Aktualizacja raportu CEZ

Transkrypt

1 29 listopada 21 Aktualizacja raportu Nazwa BRE Bank Securities Cena bieŝąca Cena docelowa Kapitalizacja Free float Energetyka Czechy Średni dzienny obrót (3 mies.) *kurs CZKPLN=,16 Struktura akcjonariatu 124,5 PLN ( 769 CZK) 129,5 PLN ( 89 CZK)* 66 mld PLN ( 414 mld CZK) 19 mld PLN ( 121 mld CZK) 1,6 mln PLN Republika Czeska - Min. Finansów 69,37% Republika Czeska - Min. Pracy,41% Akcje własne,89% Pozostali 29,33% Prezentacja sektora Europejskie spółki energetyczne w 29 roku sprzedawały energię po rekordowych cenach zabezpieczonych jeszcze w latach Rok 21 jest pod tym względem znacznie gorszy, gdyŝ efektywne poziomy hedgingu są juŝ istotnie niŝsze, a wolumeny i ceny spotowe nadal nie wykazują odbicia. Wszystko wskazuje na to, Ŝe ceny realizowane w przyszłym roku będą jeszcze nieco niŝsze. Profil spółki jest największym producentem energii w Czechach (6,9 TWh i 73% rynku) i największym jej dostawcą (45% rynku). Posiada takŝe aktywa produkcyjne w Bułgarii i Polsce oraz prowadzi działalność dystrybucyjną w Bułgarii (4% rynku) i Rumunii (18% rynku). Poprzez ostatnie akwizycje Spółka zbudowała ekspozycję takŝe na rynek turecki. P.WA; PW Decyzje rządu czeskiego juŝ w cenie Trzymaj (Niezmieniona) Notowania ucierpiały na skutek rządowych propozycji dotyczących zmian w systemie wsparcia energii solarnej, a takŝe pomysłów na ograniczenie darmowych uprawnień dla sektora w ramach derogacji po 212 roku. W duŝym stopniu zamknęło to pozytywną dotychczas ekspozycję koncernu na ceny certyfikatów CO 2 i skłoniło nas do rewizji długoterminowych prognoz. Negatywny wpływ na wycenę tylko w części został zneutralizowany przez ogłoszone cięcia w nakładach inwestycyjnych. Przy obecnej cenie rynkowej nie widzimy juŝ jednak potencjału do dalszych spadków kursu i utrzymujemy neutralną rekomendację, wyceniając akcje na 129,5 PLN. Zwracamy uwagę, Ŝe wsparciem dla notowań w nadal napiętym otoczeniu makro moŝe być oczekiwana w przyszłym roku relatywnie wysoka na tle sektora stopa dywidendy przekraczająca 6,6%. Zmiany w systemie wsparcia energii solarnej W celu ograniczenia negatywnego wpływu energii solarnej na rachunki końcowych odbiorców (efekt wyŝszych taryf w dystrybucji), czeski rząd wprowadził podatek od darmowych uprawnień emisyjnych w latach , zlikwidował wakacje podatkowe dla projektów słonecznych, a takŝe obciąŝył przychody z tych źródeł dodatkowym podatkiem w wysokości 26%. Takie rozwiązania mają negatywny wpływ na nasze dotychczasowe prognozy dla na najbliŝsze lata, zarówno poprzez osłabienie rentowności kupionych projektów słonecznych (po uwzględnieniu akwizycji 125 MW zamiast 3 MW, zysk netto z tego segmentu obniŝyliśmy o ponad 2 mld CZK), jak i podatek CO 2 (koszty 3,5-3,7 mld CZK). Perspektywa obniŝenia darmowych przydziałów CO 2 W wystąpieniu rządu pojawiła się propozycja dotycząca weryfikacji dotychczas zapowiadanej skali przydziału darmowych uprawnień w ramach derogacji zaplanowanych w pakiecie klimatycznym (7% w 213 roku). Na razie dyskusja na ten temat została zamroŝona, ale wydaje się Ŝe przesunięcie większej liczby certyfikatów na aukcje jest bardzo realne i pozwoliłoby na utrzymanie wpływów do budŝetu generowanych w latach przez wspomniane opodatkowanie uprawnień z II-go planu alokacji. W związku z tym w naszych długoterminowych prognozach załoŝyliśmy konserwatywnie, Ŝe w 213 roku otrzyma darmowe uprawnienia w wysokości 5% całkowitej emisji. Kurs akcji Cez na tle WIG 164 PLN ObniŜenie planu capex - wysoka stopa dywidendy do utrzymania Zarząd zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami zaprezentował nowy zrewidowany plan inwestycyjny, w którym w stosunku do poprzedniego obniŝono wydatki aŝ o 82,7 mld CZK. W duŝej mierze jego uwzględnienie w prognozach jest neutralizowane przez wyłączenie niektórych projektów z poziomu przychodów, ale część sygnalizowanych oszczędności pozwala na zamortyzowanie negatywnego wpływu zmian w systemie uprawnień emisyjnych. Spółka powinna utrzymać równieŝ wysoki poziom dywidendy Cez WIG Kamil Kliszcz (48 22) kamil.kliszcz@dibre.com.pl (mln CZK) P 211P 212P Przychody , , , 2 95, ,8 EBITDA , 91 75, 88 2, , ,8 marŝa EBITDA 48,2% 46,4% 44,4% 43,% 43,3% EBIT , , , , ,8 Zysk netto 46 51, , 49 53, , ,6 DPS 4, 49,34 53, 5,9 47,16 P/E 9,8 8, 8,4 9, 8,2 P/CE 6,6 5,6 5,7 5,9 5,5 P/BV 2,6 2,1 1,9 1,7 1,6 EV/EBITDA 6,3 6, 6,5 6,8 6,5 DYield 5,2% 6,4% 6,9% 6,6% 6,1% Dom 29 listopada Inwestycyjny 21 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 3Q 21- pozytywne zaskoczenie, podtrzymanie prognoz Skonsolidowane kwartalne wyniki finansowe (mln CZK) IIIQ 21 IIIQ 29 zmiana IIIQ 21P wynik vs. prognoza konsensus wyniki vs. konsensus I-IIIQ 21 I-IIIQ 29 zmiana Przychody 45 75, , 6,3% ,1 1,8% ,9 3,4% , , 2,5% EBITDA , , 4,2% 18 17,9 1,% 18 57,9 7,6% , 71 22, -5,4% marŝa EBITDA 43,7% 44,6% -2,% 4,5% - 42,% - 46,5% 5,4% - EBIT , , 4,7% ,9 14,3% ,7 12,5% 5 21, , -8,2% Zysk brutto 14 9, , -6,4% 12 61,7 16,1% 12 56,4 11,5% , , -15,9% Zysk netto , 12 8, -5,2% 9 745,8 17,5% 1 85,8 13,5% 4 18, , -15,1% Źródło:, szacunki DI BRE W 3Q 21 wypracował aŝ 14,3 mld CZK zysku operacyjnego co plasuje się 14% powyŝej naszych prognoz i 12,5% powyŝej konsensusu. W rozbiciu segmentowym największe zaskoczenie pojawiło się w segmencie wytwórczym, gdzie prawdopodobnie z uwagi na wyŝszą produkcję w czeskich elektrowniach węglowych (8,4 TWh vs. zakładane 7,8 TWh) oraz niŝsze koszty remontów o 2 mln CZK w ujęciu r/r Spółka zanotowała EBIT o 1 mld CZK lepszy niŝ się spodziewaliśmy, mimo niŝszych przychodów z wyceny CO 2 (28 mln CZK vs. 7 mln CZK). Wpływ uruchomienia pierwszego etapu inwestycji wiatrowej w Rumunii nie był widoczny, chociaŝ juŝ 8% turbin w projekcie Fantanele jest juŝ postawionych. Wynika to z faktu, Ŝe nadal są one w fazie testów operacyjnych przeprowadzanych przez GE, a odbiór techniczny i przyłączenie do sieci całej farmy o mocy 35 MW ma nastąpić pod koniec roku. W tym kontekście konieczna jest rewizja naszych dotychczasowych prognoz dla tego projektu poprzez przesunięcie oczekiwanych wyników w czasie. Kwartalne wolumeny produkcji energii w Czechach oraz dystrybucji w podziale na rynki w TWh , 18,5 18,3 17, 17,6 16,6 17,1 18,5 15,6 15,5 14,6 14,3 14,1 14,6 15, ,5 13,8 14,2 13,3 13,7 14,8 13, 11,6 11,3 11,9 11,6 12,1 11,9 1,6 1,5 I kw. 7 II kw. 7 III kw. 7 IV kw. 7 I kw. 8 II kw. 8 III kw. 8 IV kw. 8 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 I kw. 7 II kw. 7 III kw. 7 IV kw. 7 I kw. 8 II kw. 8 III kw. 8 IV kw. 8 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 elektrownie jądrowe elektrownie węglowe inne dystrybucja Europa Środkowa dystrybucja Europa Południowo-Wschodnia Źródło: Lepiej od naszych prognoz wypadł równieŝ segment dystrybucji, gdzie EBIT wyniósł 1,9 mld CZK vs. oczekiwane 1,3 mld CZK, co prawdopodobnie jest efektem niŝszego negatywnego wpływu kosztów obowiązkowego zakupu energii solarnej. Zakładaliśmy bowiem, Ŝe wydatki z tego tytułu wzrosną q/q o niecały 1 mld CZK zarówno ze względu na większą moc przyłączoną do sieci, jak i sezonowy wskaźnik utylizacji ogniw. Tymczasem znane juŝ obecnie dane wolumenowe publikowane przez czeski urząd regulacyjny wskazują, Ŝe przeszacowaliśmy tę pozycję o około 5 mln CZK. Warto zwrócić takŝe uwagę, Ŝe lepszy od oczekiwań wynik został wypracowany przy nieco niŝszych wolumenach przesłanej energii w Czechach. Wynik EBITDA segmentu dystrybucji i sprzedaŝy wg regionu w mld CZK 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Europa Środkowa 3,9 2,1 2,6 2,5 2,6 2,8 2,8 1,1 4,9 2,7 2,1 1,2 1,,8,6,4,2, 1, Europa Pd-Wschodnia 1,1,7,7,8,5,6,7,9 1, 1,1 I kw. 8 II kw. 8 III kw. 8 IV kw. 8 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 I kw. 8 II kw. 8 III kw. 8 IV kw. 8 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 Źródło: 29 listopada 21 2

