Raport sektorowy. Letnie przesilenie. Sektor energetyczny CEE. 08 sierpnia 2017 r.

Transkrypt

1 Raport sektorowy Sektor energetyczny CEE 08 sierpnia 2017 r. Letnie przesilenie Obecnie preferujemy spółki (rekomendujemy Kupuj), które mogą poprawić perspektywy w wyniku oczekiwanych zmian regulacyjnych (Polenergia) oraz będą generować cash flow, który wspiera politykę dywidendową (CEZ). W przypadku Taurona i ZE PAK (Sprzedaj) oczekujemy, że momentum wynikowe zwolni w kolejnych kwartałach. W ENEI (Sprzedaj) obecna wycena w naszej opinii oddaje już pozytywny scenariusz na 2018 r., ale nie uwzględnia możliwych ryzyk. Wydajemy rekomendacje Trzymaj dla spółek PGE (wycena poprawiła się kosztem polityki dywidendowej) i Energa (wycena dyskontuje już w pewnym stopniu oczekiwane zmiany legislacyjne). Dynamiczne 1H17. W I półroczu spółki energetyczne dyskontowały poprawę wyników związaną z wysokimi wolumenami w segmencie dystrybucji i wytwarzania oraz niskimi cenami zielonych certyfikatów w segmencie sprzedaży. Pojawiły się także pozytywne czynniki jednorazowe. Dynamika zysków będzie słabła jednak od II półrocza br. W 2018 r. mimo oczekiwanego wzrostu cen węgla o 12% r/r w naszej opinii wyniki poprawią przede wszystkim grupy energetyczne, które będą uruchamiać nowe moce lub zyskają na zmianach legislacyjnych. Nowe strategie. Zmniejszyły się napięcia związane z polityką właścicielską. Po wycofaniu się z konsorcjum na EDF dywidendy wypłaciły Energa i Enea, natomiast na 3 lata zawiesiło politykę dywidendową PGE. Pojawiają się propozycje inwestycji po 2020 r., które mogłyby być finansowane z rosnącego cash flow spółek po zakończeniu obecnego cyklu inwestycyjnego. OZE, wiatr zmian. W wyniku zmian legislacyjnych, które są obecnie procedowane skorzystać może segment OZE. Zmiany zakładają powrót do poprzednich zasad opodatkowania farm wiatrowych oraz wzrost obowiązku umorzenia, który zmniejszyłby nadpodaż zielonych certyfikatów. Indeksowanie opłaty zastępczej ograniczy wzrost cen zielonych certyfikatów, ale bazą są nasze umiarkowane oczekiwania. Ticker CEZ PW Kupuj 72,3 65,3 (Podtrzymana) ENA PW Sprzedaj 14,9 15,8 (Obnizona) ENG PW Trzymaj 13,9 13,1 (Podtrzymana) PGE PW Trzymaj 14,2 13,5 (Podtrzymana) PEP PW Kupuj 16,2 14,0 (Podniesiona) TPE PW Sprzedaj 3,4 3,8 (Obnizona) ZEP PW Sprzedaj 15,7 16,6 (Obnizona) WIG-Energia Rekomend. Cena docelowa Cena bieżąca Pozytywny scenariusz w cenach. Uważamy, że obecne wyceny dla polskich grup energetycznych na poziomie EV/EBITDA 4.7/4.6 na 2017/2018 nadal nie są wysokie, ale mogą oddawać już pozytywny scenariusz rynkowy i nie uwzględniają potencjalnych zagrożeń w postaci np.: zmian w ORM, regulacji unijnych i nowych projektów inwestycyjnych, które przejmą rosnący cash flow po roku Spółka Kapitalizacja (mln PLN) Stopa dywidendy P/E EV/EBITDA P 2018P P 2018P CEZ ,2% 15,9 13,0 19,8 6,5 6,8 7,1 PGE ,0% 8,8 6,7 9,4 3,3 4,4 4,9 Enea ,8% 5,9 6,3 5,6 3,7 4,9 4,0 Tauron ,0% 13,1 4,6 5,0 4,1 4,5 4,7 Energa ,5% 27,8 7,0 7,2 4,2 5,0 5,0 ZE PAK 842 7,8% 2,2 4,3 3,8 2,0 2,5 2,4 Polenergia 636 0,0% nm 86,6 143,1 5,5 8,0 7,7 Źródło: Spółki, P - prognozy DM PKO BP Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

