4 Elektrownie wodne GWh przychody z certyfikatów 39, 153,4 124,8 utrata przychodów w nowym systemie -39, -153,4-124,8 Energia wiatrowa GWh przychody z certyfikatów 127, ,7 utrata przychodów w nowym systemie -31,9-29,3-15,9 Kocioł na biomasę GWh przychody z certyfikatów 49,4, 117, utrata przychodów w nowym systemie -2,5, -5,9 Łączne przychody z zielonych certyfikatów 299,5 447,2 466,7 Utrata przychodów w nowym systemie -98,4-235,7-194,9 Źródło: Spółki, opracowanie DI BRE W naszym modelu zdecydowaliśmy się uwzględnić główne załoŝenia nowego projektu ustawy, począwszy od roku 213 (ze względu na proces legislacyjny trudno sobie wyobrazić wcześniejszą implementację nowego systemu - raczej nie jest moŝliwe technicznie wprowadzenie tego w trakcie roku). W przypadku Tauronu największy ubytek po stronie przychodów i jednocześnie zysków pojawi się w segmencie OZE z tytułu utraty wsparcia przez stare elektrownie wodne (prawdopodobnie Ŝadna ze względu na wiek instalacji nie zakwalifikuje się na przydział świadectw pochodzenia). Istotnego negatywnego wpływu spodziewamy się równieŝ ze strony niŝszego wskaźnika korygującego dla współspalania biomasy. Mniejsze znaczenie mają obniŝone przychody planowanych bądź juŝ uruchomionych farm wiatrowych. Zaaplikowanie do naszego modelu nowego systemu wsparcia OZE w takim kształcie oczywiście obniŝa wycenę Spółki. Przykładając tylko wskaźniki P/E i EV/EBITDA do zmniejszonych zysków roku 213 ten ubytek moŝna szacować na około 6 groszy na akcję, ale negatywny wpływ w długim terminie jest większy z uwagi na zaplanowane wysokie inwestycje w OZE, które ze względów politycznych raczej nie będą ograniczane. ZałoŜenia makroekonomiczne W poniŝszej tabeli przedstawiamy załoŝenia makroekonomiczne przyjęte do modelu DCF P 212P 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P 22P Cena ropy Brent USD/Bbl 79,7 18,6 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, Cena energii EEX EUR/MWh 49,9 56, 54,4 59,9 6,4 61, 61,6 62,3 63, 63,7 64,4 Cena energii w Polsce w PLN/MWh 19, 195, 23,3 217, 223, 217, 219,2 221,4 223,7 226,1 228,6 Cena certyfikatu CO2 EUR/t 14,5 13,2 1, 15, 15,6 16,3 17, 17,7 18,4 19,2 2, Cena węgla w PKW PLN/t 24,3 254,4 27,3 273,7 279, 284,6 29,3 293,3 293,3 293,3 293,3 PLN/USD średniorocznie 3,2 2,96 3,2 3, 2,8 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 EUR/PLN średniorocznie 3,99 4,12 4,26 3,99 3,72 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 Produkcja energii netto (TWh) 21,3 22,4 21,3 21,2 21,3 24,2 21, 28,1 29,2 29,8 3,4 Źródło: Bloomberg, Tauron, szacunki DI BRE węgiel kamienny 2,8 21,9 2,7 2,5 2,6 2,7 17,6 21,8 19,8 2, 2,1 gaz ziemny,,,,, 2,3 2,2 5,1 8,1 8,1 8,1 wiatr,,,1,2,2,7,7,7,7 1,2 1,7 woda,5,5,5,5,5,5,5,5,5,5,5 2 stycznia 212 9