3 WyŜszy od prognoz był równieŝ zysk w obszarze wydobywczym, co było bezpośrednio związane z wyŝszym wolumenem sprzedaŝy węgla przy wyŝszym zapotrzebowaniu elektrowni Grupy. Na poziomie działalności finansowej saldo było ujemne (-256 mln CZK), ale wyŝsze niŝ zakładaliśmy (-422 mln CZK) z uwagi na wyŝsze dodatnie róŝnice kursowe, przy zbliŝonym do oczekiwań wpływie jednostek konsolidowanych metodą praw własności (+297 mln CZK vs. 342 mln CZK). Przepływy operacyjne wyniosły w 3Q 26 mld CZK, a więc były wyŝsze niŝ w poprzednich kwartałach tego roku, ale mimo tego dług netto uległ zwiększeniu do 138 mld CZK w związku z wypłatą 28 mld CZK dywidendy (capex wyniósł w tym okresie 22 mld CZK). Skonsolidowane przepływy gotówkowe i poziom długu netto I kw. 8 II kw. 8 III kw. 8 IV kw. 8 capex dywidenda I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 inwestycje kapitałowe CF operacyjny I kw. 8 II kw. 8 III kw. 8 dług netto IV kw. 8 I kw. 9 II kw. 9 III kw. 9 IV kw. 9 I kw. 1 II kw. 1 III kw. 1 dług netto/krocząca roczna EBITDA 1,8 1,6 1,4 1,2 1,,8,6,4,2, Źródło: Energia solarna- nowe warunki funkcjonowania Kwestia energii solarnej infekuje wyniki i notowania koncernu praktycznie od początku roku, kiedy to okazało się, Ŝe niedopasowane do nowych realiów rynkowych taryfy ustalone dla tego typu instalacji (efekt zapisów ustawowych, które zostały juŝ co prawda zmienione, ale jeszcze objęły projekty kończone w 21 roku) wywołały ogromny urodzaj projektów elektrowni słonecznych. Szacunki czeskiego rządu wskazują, Ŝe do końca roku moc zainstalowana w ogniwach fotowoltaicznych sięgnie 1,6 GW. Na początku listopada było to co prawda jeszcze niecały 1 GW, ale dotychczasowe tempo i determinacja inwestorów chcących zakwalifikować się na wyŝsze cenniki powinny pozwolić na wykonanie tych prognoz. Przy taryfie ustalonej na 12,1 tys. CZK/MWh będzie to oznaczać, Ŝe roczny koszt energii słonecznej dla dystrybutorów, którzy zgodnie z konstrukcją mechanizmu feed-in są zobowiązani do odebrania prądu z OZE, moŝe sięgnąć 18 mld CZK w skali 211 roku. Implikowałoby to wzrost opłat dystrybucyjnych o 37 CZK/MWh i zwiększenie całkowitego kosztu zakupu prądu w detalu (energia+dystrybucja) nawet o 15%. Rząd aby chronić gospodarstwa domowe postanowił ograniczyć ten wzrost w sposób znaczący, co oznacza, Ŝe z budŝetu będzie rekompensować dystrybutorom część tych kosztów. Jednocześnie aby sfinansować te dotacje wprowadzono kilka rozwiązań mających równieŝ zwiększyć przychody budŝetowe, które bezpośrednio uderzają w sektor energetyczny. Rozwój elektrowni solarnych w Czechach, produkcja w GWh i szacowany koszt dla systemu ,9 14, , , , , , , , I-26 I-27 I-28 I-29 I-21 VI-21 VII-21 VIII-21 IX-21 X-21 XI-21 sty-1 lut-1 mar-1 kwi-1 maj-1 cze-1 lip-1 sie-1 wrz-1 moc zainstalowana w MW liczba elektrowni (prawa skala) produkcja energii solarnej w GWh koszty dla systemu w mln CZK Źródło: ERU Po pierwsze rząd nałoŝył 32% podatku od darmowych uprawnień do emisji CO 2 przyznawanych czeskim elektrowniom na produkcję energii w latach (propozycja została juŝ przyjęta przez izbę niŝszą parlamentu i akceptacja przez izbę wyŝszą oraz podpis prezydenta to juŝ tylko formalność). Podatek ten ma być naliczany według średnich cen certyfikatów ze stycznia i lutego, i płacony w marcu kaŝdego roku. Podstawą będą przyznane prawa do emisji bez względu czy Spółka je wykorzysta, sprzeda czy zachowa na kolejny okres rozliczeniowy. będzie prawdopodobnie księgował te koszty na poziomie wydatków 29 listopada 21 3

4 operacyjnych, aczkolwiek wiadomo juŝ, Ŝe nie będą one stanowiły kosztów uzyskania przychodów w rozumieniu podatkowym dla rachunku CIT. Elektrownie Grupy w Czechach według krajowego planu alokacji otrzymują rocznie prawa do emisji 34,8 mln ton dwutlenku węgla, z czego większość na produkcję energii elektrycznej. Oznacza to, Ŝe roczne koszty dla aktualnej ceny certyfikatów 15 EUR/t i kursu EUR/CZK na poziomie 24,7 będą sięgać 3,5-3,7 mld CZK. Dodatkowym obciąŝeniem dla rachunku wyników będzie równieŝ nowy podatek dla elektrowni solarnych kalkulowany jako 26% przychodów (w przeciwieństwie do podatku od uprawnień emisyjnych będzie on stanowił koszt podatkowy). Ostatecznie na koniec roku będzie posiadał 125 MW mocy zainstalowanej w tego typu źródłach, przy łącznych nakładach inwestycyjnych na poziomie 1,5 mld CZK (wcześniej przed zmianami prawa planowano 3 MW przy nakładach 25 mld CZK). W związku z tymi zmianami w stosunku do naszego ostatniego raportu, poniŝej prezentujemy skorygowany rachunek wyników segmentu energii słonecznej w ramach koncernu. Nowe szacunki uwzględniające zarówno niŝsze przychody, jak i dodatkowe obciąŝenia podatkowe (równieŝ fakt wyeliminowania planowanych wcześniej 5- letnich wakacji podatkowych) wskazują, Ŝe wpływ tych projektów na skonsolidowane wyniki