2 Raport sektorowy Argumenty inwestycyjne W I półroczu br. spółki energetyczne dyskontowały wzrosty europejskich spółek utilities, wysokie wolumeny produkcji i dystrybucji energii oraz załamanie się cen zielonych certyfikatów, które istotnie zmniejszyło koszty energii w segmencie sprzedaży. Widoczny był także wpływ pozytywnych zdarzeń jednorazowych. Zmniejszyły się napięcia związane z polityką właścicielską i w tym roku, mimo zapisów ustawy budżetowej, Skarb Państwa nie upominał się o podatki od podniesienia wartości nominalnej akcji. Akwizycje aktywów EDF i Engie okazały się także nie gorsze niż oczekiwania rynkowe. Przy rosnących cenach węgla, po kolejnym dokapitalizowaniu o 1 mld PLN połączonych PGG i KHW problemem przestał być także sektor górniczy. Dywidendy pojawiły się Enerdze i ENEI, natomiast wypłaty wstrzymało PGE, co w naszej opinii jest związane bezpośrednio z samodzielnym zakupem aktywów EDF przez PGE. Nastąpił także dalszy wzrost oczekiwań rynkowych co do niektórych czynników fundamentalnych. Podwyższyliśmy prognozę wzrostu cen węgla w 2018 r. z 7% do 12% r/r, co jest obecnie indykowane przez notowania kontraktów terminowych. Po opublikowaniu oceny skutków regulacji dla nowej propozycji ustawy o rynku mocy mogły także wzrosnąć oczekiwania co do skali wsparcia w szczególności dla nowych bloków. Podtrzymujemy oczekiwania co do lekkiego wzrostu WACC w segmencie dystrybucji z 5,63% w 2017 r. do ok. 5,9%-6% w przyszłym roku. W kolejnych latach nie powtórzą się natomiast bardzo wysokie zyski w segmencie sprzedaży, ponieważ niższe koszty zakupu zielonych certyfikatów zostaną uwzględnione w większym stopniu w taryfach. Akwizycje aktywów EDF i Engie dookreśliły strategie spółek na najbliższe lata. Zaczęły się pojawiać także elementy strategii po roku 2020, na które składają się prawdopodobne inwestycje PGE w blok 500MW w ZEDO oraz blok kogeneracyjny 500 MW w el. Rybnik. W przypadku ENEI trwaja prace nad studium wykonalności dla bloku IGCC o mocy MW w Łęcznej. Wg informacji prasowych, w polityce energetycznej Polski ma pojawić się miejsce także dla farm wiatrowych na morzu. Wg Ministerstwa Energii, do końca roku mogłaby zostać podjęta decyzja odnośnie elektrowni atomowej. Po raz pierwszy od wielu kwartałów pojawiły się pozytywne propozycje regulacji dotyczące OZE. Dotyczy to powrotu do poprzednich zasad opodatkowania farm wiatrowych i zwiększenia obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów w 2017 r. Oczekiwana przez nas redukcja nadwyżki certyfikatów będzie miała jednak wpływ na ceny rynkowe, ograniczane przez indeksowanie opłaty zastępczej do średniej ceny rynkowej certyfikatów z poprzedniego roku. Pozytywne czynniki z I półrocza br. w naszej opinii są już dobrze rozpoznawane przez rynek, a oczekiwana dynamika wyników znacznie osłabnie w kolejnych okresach. Wyższych wyników w 2018 r. spodziewamy się w Enerdze, która powinna poprawić wyniki segmentu sprzedaży ze względu na spodziewane zmiany w regulacjach OZE. ENEA skorzysta na rosnących cenach energii i węgla oraz całorocznej konsolidacji Połańca i nowego bloku 1075MW. W przypadku Taurona i PGE, ze względu na wysoką bazę, poprawa tegorocznych wyników może być trudniejsza. Kolejnego przyśpieszenia wyników sektora spodziewalibyśmy się w roku 2020, kiedy będą oddawane nowe inwestycje w Jaworznie i Opolu. Czynnikiem, który może zmienić sytuację branży na korzyść byłyby wyższe od naszych założeń wzrosty cen węgla, możliwe ze względu na niższe wydobycie w 2017 r. i pozycję rynkową PGG. Ryzyka dla sektora związane są obecnie głównie z regulacjami unijnymi. Nadal nierozstrzygnięte pozostają propozycje Komisji Europejskiej dotyczące funkcjonowania rynków mocy zawarte w tzw. Pakiecie Zimowym. Propozycje te zakładają szerszy europejski i regionalny aspekt rynków mocy, koordynację transgraniczną i udział podmiotów zagranicznych. Zakładają również ograniczenie wsparcia w ramach rynków mocy dla nowych jednostek, w przypadku których decyzja o budowie 2

3 Raport sektorowy zapadła po wejściu w życie dyrektywy do poziomu emisyjności wynoszącego 550 kg/mwh. Zmodyfikowany miałby zostać także program MSR, co przyśpieszyłoby redukcję nadwyżki CO2 w kolejnych latach. Dla istniejących jednostek od 2018 r. mogą zmienić się także zasady wsparcia w ramach ORM (decyzja nie została jeszcze podjęta), które naszym zadaniem zaostrzą konkurencję jednostek wytwórczych. Obawiamy się także spadku cen energii w kolejnych latach ze względu na wejście do systemu nowych bloków. Segment wytwarzania i wydobycia: kluczowe ceny węgla i energii Materializuje się wzrost cen węgla w 2018 r., co widoczne jest obecnie w notowaniach kontraktów terminowych. Ceny kontraktów BASE na 2018 r. wzrosły z ok. 159 PLN/MWh w marcu br. do 165 PLN/MWh obecnie. Indykuje to wzrost cen węgla do ok ,2 PLN/GJ. Oznacza to, że szacowany wzrost cen mógłby wynieść ok. 12% r/r wobec wcześniej zakładanej przez nas dynamiki na poziomie 6-7% r/r. Wolumeny kontraktów terminowych na Towarowej Giełdzie Energii po wygaśnięciu obowiązku handlu wynikającego z KDT są jednak znacznie mniejsze niż poprzednich latach (w pierwszym półroczu 2017 r. obroty wyniosły 34 TWh, co oznacza spadek o 35% w relacji do analogicznego okresu 2016 r. oraz o 56% w stosunku do I półrocza 2015 r.). Stawia to pytanie na ile bieżące notowania kontraktów terminowych okażą się prognostykiem dla cen energii w 2018 r. Ze względu na pozycję rynkową PGG oraz pojawiające się spekulacje o niższym od planowanego wydobyciu w 2017 r. istnieje ryzyko, że skala podwyżek dla klientów tej spółki może być jeszcze większa. Obecnie zakładamy jednak, biorąc pod uwagę nominalną skalę wzrostów oraz możliwości przeniesienia cen węgla na klientów końcowych, że bieżące notowania na TGE są dobrym prognostykiem i średnia cena energii wzrośnie z ok. 165 PLN/MWh w bieżącym roku do ok. 169 PLN/MWh w 2018 r lipiec 2018 (do 31/07) BASE cena TGE 164,3 162,1 159,3 164,4 BASE TWh TGE 3,6 20,6 43,7 96,9 PEAK cena TGE 208,4 209,0 209,9 211,6 PEAK wolumen TGE 0,4 2,1 5,1 14,3 wolumen TWh TGE 4,0 22,7 48,8 111,2 średnia cena TGE 169,0 166,4 164,6 170,4 cena PGE ,0 śr cena URE ,3 Źródło: TGE, URE, PGE, DM PKO BP 3

4 I 2011 III 2011 V 2011 VII 2011 IX 2011 XI 2011 I 2012 III 2012 V 2012 VII 2012 IX 2012 XI 2012 I 2013 III 2013 V 2013 VII 2013 IX 2013 XI 2013 I 2014 III 2014 V 2014 VII 2014 IX 2014 XI 2014 I 2015 III 2015 V 2015 VII 2015 IX 2015 XI 2015 I 2016 III 2016 V 2016 VII 2016 IX 2016 XI 2016 I 2017 III 2017 V 2017 VII 2017 Raport sektorowy Ceny węgla kamiennego w Polsce (PLN/GJ) Źródło: polskirynekwegla.pl Cena - energetyka Cena - ciepłownie Ceny w ARA (PLN/GJ) 11 Oczekiwane ceny węgla [PLN] , , , ,5 150 Oczekiwana cena węgla Y+1 (PLN/GJ), oś lewa cena BASE Y+1 (PLN/MWh), oś prawa Indeks PSCMI (PLN/GJ), oś lewa Źródło: Bloomberg, TGE, DM PKO BP 4