10 Prognoza wyników i wycena Na podstawie modelu DCF i wyceny porównawczej cenę docelową akcji Tauronu szacujemy w perspektywie 9-mcy na poziomie 7,44 PLN. Większa wagę, przyjmujemy dla wyceny DCF z uwagi na oczekiwane w latach olbrzymie w relacji do bieŝących przepływów nakłady inwestycyjne. Wycena DCF waga Wycena porównawcza 4% 7,68 Wycena DCF 6% 6,36 ZałoŜenia modelu cena cena wynikowa 6,89 cena docelowa za 9 m-cy 7,44 1. Przepływy pienięŝne dyskontujemy na koniec grudnia 211 r. Przy ustalaniu wartości firmy uwzględniamy kapitały mniejszości oraz dług netto na koniec 21 roku skorygowane o wypłaconą dywidendę z zysku za rok 21 w kwocie 262,9 mln PLN. 2. W modelu uwzględniamy przedstawione wcześniej załoŝenia makroekonomiczne oraz plany inwestycyjne. 3. Wycenę powiększamy o oczekiwany zwrot nadpłaconej akcyzy od strat sieciowych, który szacujemy na 85 mln PLN. 4. W modelu konsolidujemy od stycznia 212 przejęte aktywa Vattenfalla za kwotę 3,6 mld PLN. 5. Przy obliczaniu wartości rezydualnej, korygujemy wielkość amortyzacji do 2,6 mld PLN zrównując tę pozycję do poziomu nakładów inwestycyjnych. 6. Po roku 22 zakładamy wzrost FCF na poziomie 2%. Ponadto przyjmujemy stopę wolną od ryzyka na poziomie 5,9%, współczynnik beta na poziomie,9. 2 stycznia 212 1

11 Model DCF wyceny akcji Tauronu (mln PLN) 211P 212P 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P 22P 22+ Przychody ze sprzedaŝy zmiana 37,4% 19,7% 5,5% 3,8% 4,% -,2% 1,3% 4,1% 2,2% 2,2%,% EBITDA 3 74,3 3 66, , , , , ,2 5 37, , , ,6 marŝa EBITDA 14,5% 14,2% 13,4% 14,1% 15,% 14,5% 15,3% 16,2% 16,5% 16,3% 16,3% Amortyzacja 1 396,5 1 67, , , , , , , , , 2 644,2 EBIT 1 677, , , 1 786, ,5 1 55, 2 125, ,4 2 75, ,6 3 7,5 marŝa EBIT 7,9% 7,9% 6,4% 6,4% 6,7% 5,4% 6,7% 7,7% 8,% 7,8% 8,7% Opodatkowanie EBIT 318,8 379,9 327,8 339,5 367,9 294,5 43,9 484,2 514,1 59,7 571,4 NOPLAT 1 359, 1 619, , , , , , 2 64, , , ,1 CAPEX Kapitał obrotowy -299,3-286,6-83,3-61, -66,6 3,7-177,5-78,8-43,4-44,5-43,4 Inwestycje kapitałowe ,,,,,,,,,,, FCF , -455,4-1 5, ,3-2 3, ,1 368, 1 541,6 2 82, , ,7 WACC 9,3% 9,1% 8,9% 8,6% 8,1% 7,7% 7,7% 7,9% 8,3% 8,3% 9,% współczynnik dyskonta 1,% 91,6% 84,1% 77,5% 71,7% 66,5% 61,8% 