Spółki będzie niewielki, szczególnie na poziomie zysku netto. Przypominamy, Ŝe na bazie poprzednich załoŝeń (brak podatków i 3 MW mocy zainstalowanej) zysk netto w tym obszarze za rok 211 szacowaliśmy na 2,4 mld CZK. Prognozy wyników finansowych elektrowni solarnych w Grupie (mln CZK) 211P 212P 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P Przychody wolumen produkcji energii w GWh taryfa feed-in wskaźnik CUR 1,8% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8% Koszty operacyjne amortyzacja bieŝące koszty funkcjonowania EBIT EBITDA Podatek Zysk netto Źródło: szacunki DI BRE Ostatecznie więc biorąc pod uwagę powyŝsze dodatkowe obciąŝenia, rząd czeski pozyska dla budŝetu łącznie około mld CZK, co pokryje około 61-67% całkowitych kosztów energii solarnej dla odbiorców końcowych, którzy prawdopodobnie w swoich rachunkach odczują podwyŝkę na poziomie tylko 5-6%. Kwestia wydaje się więc rozwiązana w perspektywie 212 roku. Przy tej okazji rząd czeski rozpoczął jednak dyskusję na temat przydziału darmowych uprawnień emisyjnych dla energetyki po wejściu pakietu klimatycznego sugerując, Ŝe dotychczas planowana pula 7% alokacji w 213 roku moŝe ulec zmianie. RozwaŜane jest mianowicie przeznaczenie większej liczby przysługujących Czechom certyfikatów na sprzedaŝ w ramach aukcji. Dodatkowe dochody budŝetowe uzyskane w ten sposób mogłyby sfinansować energię solarną od 213 roku, kiedy nie pojawią się juŝ wpływy z podatku od uprawnień naliczonego tylko dla uprawnień z II-go planu alokacji. W zaleŝności od zakładanej ceny certyfikatu CO 2, zrekompensowanie wpływów podatkowych uzyskanych tylko od koncernu oznaczałoby konieczność sprzedaŝy uprawnień do emisji 6-7 mln ton dwutlenku węgla. W związku z tym zdecydowaliśmy się w naszych prognozach uwzględnić konserwatywny scenariusz, iŝ derogacyjny przydział darmowych certyfikatów w 213 wyniesie tylko 5% zapotrzebowania koncernu i wskaźnik ten będzie malał w perspektywie 22 roku w dotychczas przyjmowanym przez nas tempie. Program inwestycyjny- duŝe cięcia Zarząd zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami przedstawił nowy zrewidowały plan inwestycyjny koncernu na lata Łącznie nakłady w relacji do poprzednich załoŝeń zostały obniŝone aŝ o 82,7 mld CZK. Największe zmiany nastąpiły w segmencie wytwórczym, gdzie Spółka zdecydowała się na odłoŝenie w czasie lub zawieszenie prac nad budową nowych elektrowni gazowych (-39 mld CZK) w Warnie o mocy 88 MW (powodem brak moŝliwości zabezpieczenie dostaw surowca), Skawinie o mocy 4 MW (projekt zawieszony, ale pozostaje w długoterminowym planie) oraz Melniku o mocy 8 MW. Te bloki miały być uruchomione w latach i miały zastąpić istniejące zamortyzowane juŝ bloki opalane węglem. Dodatkowo w przypadku elektrowni Melnik inwestycja miała być elementem 29 listopada 21 4

5 finalizowanej transakcji zakupu Prazska Teplarenska. Przypominamy, Ŝe niedawno zapowiedział równieŝ iŝ rezygnuje z planów budowy bloku gazowego w Chvatelicach (obecnie pojawiła się koncepcja sprzedaŝy istniejącej tam elektrowni na węgiel brunatny). Obecnie jedynym projektem w technologii CCGT kontynuowanym przez jest blok 8 MW w elektrowni Pocerady, którego budowa ma się rozpocząć jeszcze w tym roku, a oddanie do uŝytku zaplanowano na rok 213 (obok tego projektu realizuje jeszcze 3 projekty gazowe, ale w podmiotach JV z MOL-em i poprzez zaleŝną spółkę w Turcji, tak więc nie będą one konsolidowane na poziomie EBIT). zwiększył jednocześnie o 11,8 mld CZK budŝet inwestycyjny na poczet rewitalizacji bloków opalanych węglem brunatnym (prawdopodobnie głównie w Elektrowni Prunerov), ale jest to praktycznie jedyna kategoria gdzie zaplanowano wyŝsze wydatki niŝ dotychczas. Spółka zredukowała bowiem capex zarówno na źródła odnawialne (głównie elektrowni solarne, co zostało opisane w poprzedniej części raportu), jak i nowy projekt nuklearny (-1,4 mld CZK) oraz nakłady odtworzeniowe (-9 mld CZK). Warto zwrócić uwagę, Ŝe te dwie pozycje to raczej przesunięcie niŝ trwały spadek inwestycji. W przypadku pozostałych segmentów zmiany są raczej kosmetyczne i trudne do skomentowania (dystrybucja -3,5 mld CZK, segment pozostałe -6 mld CZK). Zmiany w planie wydatków inwestycyjnych Grupy (mln CZK) 