5 PLN/MWh Raport sektorowy Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. - czerwiec 2017 r.) Mies. kurs BASE (PLN/MWh) BASE_Y-12 BASE_Y-13 BASE_Y-14 BASE_Y-15 BASE_Y-16 BASE_Y-17 Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) PEAK5_Y-12 PEAK5_Y-13 PEAK5_Y-14 PEAK5_Y-15 PEAK5_Y-16 PEAK5_Y-17 BASE_Y-18 PEAK5_Y-18 Źródło: TGE, DM PKO BP Ceny energii w Polsce i Niemczech 60 EUR EUR Ceny energii w Niemczech (base) (oś lewa) Ceny CO2 futures 2017 (oś prawa) Ceny energii w Polsce (base TGE) (oś lewa) źródło: Bloomberg, DM PKO BP 5

6 Raport sektorowy Wsparcie dla wytwórców energii: rynki mocy, ORM, kogeneracja. W maju br. ukazała się nowa wersja ustawy o rynku mocy. Główną zmianą jest otwarcie mechanizmu rynków mocy na wytwórców zagranicznych poprzez aukcje biletowe. Obecnie nie zakładamy jednak istotnego wpływu zagranicznych mocy na przebieg aukcji. Jeżeli chodzi o krajowych wytwórców założenia aukcji pozostają bez zmian. Pozostaje podział na koszyki dla jednostek nowych (wsparcie do 15 lat), modernizowanych (wsparcie do 5 lat) i istniejących (wsparcie na jeden rok). Biorąc pod uwagę przedstawioną ocenę skutków regulacji, oczekujemy obecnie, że poziom wsparcia dla nowych bloków może być wyższy niż pierwotnie zakładane przez nas ok. 250 PLN/MW/rok. Nadal nierozstrzygnięte pozostają propozycje Komisji Europejskiej dotyczące funkcjonowania rynków mocy zawarte w tzw. Pakiecie Zimowym. Propozycje te zakładają szerszy europejski i regionalny aspekt rynków mocy, koordynację transgraniczną i udział podmiotów zagranicznych. Zakładają również ograniczenie wsparcia w ramach rynków mocy dla nowych jednostek, w przypadku których decyzja o budowie zapadła po wejściu w życie dyrektywy do poziomu emisyjności wynoszącego 550 kg/mwh. Dla istniejących jednostek od 2018 r. mogą zmienić się także zasady wsparcia w ramach ORM (decyzja nie została jeszcze podjęta), które naszym zadaniem zaostrzą konkurencję jednostek wytwórczych. Do końca roku opracowany ma zostać model wsparcia dla kogeneracji po 2018 r., który zastąpi system kolorowych certyfikatów. Dla nowych instalacji przewidziany będzie system aukcyjny. W przypadku istniejących instalacji rozważane są także kontrakty różnicowe, które pozwoliłyby na opłacalność działalności. Dystrybucja i Sprzedaż Wyniki spółek dystrybucyjnych w I półroczu br. wspomagane były przez wysokie wolumeny wynikające ze wzrostu krajowego zużycia energii, które wyniosło 2,3%. Benchmarki jakościowe na 2017 r. obejmowały m.in.: spadek SAIDI o 7,5% i SAIFI o 5% względem roku Rozliczenie wykonania parametrów jakościowych bieżącego okresu będzie uwzględnione w taryfie za 2019 r. Znacznie bardziej wymagające benchmarki pojawią się w latach Obecne notowania obligacji 10-letnich wskazują możliwy wzrost WACC w 2018 r. do ok. 5,9-6% z 5,63% w roku Biorąc pod uwagę dokonania spółek w 2016 r., nie zakładamy zmniejszenia WACC w 2018 z tytułu kar umownych. W segmencie sprzedaży 2017 r. jest okresem szczególnym ze względu na załamanie się cen zielonych certyfikatów, które znalazły się na znacznie niższym poziomie niż ceny indykowane w taryfach (głównie C oraz G). W II połowie br. efekt bazy będzie już jednak wygasać (w II połowie 2016 r. nastąpiły już spadki cen zielonych certyfikatów). W 2018 r. oczekujemy pogorszenia wyników biorąc pod uwagę, że taryfy w większym stopniu dostosują się do bieżących cen certyfikatów oraz oczekiwaną dalszą presję ma marże w sektorze. 6

7 Raport sektorowy 7,0% 6,5% 6,0% 5,5% 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% 2,5% 2,0% Średnia rentowność polskich obligacji 10-letnich (1 października - 31 września) Źródło: Treasury BondSpot Poland, DM PKO BP Rentowność 10-letnich obligacji Średnia roczna rentowność 10-letnich obligacji Rentowność 10-letnich obligacji od 1 kwietnia 2016 OZE Wraz z propozycjami nowelizacji ustawy o OZE i ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych pojawiły się próby rozwiązania problemów sektora, jakimi są nadpodaż i niskie ceny zielonych certyfikatów oraz kwestia wzrostu podstawy opodatkowania farm wiatrowych. Nowelizacja ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych przygotowana przez Ministerstwo Energii zakłada przywrócenie poprzednich zasad opodatkowania elektrowni wiatrowych podatkiem od nieruchomości oraz odejście od trzyletniego terminu na wykorzystanie otrzymanych pozwoleń na budowę. Od początku 2017 r. podatek jest kwestią sporną, interpretowaną lokalnie w różny sposób. Podatek w pełnym wymiarze oznaczał wg naszych szacunków efektywny wzrost kosztów działalności o ok PLN/MWh. Aukcje OZE miałyby być bardziej przewidywalne ze względu na obowiązek publikacji harmonogramu określającego maksymalną ilość i wartość energii z OZE planowaną do sprzedaży w drodze aukcji w ciągu trzech kolejnych lat. Senat przyjął poselski projekt zmian w ustawie o OZE, który indeksuje wartość opłaty zastępczej obecnie ustalonej na poziomie 300,03 PLN/MWh dla zielonych i błękitnych certyfikatów do poziomu 125% średniej ceny rynkowej odpowiednich certyfikatów z poprzedniego roku. Ustawa jest najbardziej istotna dla spółek posiadających długoterminowe umowy kupna zielonych certyfikatów z instalacji OZE, w których ceny były indeksowane do opłaty zastępczej. Na zmianach w największym stopniu skorzystać może Energa, ponieważ Tauron i Enea wypowiedziały długoterminowe umowy już wcześniej. Do końca lipca średnia cena rynkowa zielonych certyfikatów w 2017 r. wynosi 31 PLN, co oznacza, że wartość opłaty zastępczej mogłaby spaść w 2018 r. do ok. 40 PLN. Spadek opłaty zastępczej jest negatywny dla rynku zielonych certyfikatów, ale w ocenie skutków regulacji do ustawy pojawiły się jednocześnie założenia dotyczące podniesienia obowiązku umorzenia certyfikatów w kolejnych latach. Założenia te zostały przyjęte na poziomie odpowiednio 17,50%, 18,50% i 19,50% dla lat Są to wartości wyższe o ok. 1% od sygnalizowanej do 7

