RAPORT Energetyka ENERGA Rekomendacja Stanisław Ozga, CFA doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa r. KUPUJ Cena docelowa (PLN) 18,8 Cena bieżąca (PLN) 17,50 Stopa dywidendy 5,6% Potencjał wzrostu 12,7% Kapitalizacja (mln PLN) 7 246 Free float 50% Bloomberg Reuters ENEA Rekomendacja ENG PW ENGP.WA KUPUJ Cena docelowa (PLN) 16,2 Cena bieżąca (PLN) 14,15 Stopa dywidendy 3,3% Potencjał wzrostu 17,2% Kapitalizacja (mln PLN) 6 246 Free float 29% Bloomberg Reuters PGE Rekomendacja Tauron Rekomendacja ZE PAK Rekomendacja ENA PW ENAE.WA TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 25,5 Cena bieżąca (PLN) 24,96 Stopa dywidendy 0,0% Potencjał wzrostu 2,3% Kapitalizacja (mln PLN) 1 298 569 Free float 50% Bloomberg Reuters CEZ Rekomendacja ZEP PW ZEEP.WA SPRZEDAJ Cena docelowa (PLN) 71,4 Cena bieżąca (PLN) 79,12 Stopa dywidendy 3735,3% Potencjał wzrostu -3,7% Kapitalizacja (mln PLN) 42 566 Free float 53798976% Bloomberg Reuters TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 4,9 Cena bieżąca (PLN) 4,76 Stopa dywidendy 3,2% Potencjał wzrostu 5,4% Kapitalizacja (mln PLN) 8 342 Free float 60% Bloomberg Reuters TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 18,6 Cena bieżąca (PLN) 18,02 Stopa dywidendy 4,8% Potencjał wzrostu 8,6% Kapitalizacja (mln PLN) 33 694 Free float 37% Bloomberg Reuters PGE PW PGEP.WA TPE PW TPE.WA CEZ PW CEZP.PR Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji ENERGA z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 18,80 PLN, rekomendację kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową 16,20 PLN, rekomendację trzymaj dla PGE z ceną docelową 18,60 PLN, rekomendację trzymaj dla akcji Tauron z cena docelową 4,90 PLN, rekomendację trzymaj dla akcji ZE PAK z ceną docelową 25,50 PLN oraz rekomendację sprzedaj dla akcji CEZ z ceną docelowa na poziomie 71,40 PLN. Rok 2014 mimo znacznego spadku cen energii, który przekroczy 10% oraz spadku wyników w segmencie sprzedaży wynikającego ze wzrostu kosztów zakupu energii powinien przynieśd poprawę wyników raportowanych. Wpłyną na to nie tylko czynniki jednorazowe jak księgowanie KDT czy rozwiązanie rezerwy z tytułu CO2, ale także widoczne efekty programów cięcia kosztów wprowadzane w ostatnich latach. Mimo spadku WACC w segmencie dystrybucji większośd spółek także powinna zaraportowad poprawę wyników w tym segmencie. Naszym zdaniem wobec dużej niepewności z oszacowaniem ostatecznej stopy zwrotu z nowych projektów, które są obecnie realizowane rynek powinien skoncentrowad się na bieżących wycenach spółek, a te wg naszych szacunków w ciągu najbliższych dwóch lat powinny stanowid wsparcie dla sektora. Mimo rozpoczęcia dużych inwestycji takie spółki jak Energa, PGE a także CEZ mogą zaoferowad bieżące stopy zwrotu w postaci dywidend przekraczających rentowności obligacji długoterminowych. Podstawowym problemem sektora pozostają marże w segmencie wytwarzania, ze względu na niskie ceny energii. Istotniejszej poprawy na rynku oczekujemy dopiero na przełomie bieżącego roku. Tauron jest notowany na poziomie EV/EBITDA 4,3 i 4,6 oraz P/E 7,7 i 8,7 na lata 2014/2015 Tauron jest największym sprzedawcą energii w Polsce dlatego odczuje wyraźnie spadek marzy w segmencie sprzedaży. W kolejnych latach Tauron zanotuje także niższe marże w segmencie wytwarzania, ponieważ niższych cen energii nie uda się już raczej skompensowad przy pomocy niższych cen węgla. Pozytywnie na wyniki w 2014 r. działad będzie rozwiązanie rezerwy z tytułu CO2, wpływy z tytułu programu operacyjna rezerwa mocy. W Spółce widoczny jest również wpływ programu oszczędności kosztów operacyjnych na lata 2012-2015. ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,5 i 5,7 oraz P/E 8,3 i 9,5 na lata 2014/2015 ENEA w bieżącym roku pokaże wzrost wyników finansowych mimo spowolnienia na rynku energii. W segmencie wytwarzania odczuwalny będzie spadek cen węgla oraz księgowanie KDT, które powinno przynieśd wg naszych oczekiwao ponad 200 mln PLN. W decydującą fazę wchodzi budowa bloku 1075 MW w elektrowni Kozienice co zwiększy istotnie nakłady inwestycyjne i zadłużenie Spółki, mimo tego oczekujemy zachowania obecnej polityki dywidendowej. ENEA rozpoczyna także program optymalizacji kosztów, który powinien przynieśd oszczędności 500 mln PLN do roku 2017. PGE jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 3,6 i 5,0 oraz P/E 7,8 i 10,4 na lata 2014/2015 PGE rozpoczęło swoja największa inwestycje jaką jest budowa dwóch bloków 900 MW w elektrowni Opole. Spółka jest jednak niezadłużona dlatego oczekujemy relatywnie wysokich dywidend w ciągu najbliższych lat, które mogą przekroczyd nawet poziom 1 PLN na akcję. Ze względu na rozwiązanie rezerw na CO2 oraz księgowania KDT z lat poprzednich oczekujemy w bieżącym roku poprawy raportowanych wyników. Oczekujemy także kontynuacji programów dobrowolnych odejśd, które istotnie przyczyniły się do utrzymania stabilnej bazy kosztowej w segmencie wytwarzania. ZE PAK jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 5,3 i 5,0 oraz P/E 35,1 i 14,1 na lata 2014/2015 ZE PAK zanotuje w tym roku znacznie słabsze marże na produkcji energii. Wpływ wzrostu rozpoznawania KDT będzie wg naszych szacunków na poziomie ok 25 mln PLN. Oczekujemy, że Spółka przyśpieszy w tym roku program inwestycyjny dotyczący modernizacji bloków w elektrowni Pątnówe I, co umożliwi Spółce zaksięgowanie bezpłatnych uprawnieo CO2, które ze względu na mniejsze inwestycje nie zostały zaksięgowane w tym roku. Podobnie jak w poprzednim roku oczekujemy utrzymania stabilnych kosztów zatrudnienia również w 2014 r. CEZ jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 6,6 i 6,9 oraz P/E 10,0 i 11,7 na lata 2014/2015 Utrzymujące się niskie ceny energii na rynku niemieckim wskazują, że wyniki CEZ będą się pogarszad w kolejnych latach. Biorąc pod uwagę aktualne założenia polityki klimatycznej UE na kolejną dekadę pozytywna jest dla Spółki niska emisyjnośd CO2 ze względu na posiadane elektrownie atomowe. W ostatnim okresie ceny terminowe energii na rynku niemieckim nie zareagowały jednak na wzrost CO2, co jest negatywnym scenariuszem dla Spółki. Mimo spadających wyników CEZ ze względu na ograniczenie nakładów inwestycyjnych będzie mógł zachowad obecną politykę dywidendowa. ENERGA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 5,3 i 5,2 oraz P/E 9,7 i 8,9 na lata 2014/2015. Dla ENERGI korzystne są zmiany zaproponowane w ostatniej wersji ustawy o OZE, która została zaakceptowana przez Komitet Stały Rady Ministrów. Wg naszych oczekiwao zmiany te opóźniają wejście w życie ustawy do 2016 r. oraz zwiększają wpływy z posiadanych elektrowni wodnych. Pozytywnie na wyniki Energi działa także wzrost cen zielonych certyfikatów. Zwiększa to cash flow dostępny dla akcjonariuszy i wspiera przyjętą politykę dywidendy. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Argumenty inwestycyjne Ostatnie miesiące były aktywne jeżeli chodzi o otoczenie rynku energetycznego. Przyjęto m.in. program wsparcia dla wytwórców energii, który stanowi element rynków mocy i ma za zadanie poprawid sytuację wytwórców w okresie możliwych deficytów mocy szczytowej w kolejnych latach. Od początku roku działa już program operacyjna rezerwa mocy, wcześniej PSE rozstrzygnęło także przetarg na interwencyjną rezerwę zimną w latach 2016/2017 oraz przetarg na negawaty. Od momentu zaprezentowania we wrześniu 2013 r. założeo nowego systemu wsparcia dla OZE pojawiają się kolejne wersje ustawy. W szybkim tempie trwały również prace nad przywróceniem wsparcia dla kogeneracji. Pojawił się również kolejna aktualizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Również na forum europejskim zapadały decyzje i pojawiały się propozycje, które będą wpływad na sytuację polskiej energetyki w kolejnych latach. Operacyjna rezerwa mocy Od początku roku do katalogu usług systemowych świadczonych na rzecz PSE weszła operacyjna rezerwa mocy. Operacyjną rezerwę mocy stanowią jednostki wytwórcze, które posiadają do dyspozycji wolne moce nie objęte umowami sprzedaży. Wielkośd operacyjnej rezerwy mocy stanowi 18% wielkości średniego maksymalnego godzinowego zapotrzebowania brutto na moc dla poszczególnych miesięcy poprzedniego roku. Po uruchomieniu interwencyjnej rezerwy zimnej wielkośd ta będzie korygowana o łączną moc jednostek świadczących tą usługę. Jednostki biorące udział w operacyjnej rezerwie mocy za gotowośd pracy na rzecz operatora w godzinach szczytu (7-22) otrzymują wynagrodzenie wyznaczone na podstawie średnich kosztów stałych bez kosztu amortyzacji, zarządu i sprzedaży, które w 2014 r. ma wynosid 37,13 PLN/MWh. W przypadku większej liczby zgłoszonych jednostek cena będzie proporcjonalnie redukowana. Wg naszych szacunków koszt programu może wynieśd ok. 400-500 mln PLN rocznie. Interwencyjna rezerwa zimna Program skierowany jest do starych bloków, które po 2016 r. nie będą spełniad dyrektywy UE w sprawie emisji przemysłowych (IED), a będą wciąż potrzebne w polskim systemie energetycznym, ze względu na prognozy bilansu mocy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, które wskazują, że od 2016 r. mogą zaistnied trudności w pokryciu zapotrzebowania na moc przez krajowe jednostki wytwórcze. Bloki te mają przyznane derogacje w wysokości 17,5 tys. godzin pracy do wykorzystania w latach 2016-2023. PSE rozpisał przetarg na zimną rezerwę w różnych kategoriach bloków. W kategorii bloków 200-460MW PSE podpisały z PGE GIEK umowy dotyczące przekazania dwóch bloków w elektrowni ZEDO o łącznej mocy 454 MW do zimnej rezerwy interwencyjnej w latach 2016-2017 z możliwością przedłużenia na dwa kolejne lata do 2019 r. Stawka za gotowośd do pracy interwencyjnej została ustalona na poziomie 24 PLN /MWh. Oczekujemy, że analogiczne umowy obejmą również bloki 120 MW, które posiada Tauron. 2
Nowa ustawa o OZE W lutym br. zaprezentowano kolejną wersję ustawy o OZE, która została przyjęta przez Komitet Stały Rady Ministrów. W propozycji ustawy znalazły się zapisy obecne już w poprzednich wersjach ustawy z 2013 r. wprowadzające system aukcyjny w miejsce dotychczasowego wsparcia w postaci certyfikatów. Wg ustawy odnawialne źródła energii mają otrzymad wsparcie na okres 15 lat, ale nie dłużej niż do 2035 r. By zwiększyd konkurencyjnośd systemu wsparcie będzie przydzielane poprzez system aukcji, w których o wyborze oferty decydowad będzie cena. Do aukcji mogą zostad zakwalifikowane tylko instalacje, których oferta mieści się w granicach ceny referencyjnej dla poszczególnych technologii. Aukcje będą wspólne dla wszystkich technologii. Energia w nowych instalacjach będzie musiała zostad wyprodukowana w terminie 48 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji, a w przypadku energii elektrycznej wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii elektrycznej energię promieniowania słonecznego w terminie 24 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji, a siłę wiatru na morzu w