21P 211P 212P 213P 214P Wytwarzanie energii w tym: rozbudowa elektrowni na węgiel brunatny nowe elektrownie gazowe źródła odnawialne nowe moce jądrowe utrzymanie parku wytwórczego i pozostałe Dystrybucja i sprzedaŝ w Czechach Dystrybucja i sprzedaŝ poza Czechami Wydobycie Pozostała działalność Łączna zmiana w planie capex Źródło:, opracowanie DI BRE Rewizja nakładów inwestycyjnych przedstawiona przez Zarząd została odzwierciedlona w naszych nowych prognozach. Zwracamy jednak uwagę, Ŝe w duŝej mierze wynika ona z rezygnacji z konkretnych projektów, a więc wraz z obniŝeniem capex musieliśmy dokonać odpowiedniej korekty po stronie przychodów (m.in. zmniejszenie produkcji energii solarnej i energii ze spalania gazu). Częściowo jednak poprzez obniŝenie nakładów odtworzeniowych i wydatków w trudnym do prognozowania segmencie pozostałe, nowy plan inwestycyjny Spółki miał pozytywny wpływ na naszą wycenę. Nie zneutralizował on jednak przedstawionych wcześniej modyfikacji w systemie darmowych uprawnień emisyjnych i zmian w systemie taryf dla energii solarnej. 29 listopada 21 5

6 Prognoza wyników i wycena Na podstawie wyceny DCF oraz wyceny porównawczej cenę docelową jednej akcji wyznaczamy na 89,1 CZK, czyli równowartość 129,5 PLN (kurs CZKPLN=,16). Na tej podstawie wydajemy rekomendację trzymaj. Wycena DCF waga cena Wycena porównawcza 5% 699,4 Wycena DCF 5% 818,5 ZałoŜenia modelu cena wynikowa 759, cena docelowa za 9 m-cy 89,1 1. Model opiera się na przedstawionych poniŝej załoŝeniach dotyczących cen energii, paliw, kursów walut oraz wolumenów produkcji i sprzedaŝy P 211P 212P 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P Wolumen produkcji energii TWh 73,8 67,6 65,3 69, 7,2 71,2 8,3 79,1 79,1 75,2 71,3 67,5 67,5 energia atomowa 26,2 26,6 27,2 27,9 28,6 29,3 29,3 29,3 29,3 29,3 29,3 29,3 29,3 węgiel brunatny 37,3 32,1 29,3 31,6 31,6 31,6 35,2 35,2 35,9 32, 28,1 24,3 24,3 węgiel kamienny 8,7 7,4 6,7 6,9 6,9 6,9 6,9 5,7 5, 5, 5, 5, 5, gaz,,,,,, 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 energia wodna 1,7 1,5 2,1 2,6 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 wiatr,,,,1 1,1 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Wolumen sprzedaŝy energii TWh 37,7 37,9 4,7 41,9 42,3 43,4 44,5 45,6 46,7 47,8 48,7 49,5 5, Wolumen dystrybucji energii TWh 5,2 51, 49,8 54,1 54,6 55,9 57,3 58,8 6,2 61,6 62,7 63,7 64,4 Cena terminowa energii EUR/MWh (1Y) 54,9 69,1 49,3 52,2 55,4 62,8 66,2 67,4 68,2 71,5 75,5 77,1 78,8 Cena certyfikatu CO2 w EUR/t 2,6 23,9 13,8 14,6 18,3 22,2 3, 31,5 33, 34,6 36,3 38,1 4, EUR/CZK 27,7 25, 26,4 26,1 26,1 24,8 24,1 23,5 23,5 23,5 23,5 23,5 23,5 USD/CZK 2,3 17,1 19, 2, 2, 19, 18,5 18, 18, 18, 18, 18, 18, 2. Przepływy pienięŝne dyskontowane są na koniec sierpnia 21. Przy kalkulacji wartości firmy uwzględniamy dług netto na koniec 29 roku powiększony o wypłaconą juŝ dywidendę w kwocie 28,5 mld CZK. 3. W przepływach pienięŝnych 21 i 211 roku uwzględniamy zakładane wydatki kapitałowe związane z płatnościami za akwizycje (transze za turecki SEDAS oraz transakcje z koncernem Dalkia i podwyŝszenie kapitału w Akenerji). 4. Udziały w jednostkach konsolidowanych metodą praw własności dodajemy do wartości firmy wynikającej z modelu DCF. Posiadane 7% udziałów w MOL uwzględniamy po ich aktualnej wycenie rynkowej. 5. CAPEX i amortyzacja w modelu DCF uwzględniają przepływy związane z paliwem nuklearnym. 6. W roku 219 amortyzacja jest niŝsza niŝ CAPEX, dlatego przy obliczaniu wartości rezydualnej, korygujemy wielkość amortyzacji do 52 mld CZK. 7. Przy obliczaniu FCF TV do wartości rezydualnej przyjmujemy marŝę EBITDA z roku Po roku 219 zakładamy wzrost FCF na poziomie 2%. Ponadto przyjmujemy stopę wolną od ryzyka na poziomie 4,4% (4,4% w latach prognozy), współczynnik beta na poziomie,9. 29 listopada 21 6