8 sty 13 kwi 13 lip 13 paź 13 sty 14 kwi 14 lip 14 paź 14 sty 15 kwi 15 lip 15 paź 15 sty 16 kwi 16 lip 16 paź 16 sty 17 kwi 17 lip 17 Raport sektorowy tej pory przez Ministerstwo Energii ścieżki opartej na rozporządzeniu Ministra Gospodarki z 2012 r. Scenariusz takiego wzrostu obowiązku umorzenia jest także obecnie częściowo potwierdzany przez projekt rozporządzenia Ministra Energii odnośnie obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów w 2018 r. w wysokości 17,5%. Taka wartość obowiązku, wraz z zakładanym przeniesieniem do systemu aukcyjnego części instalacji biomasowych, wg naszych szacunków pozwoli na pierwszą od wielu lat redukcję nadwyżki zielonych certyfikatów. Nadwyżka była szacowana przez PSEW na koniec 2016 r, na poziomie ok. 22,5 TWh. Powyższe zmiany wspierają przyjętą przez nas ścieżkę umiarkowanego wzrostu cen certyfikatów. W lipcu br. ceny certyfikatów wzrosły z ok. 23 PLN do ponad 30 PLN Wolumen i cena zielonych certyfikatów Źródło: DM PKO BP Wolumen (oś prawa, tys. MWh) Średnia ważona cena (PLN/MWh) Nadpodaż zielonych certyfikatów na (GWh) Nadpodaż Popyt Różnica (cert. wydane - umorzone) do 2014 Certyfikaty wydane za Wnioski w toku za lata Wnioski za produkcję , niezłożone Źródło: PSEW 8

9 Raport sektorowy Struktura produkcji energii z OZE oraz obowiązek umorzenia elektrownie wodne elektrownie wiatrowe elektrownie biogazowe elektrownie biomasowe współspalanie biomasy/biogazu fotowoltaika obowiązek umorzenia źródło: ARE, szacunki DM PKO BP Strategie spółek Akwizycje polskich aktywów EDF i Engie zdefiniowały strategie grup energetycznych na najbliższe lata. W przypadku EDF nieznane są jeszcze szczegóły nakładów inwestycyjnych. W ciągu najbliższych kwartałów będą konkretyzować się inwestycje Spółek po roku W przypadku PGE nowe inwestycje dotyczyć będą prawdopodobnie budowy bloku węglowego 500MW w elektrowni ZEDO oraz po nabyciu aktywów EDF bloku kogeneracyjnego 500MW w elektrowni Rybnik. W przypadku ENEI rozstrzygnie się budowa blogu MW w technologii zgazowywania węgla w Łęcznej. Istotną inwestycją w latach będzie również budowa elektrowni Ostrołęka (JV ENEA i Energa). Tauron analizuje wraz z ZAK budowę instalacji zgazowania węgla do wytwarzania produktów chemicznych m.in amoniaku i metanolu w Kędzierzynie. Część inwestycji mogłaby być prawdopodobnie wsparta przez Polski Fundusz Rozwoju, który udało się pozyskać do inwestycji w Jaworznie. W ciągu najbliższych miesięcy powinny zostać przedstawione założenia nowej polityki energetycznej Polski. Wg wstępnych komentarzy w perspektywie roku 2030 udział energii z węgla ma obniżyć się do 60% z ok. 86% obecnie, głównie ze względu na wzrost zużycia energii. W ramach strategii powstać mają programy sektorowe dla węgla brunatnego i kamiennego. W przypadku węgla brunatnego wymieniane są dwie nowe odkrywki - Złoczew (PGE) oraz Ościsłowo (ZE PAK). Wg informacji prasowych, w strategii ma także znaleźć się miejsce dla morskich farm wiatrowych. Trwają pracę nad strategią dotyczącą elektrowni jądrowej, która wspierana jest przez Ministerstwo Energii, ale ostateczna decyzja o budowie nie została jeszcze podjęta. W spółce celowej, która została powołana do przygotowania i realizacji projektu pierwszej polskiej elektrowni jądrowej, PGE ma obecnie 70% udziałów, a ENEA, KGHM Polska Miedź oraz TAURON Polska Energia posiadają po 10% udziałów. 9

10 Raport sektorowy Dywidendy, polityka właścicielska W 2017 r. wpływy Skarbu Państwa z dywidend w spółkach energetycznych i paliwowych wyniosły 1,28 mld PLN wobec 1,36 mld PLN w 2016 r. i były zgodne z wcześniejszymi zapowiedziami Ministerstwa Energii. Główny ciężar transferów tak jak w poprzednim roku przypadł na PGNiG. W stosunku do naszych oczekiwań w grupach energetycznych, dywidenda nie została wypłacona przez PGE, pojawiła się natomiast w ENEI i Enerdze. Zmiany te można wyjaśnić w dużym stopniu wycofaniem się ENEI i Energi z transakcji kupna polskich aktywów EDF, które ostatecznie zostały kupione samodzielnie przez PGE. Początkowo ENEA i Energa miały mieć w konsorcjum po 20% udziałów. Wycofanie się z inwestycji w wysokości ok. 900 mln PLN istotnie poprawiło bilanse tych spółek, dlatego w naszej opinii wypłaty dywidend nie mają tylko jednorazowego charakteru. Oficjalne polityki dywidendowe Energi i ENEI wciąż mają charakter rezydualny, ale oczekujemy, że spółki te w kolejnych latach będą starały się wypłacać dywidendę na poziomie stóp zwrotu z instrumentów dłużnych, co indykuje roczne transfery do akcjonariuszy w wysokości ok mln PLN. Obecnie zgodnie z polityką dywidendową oczekujemy wypłat z zysków PGE i Taurona począwszy od zysków roku 2019 r. 10