57,3% 52,9% 48,8% 48,8% PV FCF , -417,3-846, , ,6-928,9 227,4 882,7 1 11, ,1 WACC 9,3% 9,1% 8,9% 8,6% 8,1% 7,7% 7,7% 7,9% 8,3% 8,3% 9,% Koszt długu 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% Stopa wolna od ryzyka 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% Premia za ryzyko 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% Efektywna stopa podatkowa 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% Dług netto / EV 22,9% 26,4% 31,1% 37,1% 47,6% 56,1% 56,8% 51,5% 44,1% 44,1% 3,% Koszt kapitału własnego 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% Premia za ryzyko 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% Beta,9,9,9,9,9,9,9,9,9,9,9 Wzrost FCF po okresie prognozy 2,% Analiza wraŝliwości Wartość rezydualna (TV) Wzrost FCF w nieskończoności Zdyskontowana wartość rezydualna (PV TV) ,% 1,% 2,% 3,% 4,% Zdyskontowana wartość FCF w okresie prognozy WACC +1,pp 3,75 4,55 5,56 6,86 8,59 Wartość firmy (EV) WACC +,5pp 4,13 5,2 6,16 7,65 9,69 Dług netto WACC 4,55 5,56 6,86 8,59 11,2 Udziałowcy mniejszościowi 57 WACC -,5pp 5,2 6,16 7,65 9,69 12,65 NaleŜny zwrot akcyzy od strat sieciowych 85 WACC -1,pp 5,56 6,86 8,59 11,2 14,68 Ostateczna wartość Grupy Tauron Liczba akcji (mln) 1 752,5 Wartość firmy na akcję (PLN) 6,36 9-cio miesięczny koszt kapitału własnego 7,7% Cena docelowa 6,86 EV/EBITDA('11) dla wyceny DCF 4,1 P/E('11) dla wyceny DCF 9,4 Udział TV w EV 143% 2 stycznia

12 Wycena porównawcza Wycenę mnoŝnikową przeprowadziliśmy dla wskaźników P/CE i EV/EBITDA w horyzoncie Do grupy porównawczej wybraliśmy spółki energetyczne prowadzące swoją działalność zarówno w segmencie produkcji energii jak i dystrybucji, a takŝe PGNiG którego model działalności jest zbliŝony do profilu utility. W poniŝszym zestawieniu znajdują się podmioty zagraniczne oraz krajowe o duŝym stopniu zróŝnicowania jeśli chodzi o źródła wytwórcze (paliwa, poziom emisji, wiek mocy zainstalowanej), jak i udział poszczególnych obszarów aktywności w skonsolidowanych wynikach. W ostatecznej wycenie przyjęliśmy jednakowe wagi dla mnoŝników i poszczególnych lat prognozy. Dane finansowe PGE i Tauronu na potrzeby kalkulacji wskaźników korygujemy o wielkość przychodów z rekompensat KDT, które następnie dodajemy do wyceny jako zagregowany zdyskontowany przepływ pienięŝny. Implikowana wartość akcji Tauronu w tej metodzie wynosi 7,73 PLN/akcję, w tym,38 PLN rekompensaty KDT. P/CE EV/EBITDA Cena P 212P 213P P 212P 213P EDF 19,8 3,2 