7 Model DCF wyceny akcji (mln CZK) 21P 211P 212P 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P 219+ Przychody ze sprzedaŝy zmiana 1,2% 1,1% 6,4% 8,1% 3,% 2,5% 2,% 1,6% 2,2% 2,3% 1,% EBITDA* marŝa EBITDA 46,% 44,9% 45,6% 4,5% 39,9% 38,2% 38,1% 37,7% 39,% 38,5% 38,5% Amortyzacja* EBIT marŝa EBIT 32,7% 3,7% 31,5% 26,4% 25,8% 23,8% 23,1% 22,1% 22,7% 21,8% 19,% Opodatkowanie EBIT NOPLAT CAPEX* Kapitał obrotowy Inwestycje kapitałowe FCF WACC 7,1% 7,% 7,1% 7,2% 7,3% 7,4% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,6% współczynnik dyskonta 98,9% 92,4% 86,3% 8,5% 75,% 69,9% 65,% 6,5% 56,3% 52,4% 52,4% PV FCF WACC 7,1% 7,% 7,1% 7,2% 7,3% 7,4% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,6% Koszt długu 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% Stopa wolna od ryzyka 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 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 4,9% 41,3% 4,2% 38,1% 35,4% 33,8% 31,8% 31,9% 31,1% 3,6% 28,% Koszt kapitału własnego 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 8,9% 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) 73 1 Wzrost FCF w nieskończoności Zdyskontowana wartość rezydualna (PV TV) ,% 1,% 2,% 3,% 4,% Zdyskontowana wartość FCF w okresie prognozy WACC +1,pp Wartość firmy (EV) WACC +,5pp Dług netto WACC Udziałowcy mniejszościowi WACC -,5pp Wartość firmy WACC -1,pp Udziały w MOL-u Udziały w spółkach kontrolowanych metodą praw własności Liczba akcji (mln) 537,99 Wartość firmy na akcję (CZK) 818,5 9-cio miesięczny koszt kapitału własnego 6,9% Cena docelowa (CZK) 872,6 Cena docelowa (PLN) 139,6 EV/EBITDA('1) dla ceny docelowej 6,4 P/E('1) dla ceny docelowej 9,5 Udział TV w EV 66% *pozycje uwzględniają nakłady i amortyzację na paliwo nuklearne 29 listopada 21 7

8 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. Uzupełniliśmy ją takŝe o polskie spółki energetyczne PGE, ENEA i Tauron oraz PGNIG, które wydaje się równieŝ zbliŝone do profilu utility. W porównaniu do podobnych europejskich podmiotów, wydaje się być wyceniany z lekką premią, zarówno dla wskaźnika opartego o zysk netto powiększony o amortyzację, jak i EBITDA. P/CE EV/EBITDA* Cena 29 21P 211P 212P 29 21P 211P 212P EDF 32,58 5,5 5,1 5,1 4,7 6,3 6, 5,9 5,5 E.ON AG 22,69 4,9 4,9 5,6 5,3 6,2 6,2 6,9 6,5 IBERDROLA SA 5,41 5,9 5,5 5,2 4,9 8,7 8, 7,6 7,1 ENEL SPA 3,75 3,7 3,5 3,5 3,3 6, 5,6 5,6 5,4 RWE AG 48,91 5,1 4,4 4,8 4,6 6,1 5,4 5,7 5,5 ENDESA SA 18,1 4, 4, 4,5 4,3 5,6 5,6 5,7 5,4 FORTUM OYJ 21,15 1,4 9,5 9,6 9,1 1,7 1,1 1,1 9,6 ENEA 24,35 9,1 8,1 7,9 7,3 7,3 6,2 6, 5,3 PGE 22,43 7,2 6,3 5,7 5,1 5,8 5,1 4,5, PGNiG 3,6 7,6 6,1 6,1 5,1 7,6 5,8 5,3 4,2 Tauron 6,36 5,4 4,8 4,7 4,2 4,7 4,6 4,3 3,8 Maksimum 1,4 9,5 9,6 9,1 1,7 1,1 1,1 9,6 Minimum 3,7 3,5 3,5 3,3 4,7 4,6 4,3, Mediana 5,5 5,1 5,2 4,9 6,2 5,8 5,7 5,4 769, 5,6 5,7 5,9 5,5 5,9 6, 6,2 5,8 (premia / dyskonto) 1,7% 12,% 12,9% 12,2% -4,9% 4,1% 7,7% 5,7% Implikowana wycena Mediana 5,5 5,1 5,2 4,9 6,2 5,8 5,7 5,4 Waga wskaźnika 5,% 5,% Waga roku,% 33,3% 33,3% 33,3%,% 33,3% 33,3% 33,3% Implikowana wartość (CZK) 699,4 *EV/EBITDA w oparciu o dług netto na koniec listopada 21 8

9 Rachunek wyników (mln CZK) P 211P 212P 213P Przychody ze sprzedaŝy , , , , 2 95, , ,8 zmiana 17,1% 5,4% 6,7% 1,2% 1,1% 6,4% 8,1% EBIT, w tym 53 23, , , , , , ,7 Produkcja i handel , 5 445, , , , , ,4 Dystrybucja i sprzedaŝ 9 774, 9 594, 7 237, , , , ,2 Wydobycie 3 67, 3 593, 3 872, 3 116, , , ,7 Pozostałe 2 42, 3 22, 2 478, 2 279, , , ,4 Koszty, zyski jednorazowe 2 9,,,,,,, EBIT oczyszczony 5 33, , , , , , ,7 zmiana 32,8% 25,3% 2,3% -4,8% -4,8% 9,1% -9,6% marŝa EBIT 28,8% 36,2% 34,7% 32,7% 3,7% 31,5% 26,4% Wynik na działalności finansowej -2 52, , , ,3-4 18, , ,3 Wynik zdarzeń nadzwyczajnych,,,,,,, Pozostałe,,,,,,, Zysk brutto , 6 716, , , 57 66, , ,4 Podatek dochodowy 8 387, , 13 91, , , , ,3 Udziałowcy mniejszościowi 1 29, 841, 38, 99,2 91,9 1,8 92, Zysk netto , 46 51, , 49 53, , , ,1 zmiana 5,% 11,9% 1,8% -4,% -7,4% 9,7% -8,7% marŝa 23,8% 25,3% 26,3% 24,9% 22,8% 23,5% 19,9% Amortyzacja , 22 9, , 23 34, , , ,6 EBITDA oczyszczona , , 91 75, 88 2, , , ,3 zmiana 17,% 17,7% 6,3% -6,5% -2,% 7,2% -4,4% marŝa EBITDA 41,5% 48,2% 46,4% 44,4% 43,% 43,3% 38,3% Liczba akcji na koniec roku (mln) 541,8 592,2 538, 538, 538, 538, 538, EPS 76,7 78,5 95,8 92, 85,2 93,5 85,3 CEPS 117,6 115,8 138,3 135,3 131, 14,4 136,6 ROAE 22,7% 27,% 27,6% 23,5% 19,9% 19,9% 16,8% ROAA 11,2% 11,% 1,3% 9,1% 7,9% 8,1% 7,1% 29 listopada 21 9