11 Raport sektorowy Wycena porównawcza spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln P 2018P P 2018P P 2018P EDF 25223,9 6,5 13,2 12,1 3,9 4,8 4,5 10,3% 4,3% 4,2% ENGI 33412,1 13,7 13,8 13,5 5,1 5,5 5,4 7,3% 5,1% 5,1% RWE AG 11047,9 16,5 9,9 11,2 2,7 4,9 5,1 0,9% 4,4% 3,0% IBERDROLA 43009,6 16,6 15,6 14,5 9,3 9,3 8,6 4,4% 4,8% 5,0% FORTUM OYJ 12561,5 22,6 20,1 18,9 11,5 10,4 10,3 5,4% 6,2% 5,3% NATIONAL GRID 36159,9 15,5 13,9 15,8 9,7 8,7 11,8 4,6% 4,6% 4,7% ENEL 50203,1 15,4 13,9 12,5 6,2 5,7 5,5 3,6% 4,5% 5,5% INNOGY 20500,0 18,3 16,2 15,5 8,0 7,8 7,7 4,2% 4,6% 4,8% 5,1% 4,8% 4,7% CEZ 8210,7 15,0 12,7 20,6 6,2 6,6 7,1 9,9% 8,3% 7,5% ENEA 1636,1 8,9 6,2 5,6 4,9 4,9 4,0 0,0% 1,6% 1,6% TAURON 1577,4 18,1 4,6 4,9 4,6 4,4 4,6 0,0% 0,0% 0,0% PGE 5929,7 9,8 6,7 9,4 4,1 4,4 4,9 1,9% 0,0% 0,0% ENERGA 1279,0 36,2 7,1 7,3 5,0 5,0 5,1 3,7% 1,4% 1,4% ZE PAK 198,8 3,4 3,3 3,8 2,5 2,1 2,3 0,0% 7,8% 4,8% Średnia 15,5 11,2 11,8 6,0 6,0 6,2 2,6% 3,2% 2,6% ENERGA ENERGA 7,1 7,3 5,0 5,1 1,4% 1,4% Premia/dyskonto do średniej -37,0% -38,4% -17,0% -18,4% 121,6% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 21,0 21,5 15,9 16,2 6,0 7,4 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 21,2 16,1 6,7 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 14,65 ENEA ENEA 6,2 5,6 4,9 4,0 1,6% 1,6% Premia/dyskonto do średniej -44,5% -52,6% -18,5% -34,9% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 28,5 33,3 19,4 24,3 9,7 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 30,9 21,8 9,7 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 20,81 PGE PGE 6,7 9,4 4,4 4,9 0,0% 0,0% Premia/dyskonto do średniej -40,3% -20,8% -26,8% -21,5% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 21,9 16,5 17,9 16,7 0,0 0,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 19,2 17,3 0,0 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 12,17 TAURON TAURON 4,6 4,9 4,4 4,6 0,0% 0,0% Premia/dyskonto do średniej -59,2% -58,3% -26,9% -25,3% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 9,4 9,2 5,3 5,2 0,0 0,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 9,3 5,2 0,0 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 4,85 ZE PAK ZE PAK 3,3 3,8 2,1 2,3 7,8% 4,8% Premia/dyskonto do średniej -70,7% -68,2% -66,0% -63,5% - -47,1% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 56,7 52,2 48,8 45,5 40,8 31,4 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 54,4 47,1 36,1 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 45,87 CEZ CEZ 12,7 20,6 6,6 7,1 8,3% 7,5% Premia/dyskonto do średniej 12,9% 74,2% 9,1% 13,9% -41,8% -37,8% Cena PLN Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 58,5 37,9 60,5 58,0 113,5 106,0 Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 48,2 59,2 109,8 Wagi 33% 33% 33% Wycena porównawcza 72,34 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 11

12 CEZ Bloomberg: CEZ PW Equity, Reuters: CEZ.WA Kupuj, 72,27 PLN Podtrzymana 08 sierpnia 2017 r. Podtrzymujemy rekomendację Kupuj dla akcji CEZ z ceną docelową na poziomie 72,27 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Biorąc pod uwagę bieżące notowania terminowych cen energii i normalizację pracy elektrowni atomowych w kolejnych latach oczekujemy, że w 2018 r. zahamowany może zostać spadkowy trend EBITDA Spółki. Dodatkowe zyski ze sprzedaży akcji MOL i nieruchomości w 2017 r. będą wsparciem dla oczekiwań co do dywidendy z zysku 2017 r. Wybory parlamentarne zwiększają ryzyko informacyjne dla Spółki. W I półroczu br. produkcja w elektrowniach atomowych była na poziomie 13,8 TWh, co zbliża spółkę do wykonania rocznej prognozy wynoszącej 28 TWh. Obecnie przestoje bloków idą zgodnie z planem i nie widać zagrożeń dla wyników Spółki z tytułu niższych wolumenów, co miało miejsce w 2016 r. Biorąc pod uwagę CDS na węglu kamiennym wynoszące w CEZ ok. 2 EUR/MWh, wpływ pożaru w elektrowni Detmarovice na wyniki szacujemy na ok. 100 mln CZK. W 2017 r. wg naszych prognoz CEZ rozpoznaje ceny energii na poziomie 31 EUR/MWh. W 2018 r. oczekiwany jest spadek rozpoznawanej ceny do poziomu 29 EUR/MWh, ale bieżące ceny terminowe energii i poziom hedgingu wskazują, że w kolejnych latach cena efektywna dla CEZ nie powinna już spadać. Wsparciem dla wyników będzie także normalizacja pracy elektrowni atomowych po roku Z tego względu przyszły rok może być ostatnim okresem spadku EBITDA. W 2017 r. wg prognoz Spółki skorygowany zysk netto wyniesie 17 mld CZK. Dodatkowe zyski ze sprzedaży akcji MOL i wcześniejszego wykupu obligacji zamiennych szacowane są łącznie z rewaluacją opcji na akcje MOL na 4,5 mld CZK. Sprzedaż nieruchomości mieszkaniowych w Pradze przyniosła dodatkowo ponad 1 mld CZK. W naszej opinii wspiera to oczekiwania co do dywidendy z zysku 2017 r. na poziomie 30 CZK. Oczekujemy, że generowany cash flow w ciągu następnych lat pozwoli na utrzymanie stopy zwrotu z dywidendy na poziomie 5%. mld CZK P 2018P 2019P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto Skorygowany zysk (strata) netto P/E 14,5 15,9 12,7 19,8 17,2 P/BV 1,1 0,9 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA 5,7 6,5 6,8 7,1 6,9 EPS 38,55 26,55 31,45 20,22 23,35 DPS 39,64 33,00 30,00 20,22 23,35 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP Informacje Kurs akcji (PLN) 65,25 Upside 11% Liczba akcji (mn) 537,99 Kapitalizacja (mld PLN) 35,10 Free float 30% Free float (mld PLN) 10,61 Free float (mld USD) 2,94 EV (mld CZK) 361,99 Dług netto (mld CZK) 146,42 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 8,2% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Czech Rep. State Treasury 69, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Kupuj 20/12/16 78,43 Kupuj 09/05/16 77,97 Kurs akcji /16 10/16 12/16 02/17 04/17 06/17 08/17 CEZ PX PX Spółka 1 miesiąc 4,1% 1,0% 3 miesiące 2,7% -6,3% 6 miesięcy 9,1% -9,2% 12 miesięcy 21,6% -10,6% Min 52 tyg. PLN 63,96 Max 52 tyg. PLN 76,55 Średni dzienny obrót mld CZK Invalid operation Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