3,7 3,4 3,2 4,7 5,2 4,8 4,6 E.ON AG 17,62 3,9 5,7 4,8 4,5 5,3 7,5 6,4 6, IBERDROLA 5,5 5,5 5,2 4,9 4,7 7,8 7,4 6,9 6,7 ENEL SPA 3,19 3, 3, 2,9 2,8 4,7 4,6 4,5 4,4 RWE AG 27,94 2,8 3,4 3,1 3,2 4,1 5, 4,7 4,9 ENDESA SA 16,47 4, 4, 3,9 3,8 4,5 4,7 4,6 4,4 FORTUM OYJ 17,16 7,7 7,4 7,5 7,2 1,2 9,4 9,6 9,4 NATIONAL GRID PLC 6,13 8,2 7,3 6,9 6,6 1,2 9,4 9,2 8,6 CEZ 735, 5,9 6,1 5,9 5,6 5,9 6,1 5,7 5,8 ENEA 18, 6,2 5,7 5,2 4,8 3,7 3,3 2,9 2,6 PGNiG 4,8 5,9 8,4 5,9 4,5 6,4 1,1 5,8 4,4 PGE (bez KDT) 2,7 7,2 5, 5,5 5,8 5,6 5,2 4,5 4,7 Maksimum 8,2 8,4 7,5 7,2 1,2 1,1 9,6 9,4 Minimum 2,8 3, 2,9 2,8 3,7 3,3 2,9 2,6 Mediana 5,7 5,5 5, 4,6 5,5 5,6 5,3 4,8 Tauron (bez KDT) 5,4 5, 4, 3,4 3,2 5,9 5,1 4,1 3,8 (premia / dyskonto) do mediany -11,6% -26,2% -32,4% -29,7% 7,5% -8,6% -22,9% -2,3% Implikowana wycena Mediana 5,7 5,5 5, 4,6 5,5 5,6 5,3 4,8 Waga wskaźnika 5,% 5,% Waga roku,% 33,3% 33,3% 33,3%,% 33,3% 33,3% 33,3% Implikowana wartość TAURON (PLN) 7,31 Zdyskontowana wartość KDT na akcję,38 Implikowana wartość TAURON (PLN) 7,68 EV/EBITDA w oparciu o dług netto na koniec 21 2 stycznia

13 Rachunek wyników (mln PLN) P 212P 213P Przychody ze sprzedaŝy , , , , , , ,3 zmiana n/a 1,5% 1,% 12,7% 37,4% 19,7% 5,5% w tym KDT, 192,2 484, 437,4 43, 25,, EBIT w tym 186,9 347, 1 32, , , , , Wydobycie -71,5 62,9 147, 5,9 -,6 75,3 13,6 Wytwarzanie energii 7,8 -,7 677,1 656,2 67,2 533,7 121, Energetyka odnawialna 45,5 44, 55,1 89,4 12,6 163,8 45,9 Dystrybucja energii 19,5 193,9 155,6 59,3 689,7 1 44, ,5 Segment obrotu 18,7 9,1 31,8 88,1 242,9 238,8 255,5 Pozostała działalność -15,2-24,6 6,6 35,4 37, 32,2 34,7 Pozycje nieprzypisane 29, -24,6-22,6 14,9-82, -88,7-94,1 EBIT 186,9 347, 1 32, , , , , zmiana n/a 85,7% 28,6% 5,9% 19,9% 19,2% -13,7% marŝa EBIT 1,5% 2,8% 9,6% 9,1% 7,9% 7,9% 6,4% Wynik na działalności finansowej -37,3-96,8-94,7-141,7-53,3-294,8-398,2 Wynik zdarzeń nadzwyczajnych,,,,,,, Pozostałe,,, -,2 -,7 -,7 -,7 Zysk brutto 149,6 25, , , ,8 1 74, ,1 Podatek dochodowy -,2 68, 277,9 265,9 324,8 323,8 252, Udziałowcy mniejszościowi -3,7 51,4 173,7 132,7 19,8 23,5 34,9 Zysk z działalności zaniechanej,,,,,,, Zysk netto 153,5 13,8 774,4 858, , ,8 1 39,3 zmiana n/a -14,8% 491,9% 1,9% 49,% 6,1% -23,4% marŝa 1,3% 1,1% 5,7% 5,6% 6,% 5,3% 3,9% Amortyzacja 1 197, , , 1 358, ,5 1 67, ,4 EBITDA 1 384, , , , 3 74,3 3 66, ,5 zmiana n/a 16,7% 63,5% 4,4% 11,5% 17,3% -,8% marŝa EBITDA 11,3% 13,% 19,3% 17,9% 14,5% 14,2% 13,4% Liczba akcji na koniec roku (mln) 1 554, 1 554, 1 554, 1 752, , , ,5 EPS,1,1,5,5,7,8,6 CEPS,9,9 1,3 1,3 1,5 1,7 1,7 ROAE 2,8% 1,2% 6,7% 6,5% 8,4% 8,4% 6,1% ROAA 1,5%,6% 3,6% 3,8% 5,% 4,7% 3,3% 2 stycznia