10 Bilans (mln CZK) P 211P 212P 213P AKTYWA , , , , , , ,2 Majątek trwały , , , , , , ,3 Rzeczowe aktywa trwałe , , , , , , , Wartości niematerialne i prawne 19 6, 18 74, , 2 992, , , ,3 Udziały w innych podmiotach 248, 1 97, 17 25, 17 25, 17 25, 17 25, 17 25, Pozostałe aktywa trwałe 23 93, , , , , , , Majątek obrotowy , , , , , , ,9 Zapasy 5 341, 7 873, 7 93, 7 998,6 8 88,1 8 64,9 9 34,1 NaleŜności krótkoterminowe 23 88, , 46 35, 46 91, , , ,3 Pozostałe aktywa obrotowe , 6 33, , , , , ,5 Środki pienięŝne i ich ekwiwalent , 17 33, , , , , ,9 (mln CZK) P 211P 212P 213P PASYWA , , , , , , ,2 Kapitał własny , , 2 361, , , , ,4 Kapitał akcyjny , , , , , , , Pozostałe kapitały własne , , , , , , ,4 Kapitał mniejszości , , 6 314, 6 314, 6 314, 6 314, 6 314, Zobowiązania długoterminowe , , , , , , ,7 PoŜyczki i kredyty , , , , , , ,7 Pozostałe , 7 88, , , , , , Zobowiązania krótkoterminowe , , , , , , ,1 PoŜyczki i kredyty , , , , , , ,9 Zobowiązania handlowe , , , , , , 9 478,1 Pozostałe , 17 63, , , , , , Dług , 16 41, , , , , ,7 Dług netto 6 829, 89 98, 13 83, 153 5, , , ,7 (Dług netto / Kapitał własny) 35,5% 51,4% 64,9% 69,1% 7,4% 67,2% 61,5% (Dług netto / EBITDA),8 1, 1,4 1,7 2, 1,9 2, BVPS 316,2 292,6 372,4 411,4 445,8 492,1 525,7 29 listopada 21 1

11 Przepływy pienięŝne (mln CZK) P 211P 212P 213P Przepływy operacyjne , 7 583, , 8 27, , , ,3 Zysk netto , 46 51, , 49 53, , , ,1 Amortyzacja , 22 9, , 23 34, , , ,6 Kapitał obrotowy -3 88, 37 64, , 273,2 256, 1 478, 1 999,4 Pozostałe -622, , 33556, 6945,5 991,2 949,5 9883,3 Przepływy inwestycyjne , -6 17, , -7 38, , , ,9 CAPEX , , , , , , ,8 Pozostałe , , , , -3 35, ,8-426,1 Przepływy finansowe -4 12, , 22 23, , , , ,6 Emisja akcji , , 146,,,,, Dług , 27 67, , 1 345, , 1 15, ,5 Dywidenda (buy-back) , , , , , , ,2 Pozostałe -231, 229, -289, -4 56, , , ,9 Zmiana stanu środków pienięŝnych , 4 874, 9 424, ,6 158,4 914, ,8 Środki pienięŝne na koniec okresu , 17 33, , , , , ,9 DPS (CZK) 2, 4, 49,3 53, 5,9 47,2 51,7 FCF , , , 9 87, , , ,5 (CAPEX / Przychody ze sprzedaŝy) 19,5% 25,1% 36,1% 34,1% 29,7% 28,8% 19,8% 4,7% 12,1% -2,9% 1,5% 2,6% 3,3% #DZIEL/! Wskaźniki rynkowe P 211P 212P 213P P/E 1, 9,8 8, 8,4 9, 8,2 9, P/CE 6,5 6,6 5,6 5,7 5,9 5,5 5,6 P/BV 2,4 2,6 2,1 1,9 1,7 1,6 1,5 P/S 2,4 2,5 2,1 2,1 2,1 1,9 1,8 FCF/EV 5,3% 12,% -3,% 1,6% 2,6% 3,3% 5,7% EV/EBITDA 6,8 6,3 6, 6,5 6,8 6,5 6,7 EV/EBIT 9,7 8,4 8,1 8,8 9,5 8,9 9,7 EV/S 2,8 3, 2,8 2,9 2,9 2,8 2,6 DYield 2,6% 5,2% 6,4% 6,9% 6,6% 6,1% 6,7% Cena (CZK) 769, Liczba akcji na koniec roku (mln) 541,8 592,2 538, 538, 538, 538, 538, MC (mln CZK) Kapitał udziałowców mniej. (mln CZK) EV (mln CZK) listopada 21 11

12 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 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 Grzegorz Stępień tel. (+48 22) grzegorz.stepien@dibre.com.pl Michał Jakubowski tel. (+48 22) michal.jakubowski@dibre.com.pl Tomasz Jakubiec tel. (+48 22) tomasz.jakubiec@dibre.com.pl Grzegorz Strublewski tel. (+48 22) grzegorz.strublewski@dibre.com.pl Michał Stępkowski tel. (+48 22) michal.stepkowski@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 Jacek Szczepański tel. (+48 22) Dyrektor Departamentu SprzedaŜy jacek.szczepanski@dibre.com.pl Dom Inwestycyjny BRE Banku S.A. ul. Wspólna 47/49-95 Warszawa 29 listopada 21 12

13 Wyjaśnienia uŝytych terminów i skrótów: EV - dług netto + wartość rynkowa (EV- wartość ekonomiczna) EBIT - Zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny przed operacjami finansowymi, opodatkowaniem i amortyzacją BOOK VALUE - wartość księgowa WNDB - wynik na działalności bankowej P/CE - cena do zysku wraz z amortyzacją MC/S - wartość rynkowa do przychodów ze sprzedaŝy EBIT/EV- zysk operacyjny do wartości ekonomicznej P/E - (Cena/Zysk) - Cena dzielona przez roczny zysk netto przypadający na jedną akcję ROE - (Return on Equity - Zwrot na kapitale własnym) - Roczny zysk netto dzielony przez średni stan kapitałów własnych P/BV - (Cena/Wartość księgowa) - Cena dzielona przez wartość księgową przypadającą na jedną akcję Dług netto - kredyty + papiery dłuŝne + oprocentowane poŝyczki - środki pienięŝne i ekwiwalent MarŜa EBITDA - EBITDA / Przychody ze sprzedaŝy Rekomendacje Domu Inwestycyjnego BRE Banku S.A. Rekomendacja jest waŝna w okresie 6-9 miesięcy, o ile nie nastąpi wcześniejsza jej zmiana. Oczekiwane zwroty z poszczególnych rekomendacji