13 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 443,8 CZK (72,27 PLN). Model DCF mln CZK 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2023P< EBIT , , , , , , , ,6 Stopa podatkowa 19,0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT , , , , , , , ,5 CAPEX , , , , , , , ,4 Amortyzacja , , , , , , , ,0 Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF , , , , , , , ,0 WACC 5,1% 5,1% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Współczynnik dyskonta 1,05 1,10 1,16 1,22 1,28 1,34 DFCF , , , , , , ,2 Wzrost w fazie II 1,0% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość Firmy (EV) Dług netto (skorygowany) Rezerwy na skł. urz. jadrowych i poz Kapitały mniejszości Wartość godziwa Liczba akcji (mln szt.) 538,0 Wartość godziwa na akcję na ,4 Cena docelowa za 12 miesięcy (CZK) 443,8 Cena bieżąca 401,7 Dywidenda 0,0 Oczekiwana stopa zwrotu 10,5% 13

14 WACC 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2023P< Stopa wolna od ryzyka 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% Beta 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% Stopa podatkowa 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% Koszt długu 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% Waga kapitału własnego 59,3% 62,1% 59,4% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% Waga długu 40,7% 37,9% 40,6% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% WACC 5,0% 5,1% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% CEZ: Kluczowe założenia do wyceny 2017P 2018P 2019P 2020P Cena energii elektrycznej CEZ (EUR/MWh) Cena brunatnego (CZK/GJ) 41,8 42,6 43,5 44,3 Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnień CO2 (EUR) 6,7 5,7 5,3 5,1 Sensitivity WACC Growth in Phase II 155,86 155,86 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 4,0% ,5% ,0% ,5% ,0% Source: PKO BP Securi ti es 14

15 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2018P 2019P 2020P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów EBITDA Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Skorygowany zysk (strata) netto Bilans P 2018P 2019P 2020P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Pasywa razem Rachunek Przepływów Pieniężnych P 2018P 2019P 2020P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki (%) P 2018P 2019P 2020P ROE 17,0% 13,9% 8,9% 7,7% 5,4% 6,5% 4,2% 4,9% 4,8% Dług netto 174,9 156,6 147,2 131,2 146,5 146,4 144,6 144,0 142,0 15

16 Enea Bloomberg: ENA PW Equity, Reuters: ENAE.WA Sprzedaj, 14,90 PLN Obniżona z: Trzymaj 08 sierpnia 2017 r. Obniżamy rekomendację dla akcji Enea z Trzymaj do Sprzedaj z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 14,90 PLN. W naszej opinii rynek dyskontuje już pozytywny scenariusz dla Spółki wspierany wzrostem zysków w Widzimy także potencjalne ryzyka związane z nowymi inwestycjami oraz ostatecznym kształtem regulacji dotyczących ORM i pakietu zimowego. W latach 2017/2018 ENEA utrzyma pozytywne momentum wynikowe. Widoczne będą efekty konsolidacji elektrowni Połaniec, które szacujemy na ok mln PLN kwartalnie. Od początku 2018 r. komercyjną pracę powinien rozpocząć nowy blok w Kozienicach. Czynniki te powinny z nadwyżką pokryć spadek wolumenów związany z remontami bloków 500 MW. Enea będzie jednym z głównych beneficjentów oczekiwanego wzrostu cen energii i węgla w 2018 r. Ze względu na formuły cenowe w kontrakcie z Bogdanką, większość pozytywnego efektu w 2018 r. zostanie rozpoznana w wynikach segmentu wytwarzania. W 2017 r. Enea zaproponowała dywidendę w wysokości ok. 0,25 PLN na akcję. W naszej opinii dywidenda jest pochodną wycofania się spółki z inwestycji w EDF. Biorąc pod uwagę zadłużenie Spółki, które przekroczy wg naszych prognoz dwukrotność EBITDA i potencjalne nowe inwestycje,. mimo poprawy wyników w kolejnych latach zakładalibyśmy możliwość wypłaty dywidend na zbliżonym poziomie. Od 2018 r. ENEA rozpocznie inwestycję w elektrownię Ostrołęka C (JV z Energą). Bogdanka złożyła wniosek o koncesję wydobywczą na pole Ostrów, z zasobami 186 mln ton węgla. Oczekiwane nakłady na budowę nowego szybu po roku 2020 wynoszą 1,2-1,3 mld PLN. W kolejnych latach oczekiwalibyśmy również inwestycji w blok IGCC w Łęcznej o mocy MW (obecnie trwa studium wykonalności). Szacunkowo nakłady na ten blok nogą wynieść ok. 3-5 mld PLN. mln PLN P 2018P 2019P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto Skorygowany zysk (strata) netto P/E 6,7 5,9 6,3 5,6 6,1 P/BV 0,5 0,4 0,5 0,5 0,4 EV/EBITDA 4,2 3,7 4,9 4,0 4,2 EPS 2,23 1,78 2,53 2,82 2,61 DPS 0,53 0,44 0,40 0,63 0,63 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP Informacje Kurs akcji (PLN) 15,82 Upside -6% Liczba akcji (mn) 441,44 Kapitalizacja (mln PLN) 6 983,62 Free float 43% Free float (mln PLN) 3 026,70 Free float (mln USD) 839,27 EV (mln PLN) ,85 Dług netto (mln PLN) 6 087,23 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 2,8% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Skarb Państwa (S. Treasury) 51,50 TFI PZU 9, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Trzymaj 20/12/16 10,20 Trzymaj 09/05/16 11,80 Kurs akcji /16 10/16 12/16 02/17 04/17 06/17 Enea WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc 3,7% 17,4% 3 miesiące 0,0% 33,5% 6 miesięcy 14,6% 55,1% 12 miesięcy 30,8% 40,1% Min 52 tyg. PLN 8,42 Max 52 tyg. PLN 15,82 Średni dzienny obrót mln PLN Invalid operation Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