terminie 72 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji. Oddzielne aukcje będą przeprowadzane dla instalacji o mocy poniżej 1MW, w ramach których ma byd przyznawane wsparcie dla co najmniej 25% wspieranej energii. Ze wsparcia zostaną wyłączone elektrownie wodne o mocy powyżej 5 MW, instalacje produkujące energię elektryczną z biomasy o mocy powyżej 50 MW lub energię z biomasy w kogeneracji o mocy powyżej 150 MW. Oddzielne aukcje będą organizowane także dla istniejących instalacji, które również będą mogły przystąpid do systemu aukcyjnego z wyjątkiem instalacji współspalających biomasę (z wyłączeniem instalacji dedykowanych), elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MW oraz instalacji produkujących energię elektryczną z biomasy o mocy powyżej 50 MW lub energię elektryczną z biomasy w kogeneracji o mocy powyżej 150 MW. Dotychczasowe instalacje otrzymują wsparcie na okres 15 lat od momentu gdy po raz pierwszy wyprodukowały energię elektryczną objętą systemem wsparcia. Wyjątkiem od reguły są elektrownie wodne o mocy powyżej 5 MW, które wsparcie tracą. Stanowi to złagodzenie zapisu z poprzednich wersji ustawy, który ograniczał wsparcie do elektrowni o mocy powyżej 1MW. W przypadku współspalania podtrzymane zostały poprzednie propozycje ograniczające wsparcie dla istniejących instalacji do 0,5 certyfikatu (z wyłączeniem instalacji dedykowanych) do kooca roku 2020 z możliwością ustanowienia innego współczynnika na kolejny okres. Według oczekiwao, ustawa już w marcu powinna trafid do Sejmu. Ustawa ma wejśd w życie z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem, co wg naszych oczekiwao faktycznie może oznaczad wejście w życie w ciągu pierwszych miesięcy 2016 r. Ustawa wprowadza także wysokośd opłaty zastępczej na poziomie 297,35 PLN oraz mechanizmy prowadzące do utrzymania odpowiedniej wysokości cen zielonych certyfikatów. Jednym z nich jest ograniczenie możliwości używania opłaty zastępczej w przypadku gdy średnia ważona cena praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będzie niższa niż 75 % wartości opłaty zastępczej, przez okres co najmniej 3 miesięcy. 3
Technologia Ilośd nowych mocy wprowadzonych do KSE w poszczególnych latach, które będą objęte wsparciem systemowy [MW] 2013 2015 2016 2017 2018 2019 2020 wiatr 815,5 550,0 570,0 575,0 580,0 585,0 590,0 biomasa 199,1 91,0 97,0 104,0 111,0 117,0 124,0 woda 4 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 83,5 Razem 1 018,6 644,5 670,5 682,5 694,5 705,5 797,5 Źródło: Opracowanie Ministerstwa Gospodarki na podstawie założeo. Wyszczególnienie Energia wytworzona (GWh) 2013 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energia wodna 2 435,0 2 423,3 2 438,5 2 453,7 2 469,5 2 485,2 2 933,0 Energia słoneczna 1,2 46,9 77,1 107,3 137,5 171,5 205,5 Energia wiatrowa 5 922,7 7 857,6 9 301,2 10 754,8 12 218,4 13 692,0 15 190,4 Biomasa 8 058,0 9 495,2 10 284,4 11 147,2 12 076,8 13 085,4 14 160,8 spalenie wielopaliwowe 3 853,2 2 000,0 2 000,0 2 000,0 2 000,0 2 000,0 2 000,0 jednostki dedykowane 3 595,7 6 490,0 6 980,0 7 470,0 7 960,0 8 450,0 8 940,0 biogaz 609,1 1 005,2 1 304,4 1 677,2 2 116,8 2 635,4 3 220,8 Razem 16 416,9 19 823,0 22 101,2 24 463,0 26 902,2 29 434,1 32 489,7 Źródło: Opracowanie Ministerstwa Gospodarki na podstawie założeo, ARE, DM PKO BP 4