są następujące: KUPUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji wyniesie co najmniej 15% AKUMULUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale 5%-15% TRZYMAJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale -5% do +5% REDUKUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale od -5% do -15% SPRZEDAJ - oczekujemy, Ŝe inwestycja przyniesie stratę większą niŝ 15%. Rekomendacje są aktualizowane przynajmniej raz na 9 miesięcy. Niniejsze opracowanie wyraŝa wiedzę oraz poglądy jego autorów, według stanu na dzień sporządzenia opracowania. Niniejsze opracowanie zostało sporządzone z zachowaniem naleŝytej staranności, rzetelności oraz zasad metodologicznej poprawności i obiektywizmu na podstawie ogólnodostępnych informacji, które DI BRE Banku S.A. uwaŝa za wiarygodne, w tym informacji publikowanych przez emitentów, których akcje są przedmiotem rekomendacji. DI BRE Banku S.A. nie gwarantuje jednakŝe dokładności ani kompletności opracowania, w szczególności w przypadku, gdyby informacje na których oparto się przy sporządzaniu opracowania okazały się niedokładne, niekompletne, lub nie w pełni odzwierciedlały stan faktyczny. Niniejsze opracowanie nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu instrumentów finansowych. Niniejszy dokument ani Ŝaden z jego zapisów nie będzie stanowić podstawy do zawarcia umowy lub powstania zobowiązania. Niniejsze opracowanie jest przedstawione wyłącznie w celach informacyjnych i nie moŝe być kopiowane lub przekazywane osobom trzecim. W szczególności ani niniejszy dokument, ani jego kopia nie mogą zostać bezpośrednio lub pośrednio przekazane lub wydane w USA, Australii, Kanadzie, Japonii. DI BRE Banku S.A. nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania, ani za szkody poniesione w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie niniejszego opracowania. Do rekomendacji wybrano istotne dane z całej historii Spółki będącej przedmiotem rekomendacji ze szczególnym uwzględnieniem okresu jaki upłynął od poprzedniej rekomendacji Inwestowanie w akcje wiąŝe się z szeregiem ryzyk związanych miedzy innymi z sytuacją makroekonomiczną kraju, zmianą regulacji prawnych, zmianami sytuacji na rynkach towarowych. Wyeliminowanie tych ryzyk jest praktycznie niemoŝliwe. Jest moŝliwe, Ŝe DI BRE Banku S.A. świadczy, będzie świadczyć, lub w przeszłości świadczył usługi na rzecz przedsiębiorców i innych podmiotów wymienionych w niniejszym opracowaniu. Raport nie został przekazany do emitenta przed jego publikacją. DI BRE Banku, jego akcjonariusze i pracownicy mogą posiadać długie lub krótkie pozycje w akcjach emitenta lub innych instrumentach finansowych powiązanych z akcjami emitenta. Powielanie bądź publikowanie niniejszego opracowania lub jego części, lub rozpowszechnianie w inny sposób informacji zawartych w niniejszym opracowaniu wymaga uprzedniej, pisemnej zgody DI BRE Banku S.A. Adresatami rekomendacji są wszyscy Klienci Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA. Nadzór nad działalnością Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA sprawuje Komisja Nadzoru Finansowego. Osoby, które nie uczestniczyły w przygotowaniu rekomendacji ale miały lub mogły mieć dostęp do rekomendacji przed jej przekazaniem do publicznej wiadomości, to osoby zatrudnione w DI BRE Banku S.A. upowaŝnione do bezpośredniego dostępu do pomieszczeń, w których opracowywane były rekomendacje, inne niŝ analitycy wymienieni jako sporządzający niniejszą rekomendację. Silne i słabe strony metod wyceny zastosowanych w rekomendacji: DCF uwaŝana za najbardziej właściwą metodologicznie techniką wyceny; polega ona na dyskontowaniu przepływów finansowych generowanych przez spółkę; jej wadą jest duŝa wraŝliwość na zmiany załoŝeń prognostycznych w modelu Wskaźnikowa opiera się na porównaniu mnoŝników wyceny firm z branŝy; prosta w konstrukcji, lepiej niŝ DCF odzwierciedla bieŝący stan rynku; do jej wad moŝna zaliczyć duŝą zmienność (wahania wraz z indeksami giełdowymi) oraz trudność w doborze grupy porównywalnych spółek. Ostatnie wydane rekomendacje dotyczące rekomendacja Trzymaj Trzymaj data wydania kurs z dnia rekomendacji 133,9 131,2 WIG w dniu rekomendacji 39635, ,28 29 listopada 21 13