17 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 14,90 PLN. Model DCF mln PLN 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024P 2024P< EBIT 1 470, , , , , , , , ,6 Stopa podatkowa 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT 1 190, , , , , , , , ,2 CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF ,4 422,2 383,9 343,1 577,5 803,8 819,5 953, ,2 WACC 7,8% 7,3% 7,4% 7,1% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% Współczynnik dyskonta 0,00 1,07 1,15 1,24 1,33 1,44 1,55 1,67 - DFCF 0,0 393,1 333,7 276,9 432,8 559,4 529,6 572,0 Wzrost w fazie II 1,5% Suma DFCF - Faza I 3 097,4 Suma DFCF - Faza II ,2 Wartość Firmy (EV) ,7 Dług netto 6 087,2 Kapitały mniejszości 834,5 Zobowiązania wobec pracowników 524,0 Wartość godziwa 6 201,9 Liczba akcji (mln szt.) 441,4 Wartość godziwa na akcję na ,0 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 14,9 Cena bieżąca 15,8 Dywidenda 0,00 Oczekiwana stopa zwrotu -6,0% 17

18 WACC 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024P 2024P< Stopa wolna od ryzyka 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 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 9,9% 9,9% 9,9% 9,9% 9,9% 9,9% 9,9% 9,9% 9,9% Koszt długu 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Waga kapitału własnego 61,4% 53,4% 54,7% 50,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% Waga długu 38,6% 46,6% 45,3% 50,0% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% WACC 7,8% 7,3% 7,4% 7,1% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2017P 2018P 2019P 2020P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 9,2 9,5 10,2 10,6 Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnień CO2 (EUR) 6,1 5,1 5,5 7,0 Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 14,87 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 6,7% 14,9 17,1 19,7 22,9 26,8 7,2% 13,0 14,9 17,1 19,7 22,9 WACC 7,7% 11,4 13,0 14,9 17,1 19,7 8,2% 10,0 11,4 13,0 14,9 17,1 8,7% 8,7 10,0 11,4 13,0 14,9 Źródło: DM PKO BP 18

19 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2018P 2019P 2020P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów EBITDA Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Skorygowany zysk (strata) netto Bilans P 2018P 2019P 2020P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Zobowiązania handlowe i pozostałe Pasywa razem Rachunek Przepływów Pieniężnych P 2018P 2019P 2020P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki (%) P 2018P 2019P 2020P ROE 6,5% 6,4% 7,7% -3,6% 6,2% 8,3% 8,5% 7,3% 7,0% Dług netto , ,0 949, , , , , , ,9 19

20 Energa Bloomberg: ENG PW Equity, Reuters: ENGP.WA Trzymaj, 13,90 PLN Podtrzymana 08 sierpnia 2017 r. Podtrzymujemy rekomendację Trzymaj dla akcji Energa z ceną docelową na poziomie 13,90 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Energa może potencjalnie istotnie poprawić wyniki finansowe i cash flow w rezultacie zmian legislacyjnych dotyczących uregulowań OZE. Po wycofaniu się z inwestycji w EDF oczekujemy, że w kolejnych latach Spółka będzie nadal wypłacać dywidendę. Wg naszych szacunków Energa kupuje ok 1,5-2 TWh zielonych certyfikatów rocznie w ramach umów długoterminowych po cenie zbliżonej do ok. 200 PLN za certyfikat. Istotna część umów może zawierać formuły cenowe indeksujące ceny certyfikatów do opłaty zastępczej wynoszącej obecnie 300 PLN za 1 MWh. Po ewentualnym wejściu w życie poselskiej nowelizacji ustawy o OZE i spadku opłaty zastępczej do poziomu 125% ceny rynkowej certyfikatów, wyniki w segmencie sprzedaży mogłyby wg naszych prognoz wzrosnąć w 2018 r. o ok mln PLN (Energa nie podała jeszcze własnych szacunków w tym zakresie). W Enerdze wsparciem OZE objęte jest nadal ponad 500 GWh energii rocznie. Wpływ potencjalnych zmianach legislacyjnych dotyczących OZE (mniejsze opodatkowanie farm wiatrowych, wzrost obowiązku umorzenia certyfikatów, przejście MEW do systemu aukcyjnego) zakładamy w 2018 r. w wysokości ok. 20 mln PLN. W 2017 r. Energa wypłaciła dywidendę w wysokości 0,19 PLN na akcję, pomimo strategii wskazującej na możliwość transferów do akcjonariuszy począwszy od 2023 r. W naszej opinii zmiana ta wynika z wycofania się z inwestycji w EDF. Oczekujemy, że w kolejnych latach Spółka będzie mogła rekomendować dywidendy na zbliżonym poziomie. Większe wypłaty będą ograniczane przez inwestycje. W przyszłym roku powinna rozpocząć się największa inwestycja, jaką jest budowa elektrowni Ostrołęka C (JV z ENEA). Nasz model zakłada wejście w życie procedowanych obecnie zmian legislacyjnych dotyczących OZE, co jest ryzykiem dla wyceny i prognozowanych wyników finansowych. Informacje Kurs akcji (PLN) 13,10 Upside 6% Liczba akcji (mn) 414,07 Kapitalizacja (mln PLN) 5 424,28 Free float 48% Free float (mln PLN) 2 629,69 Free float (mln USD) 729,18 EV (mln PLN) ,38 Dług netto (mln PLN) 4 948,10 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 1,5% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Skarb Państwa (St. Treasury) 51, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Trzymaj 20/12/16 9,60 Trzymaj 09/05/16 11,50 Kurs akcji /16 10/16 12/16 02/17 04/17 06/17 Energa WIG20 mln PLN P 2018P 2019P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto Skorygowany zysk (strata) netto P/E 10,1 27,8 7,0 7,2 7,1 P/BV 0,9 0,5 0,6 0,5 0,5 EV/EBITDA 4,3 4,2 5,0 5,0 5,0 EPS 2,01 0,36 1,87 1,82 1,83 DPS 0,49 0,19 0,19 0,19 0,19 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP WIG20 Spółka 1 miesiąc 3,7% 28,4% 3 miesiące 0,0% 33,7% 6 miesięcy 14,6% 32,2% 12 miesięcy 30,8% 33,0% Min 52 tyg. PLN 7,03 Max 52 tyg. PLN 13,22 Średni dzienny obrót mln PLN Invalid operation Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa

21 Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku Druga faza (TV) obejmuje okres po roku Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 13,9 PLN. Model DCF mln PLN 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024P 2024P< EBIT 1 112, , , , , , , , ,5 Stopa podatkowa 19,0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% NOPLAT 901,1 948,8 970,5 995, , , , , ,2 CAPEX , , , , , , , , ,0 Amortyzacja 966,4 988, , , , , , , ,2 Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF 11,8-228,4 85,9 153,8-158,0-257,4-221,5 889,4 902,4 WACC 6,9% 7,0% 6,9% 6,6% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% Współczynnik dyskonta 0,0 1,07 1,14 1,22 1,30 1,39 1,49 1,59 DFCF -213,8 75,3 126,2-121,3-185,1-149,2 560,7 Wzrost w fazie II 1,5% Suma DFCF - Faza I 92,8 Suma DFCF - Faza II ,4 Wartość Firmy (EV) ,1 Dług netto 4 948,1 Udział niekontrolujący 47,0 Zobowiązania wobec pracowników 343,0 Wartość godziwa 5 470,0 Liczba akcji (mln szt.) 414,1 Wartość godziwa na akcję na ,2 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 13,9 Cena bieżąca 13,1 Dywidenda 0,00 Oczekiwana stopa zwrotu 6,1% 21