Przywrócenie wsparcia dla kogeneracji W styczniu 2014 r. Sejm przyjął także ustawę wprowadzającą ponownie wsparcie dla Kogeneracji, po przerwie w 2013 r. Wsparcie miałoby objąd zarówno kogenerację gazową, jak też pozostałe paliwa. Ustawa zakłada utrzymanie na dotychczasowym poziomie obowiązku umarzania czerwonych certyfikatów i istotnym wzroście obowiązku żółtych certyfikatów wynikajmy ze zwiększenia mocy gazowych. Wsparcie zostało ustalone do 2018 r., co może okazad się jednak okresem niewystarczającym dla pozytywnych decyzji inwestycyjnych o budowie kolejnych jednostek wytwórczych. Wsparcie przełoży się także na wzrost kosztów zakupu energii i istotny spadek rentowności w segmencie sprzedaży. Oczekiwany okres wejścia ustawy w życie to początek maja lub kwietnia br. Program atomowy W styczniu br. pojawiła się kolejna aktualizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Dokument wyznacza nowy harmonogram przygotowania inwestycji i budowy elektrowni jądrowej w Polsce. W dokumencie znajdują się również zaktualizowane prognozy zużycia energii w Polsce i rozwoju nowych mocy. Podtrzymano w nich projekcję krajowego zużycia energii, która zakłada wzrost z ok 120 TWh obecnie do 161,4 TWh w 2030r., co daje średnioroczny wzrost na poziomie 1,5%, który zakładany jest mimo wdrażania programu poprawy efektywności energetycznej. Prognozy przygotowane przez ARE są w dużym stopniu zbieżne z uaktualnionymi prognozami PSE w zakresie zapotrzebowania na moc szczytową. Czynnikami zwiększającymi zużycie maja byd wzrost gospodarczy oraz relatywnie niskie na tle UE zużycie energii na mieszkaoca, które wynosi ok. 4,1 TWh wobec średniej dla 15 starych krajów unii na poziomie 7,5 tys. TWh. W związku z prognozą moc zainstalowana w źródłach odnawialnych powinna wzrosnąd z ok. 33,5 GW obecnie do ok. 44,5 GW. Z Analizy wynika, że podstawowym problemem dla krajowego systemu energetycznego pomijając nawet prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię będzie zastąpienie ok. 12 GW mocy wygasających do 2030r. z czego ok. 6MW wygasa do 2020 r. oraz 6GW do 2030r. Moce wygasające do 2020 r, będą zastąpione przez inwestycje, które są obecne prowadzone lub wkrótce się rozpoczną natomiast jak zostaną zastąpione moce wycofywane po 2025r. wciąż pozostaje kwestią otwartą. 5
Moc osiągalna netto źródeł wytwarzania energii elektrycznej wg technologii przy parametrach dla nowobudowanych źródeł wytwarzania źródło: Ministerstwo Gospodarki Według prognoz zawartych w programie energetyki jądrowej biorąc pod uwagę prezentowane koszty wytwarzania w poszczególnych instalacjach energetyka atomowa staje się realną alternatywą dla technologii opartych na węglu. W zmodyfikowanych założeniach do kalkulacji kosztów wytwarzania przyjęto stopę dyskontową na poziomie 6%, współczynnik wykorzystania mocy 0,9 oraz czas eksploatacji wynoszący 60 lat, oraz ceny CO2 w latach 2025 i 2035 na poziomie odpowiednio 25 i 35 EUR. Nakłady na budowę pierwszej elektrowni wraz z kosztami przygotowawczymi szacowane są na poziomie 40-60mld PLN. Analizując koszty wytwarzania poszczególnych technologii należy brad pod uwagę także dużą wrażliwośd projektów jądrowych na takie parametry jak nakłady inwestycyjne, i oczekiwany koszt kapitału. Można zauważyd, że parametry zaproponowane w programie różnią się od wartości uzyskanych przy umowie zawartej ostatnio między Wielką Brytanią a konsorcjum EDF budującym elektrownię w Hinkley Point, gdzie wynegocjowano cenę 92,5 Funta za MWh z możliwością obniżenia do 89,5 Funta w przypadku budowy nowej elektrowni. Średnioważony Koszt kapitału przyjęty do realizacji tej inwestycji wynosi 10%. A czas wsparcia wynosi 35 lat. Nakłady inwestycyjne mają wynieśd 16 mld funtów na łączną moc elektrowni 3200 MW. 6