14 Bilans (mln PLN) P 212P 213P AKTYWA 2 247, , , , , , ,4 Majątek trwały , , , , , , , Rzeczowe aktywa trwałe , , , , , , ,9 Wartości niematerialne i prawne 285,2 533,3 824,8 97,5 945,4 938,5 92,4 Pozostałe aktywa finansowe 537,1 176,9 179,7 177,5 177,5 177,5 177,5 Pozostałe aktywa niefinansowe 84,6 61,5 58,5 123,6 123,6 123,6 123,6 Aktywa z tytułu podatku odroczonego 1,4 113,6 152,2 161,8 161,8 161,8 161,8 Majątek obrotowy 2 86, , 3 679, , , ,9 5 6,5 Zapasy 267,3 395,2 536,2 48,6 494,5 57,6 535,4 NaleŜności z tytułu dostaw 1 23, 1 275, , 2 273, ,5 3 82, ,6 Pozostałe aktywa obrotowe 387,5 217,1 23,4 311,1 311,1 311,1 311,1 Aktywa przeznaczone do sprzedaŝy 1,7 1,7 6, 4,4 4,4 4,4 4,4 Środki pienięŝne i ich ekwiwalent* 974,2 949,7 1 32, , 974, 974, 974, (mln PLN) P 212P 213P PASYWA 2 247, , , , , , ,4 Kapitał własny 11 26, , , , ,1 16 7, ,5 Kapitał akcyjny , , , , , , ,9 Pozostałe kapitały własne , , ,7-1 68,1-45,8 927, ,5 Kapitał mniejszości 2 179, , ,1 57,2 5,5 58,2 524,3 Zobowiązania długoterminowe 4 42,7 4 98,3 4 27,4 4 7,1 6 56, , ,5 PoŜyczki i kredyty 1 535, , ,4 1 76, , , ,6 Pozostałe 2 57, , , 2 993, , , ,9 Zobowiązania krótkoterminowe 2 999, 3 379, , , , 5 284, ,2 PoŜyczki i kredyty 46,9 649,7 596,3 325, 1 6, ,6 1 69, Zobowiązania handlowe 1 373,4 1 24,1 1 49, ,7 1 73, , ,9 Pozostałe 1 164, ,5 1 87, , , , ,4 Dług 1 996,1 2 75, ,7 1 41, , , ,6 Dług netto 1 21, ,2 743,6-72, , , ,6 (Dług netto / Kapitał własny) 9,3% 1,1% 6,3% -,5% 22,9% 28,1% 36,1% (Dług netto / EBITDA),7,7,3, 1,2 1,3 1,8 BVPS 7,1 7,2 7,6 8,4 9, 9,5 1, *róŝnica w pozycji środków pienięŝnych między bilansem a cash flow wynika z salda na kredycie w rachunku bieŝącym 2 stycznia

15 Przepływy pienięŝne (mln PLN) P 212P 213P Przepływy operacyjne 1 471, , ,2 2 52,3 2 45, , ,2 Zysk netto 153,5 13,8 774,4 858, , ,8 1 39,3 Amortyzacja 1 197, , , 1 358, ,5 1 67, ,4 Kapitał obrotowy -13,1-222, -462,7-62,5-299,3-286,6-83,3 Pozostałe 25,2 437,9 33,5 365,4 73,9 319, 433,8 Przepływy inwestycyjne , , , -1 58,5-5 69,4-3 35,4-4 8,7 CAPEX , ,2-1 44, , , , ,1 Pozostałe 63,8 278, 86,2 9,6-3528,2 9,1 93,5 Przepływy finansowe 118,4-95,7-543,5-512,9 2 74,1 39,2 836,5 Emisja akcji,,,,,,, Dług 338,2 92, -329,3-337, ,4 1 93, ,3 Dywidenda (buy-back) -32,3-33,9-58,2-5,6-257,6-383,8-271,4 Pozostałe -187,5-153,9-155,9-169,9-174,6-4,7-51,5 