22 WACC 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024P 2024P< Stopa wolna od ryzyka 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 3,4% 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 2,5% 2,5% 2,5% 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 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% Koszt długu 4,8% 4,8% 4,8% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Waga kapitału własnego 54,0% 54,0% 52,5% 50,1% 53,8% 53,8% 53,8% 53,8% 53,8% Waga długu 46,0% 46,0% 47,5% 49,9% 46,2% 46,2% 46,2% 46,2% 46,2% WACC 7,0% 7,0% 6,9% 6,6% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2017P 2018P 2019P 2020P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 253,4 255,9 258,5 262,1 Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) Wolumen sprzedazy doklientów końcowych (TWh) Żródło:prognozy DM PKO BP Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 13,90 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 5,8% 13,9 16,7 20,2 24,6 30,4 6,3% 11,6 13,9 16,7 20,2 24,6 WACC 6,8% 9,6 11,6 13,9 16,7 20,2 7,3% 7,9 9,6 11,6 13,9 16,7 7,8% 6,5 7,9 9,6 11,6 13,9 Źródło: DM PKO BP 22

23 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 2018P 2019P 2020P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów EBITDA Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Skorygowany zysk (strata) netto Bilans P 2018P 2019P 2020P Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa razem Kapitał Własny Kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Pasywa razem Rachunek Przepływów Pieniężnych P 2018P 2019P 2020P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki (%) P 2018P 2019P 2020P ROE 5,9% 9,7% 11,8% 9,6% 1,7% 8,4% 7,6% 7,2% 6,8% Dług netto 1 425, , , , , , , , ,1 23

24 PGE Bloomberg: PGE PW Equity, Reuters: PGE.WA Trzymaj, 14,20 PLN Podtrzymana 08 sierpnia 2017 r. Podtrzymujemy rekomendację Trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową na poziomie 14,20 PLN w perspektywie 12 miesięcy. PGE będzie jednym z głównych beneficjentów wzrostu cen energii w 2018 r. Transakcja nabycia aktywów EDF poprawiła bieżące wskaźniki wyceny PGE i powinna stabilizować wyniki w kolejnych latach. Dodatkowym kosztem transakcji dla inwestorów jest zawieszona na trzy lata wypłata dywidendy. Całkowita wartość transakcji nabycia aktywów EDF wyniesie ok. 4,5 mld PLN z uwzględnieniem kupna udziałów w ZEW Kogeneracja S.A. PGE stanie się największym producentem ciepła sieciowego w Polsce z udziałem w rynku na poziomie ok. 18%. Polskie aktywa EDF wygenerowały w 2016 r. ok. 1,1 mld EBITDA. EV/EBITDA jest zbliżone do poziomu docelowego dla PGE w tym cyklu inwestycyjnym (po zakończeniu inwestycji w Opolu i Turowie). Wg naszych szacunków transakcja powinna finansować się z własnych przepływów pieniężnych (zakładamy roczne nakłady odtworzeniowe na poziomie ok mln PLN). Dodatkowe nakłady inwestycyjne na modernizację BAT mają wynieść mln PLN z uwzględnieniem dwóch bloków w elektrowni Rybnik. Transakcja nabycia aktywów EDF poprawiła bieżące wskaźniki wyceny PGE do poziomu EV/EBITDA zbliżonego do średniej dla sektora na lata 2017/2018 wynoszącej 4.6/4.7 i powinna zwiększyć stabilność wyników. Ceną za transakcję było wstrzymanie wypłat dywidendy na 3 lata. Nowe inwestycje po roku 2020 jakimi mogą być potencjalnie budowa bloku węglowego 500 MW w elektrowni ZEDO i budowa bloku kogeneracyjnego 500 MW w Rybniku mogą ograniczyć stopę wypłat z zysku w przyszłości. PGE będzie jednym z głównych beneficjentów wzrostu cen energii w 2018 r., który zakładamy w wysokości 4 PLN/MWh. Mimo mniejszej liczby bezpłatnych uprawnień, niższe powinny być także koszty CO2. Spodziewamy się jednak niższych wyników ze względu na wyższe koszty węgla i zakładane przychody z KDT w bieżącym roku. Spółka chce zwiększyć inwestycje w lokalne sieci ciepłownicze oraz w modernizację lokalnych ciepłowni. Strategia dla nowego segmentu-ciepła ma zostać przedstawiona we wrześniu. Obecnie trwają prace nad systemem wsparcia dla kogeneracji po roku Nowe elektrociepłownie prawdopodobnie będą brały udział w przetargach, a istniejące instalacje dostaną wsparcie w postaci dopłat tak, by osiągnąć określoną rentowność. mln PLN P 2018P 2019P Przychody EBITDA Skorygowana EBITDA EBIT Zysk netto Skorygowany zysk (strata) netto P/E nm 8,8 6,7 9,4 10,2 P/BV 0,8 0,5 0,5 0,5 0,5 EV/EBITDA 3,2 3,3 4,4 4,9 4,8 EPS -1,62 1,37 2,00 1,44 1,32 DPS 0,25 0,00 0,00 0,00 0,53 FCF CAPEX P - Prognozy DM PKO BP Informacje Kurs akcji (PLN) 13,46 Upside 5% Liczba akcji (mn) 1 869,76 Kapitalizacja (mln PLN) ,98 Free float 43% Free float (mln PLN) ,65 Free float (mln USD) 2 973,55 EV (mln PLN) ,82 Dług netto (mln PLN) ,84 Dywidenda Stopa dywidendy (%) 0,0% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Skarb Państwa (S. Treasury) 57, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Trzymaj 20/12/16 10,70 Kupuj 09/05/16 14,70 Kurs akcji /16 10/16 12/16 02/17 04/17 06/17 PGE WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc 3,7% 11,9% 3 miesiące 0,0% 17,2% 6 miesięcy 14,6% 23,4% 12 miesięcy 30,8% 4,1% Min 52 tyg. PLN 9,06 Max 52 tyg. PLN 13,50 Średni dzienny obrót mln PLN Invalid operation Analityk Stanisław Ozga, CFA stanislaw.ozga@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska Warszawa