Zmiana stanu środków pienięŝnych -166, 5,6 65,7 499, -5,,, Środki pienięŝne na koniec okresu 91,4 96,9 972, ,7 971,6 971,6 971,6 DPS (PLN),2,2,4,,15,22,15 FCF -564,7-466,4 46,9 911,6 288,1-399,2-93, (CAPEX / Przychody ze sprzedaŝy) 14,8% 14,4% 1,5% 9,8% 1,2% 13,4% 15,6% Wskaźniki rynkowe P 212P 213P P/E 54,2 63,5 1,7 1,9 7,3 6,9 9, P/CE 6,2 5,9 4, 4,2 3,5 3,2 3,2 P/BV,8,7,7,6,6,6,5 P/S,7,7,6,6,4,4,4 FCF/EV -4,9% -4,% 4,1% 9,4% 2,2% -2,8% -5,8% EV/EBITDA 8,3 7,2 4,3 3,5 4,4 4, 4,5 EV/EBIT 61,2 33,4 8,6 7, 8, 7,2 9,3 EV/S,9,9,8,6,6,6,6 DYield,4%,4%,7%,1% 2,7% 4,1% 2,9% Cena akcji w PLN 5,35 Liczba akcji na koniec roku (mln) 1554, 1554, 1554, 1752,5 1752,5 1752,5 1752,5 MC (mln PLN) 8 313, , , , , , ,1 Kapitał udziałowców mniej. (mln PLN) 2179,3 2219,5 2375,1 57,2 5,5 58,2 524,3 EV (mln PLN) 11 43, , , 9 726, , , ,4 2 stycznia

16 Michał Marczak tel. (+48 22) Dyrektor Zarządzający Dyrektor Departamentu Analiz Strategia, Telekomunikacja, Surowce, Metale Departament Analiz: Kamil Kliszcz tel. (+48 22) kamil.kliszcz@dibre.com.pl Paliwa, Chemia, Energetyka Piotr Grzybowski tel. (+48 22) piotr.grzybowski@dibre.com.pl IT, Media Maciej Stokłosa tel. (+48 22) maciej.stoklosa@dibre.com.pl Budownictwo, Deweloperzy Jakub Szkopek tel. (+48 22) jakub.szkopek@dibre.com.pl Przemysł Iza Rokicka tel. (+48 22) iza.rokicka@dibre.com.pl Banki Gabriela Borowska tel. (+48 22) gabriela.borowska@dibre.com.pl Handel Piotr Zybała tel. (+48 22) piotr.zybala@dibre.com.pl Deweloperzy Departament SprzedaŜy Instytucjonalnej: Piotr Dudziński tel. (+48 22) Dyrektor piotr.dudzinski@dibre.com.pl Marzena Łempicka Wilim tel. (+48 22) Wicedyrektor marzena.lempicka@dibre.com.pl Maklerzy: Emil Onyszczuk tel. (+48 22) emil.onyszczuk@dibre.com.pl Michał Jakubowski tel. (+48 22) michal.jakubowski@dibre.com.pl Tomasz Jakubiec tel. (+48 22) tomasz.jakubiec@dibre.com.pl Michał Stępkowski tel. (+48 22) michal.stepkowski@dibre.com.pl Paweł Majewski tel. (+48 22) pawel.majewski@dibre.com.pl Zespół Obsługi Rynków Zagranicznych Adam Prokop tel. (+48 22) Kierownik Zespołu adam.prokop@dibre.com.pl Michał RoŜmiej tel. (+48 22) michal.rozmiej@dibre.com.pl Jakub Słotkowicz tel. (+48 22) jakub.slotkowicz@dibre.com.pl Jacek Wrześniewski tel. (+48 22) jacek.wrzesniewski@dibre.com.pl Prywatny Makler Jarosław Banasiak tel. (+48 22) Dyrektor Biura Aktywnej SprzedaŜy jaroslaw.banasiak@dibre.com.pl Dom Inwestycyjny BRE Banku S.A. ul. Wspólna 47/49-95 Warszawa 2 stycznia