EUR'2012/MWh Sektor energetyczny Uśredniony jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej w źródłach przewidzianych do uruchomienia w 2025 r. przy parametrach dla nowobudowanych źródeł wytwarzania 200 180 2,5 11,7 160 23,1 140 120 100 80 60 40 20 0 24,4 29,8 33,4 23,4 9,3 10 26,4 28,9 9,3 14,5 58,1 16 94,1 5,4 8 6,3 3,1 7,9 3,9 42,7 30,3 13,5 14,1 38,7 40,9 11,1 64,9 6,1 18 25,5 34,9 14,6 38,3 6,2 3 41,5 14,9 46,2 79,9 16,8 34,3 2,5 7,6 20,1 65,8 2,5 6,5 29,8 80,3 151,8 Koszt bilansowania mocy Koszty rezerwowania mocy Koszt transportu i składowania CO2 Koszt emisji CO2 Koszt paliwa Koszt O&M Koszty inwestycyjne źródło: ARE S.A. Program pokazuje że przygotowanie do budowy elektrowni jest konsekwentnie przygotowywane, natomiast sama decyzja o budowie elektrowni nie została jeszcze podjęta. Nawet zakładając mniejszy wzrost zapotrzebowania na moc faktem pozostaje, że wciągu najbliższych kilku lat trzeba będzie podjąd decyzje o budowie nowych źródeł wytwórczych. Naszym zdaniem za decyzją o budowie elektrowni atomowej przemawiają na pewno prognozy kosztów CO2, które mogą znacznie wzrosnąd w obliczu nowych informacji na temat polityki klimatycznej UE po 2020 r. Nakłady inwestycyjne nawet szacowane w ostrożny sposób będą jednak zbyt wysokie by budowad elektrownie tylko z finansowania poszczególnych spółek. Szacujemy, że finansowanie zewnętrzne będzie możliwe przy ustaleniu określonego systemu wsparcia np.: w postaci kontraktów różnicowych jak w modelu brytyjskim. Nawet jeżeli budowa elektrowni nie rozpocznie się w określonych harmonogramem terminach to w ciągu najbliższych lat znacznie wzrosną nakłady na ten projekt. W styczniu 2013 r.podpisano kontrakt na badania lokalizacyjne i środowiskowe o wartości PLN 252 mln z konsorcjum firm: WorleyParsons Nuclear Services JSC, WorleyParsons International Inc., WorleyParsons Group Inc. W tym roku ma zostad podpisany kontrakt na inżyniera-doradcę technicznego w procesie budowy pierwszej elektrowni jądrowej. Do przetargu zgłosiły się firmy AMEC Nuclear i Exelon Generation Company oraz konsorcjum Mott MacDonald Limited i AF-Consult i konsorcjum firm: URS Polska Tractebel Engineering. Wg informacji prasowych oferty opiewają na kwoty od 1,6 mld PLN do 3,8 mld PLN. Wcześniej PGE EJ 1 szacowała, że wyda na ten cel 1,25 mld PLN. 7
Polityka klimatyczna UE W lutym Parlament Europejski uchwalił ostatecznie wprowadzenie backloadingu, czyli przesunięcia uprawnieo z lat 2014-2016 łącznie 900 mln sztuk na lata 2019-2020. Skutki programu będą odczuwalne już 2014 r., w którym wycofane z aukcji ma zostad 400 mln praw. W kolejnych latach ma zostad wycofane odpowiednio 300 i 200 mln uprawnieo. Uprawnienia maja powrócid w roku 2019 w liczbie 300 mln i 600 mln w roku 2020. Mimo, że decyzja o programie była już raczej przesądzona to silny wzrost cen uprawnieo CO2, który nastąpił od połowy stycznia podniósł ich cenę o ok. 2EUR do 6,7 EUR/ tonę. Nie wpłynęło to jednak na ceny energii na rynku niemieckim, które pozostały na niskich poziomach. Pojawiły się również oznaki kierunku polityki klimatycznej UE w kolejnych latach. W styczniu Komisja Europejska zaprezentowała założenia polityki energetycznej po 2020 r. Głównymi założeniami tej polityki są m.in: ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o 40% do roku 2030 względem roku 1990. Oznacza to zwiększenie rocznego liniowego wskaźnika redukcji 8
emisji z 1,74% do 2,2%. Kolejnymi założeniami są cel udziału energii odnawialnej na poziomie 27% w 2030r. oraz reforma systemu EU ETS zakładająca wprowadzenie wbudowanego mechanizmu rezerwy stabilizacyjnej w przypadku wystąpienia istotnej nadwyżki CO2. W lutym Parlament Europejski przyjął także rezolucję wzywającą Komisję Europejską i kraje członkowskie do zwiększenia poziomu efektywności energetycznej o 40% oraz celu 30% energii z odnawialnych źródeł energii w roku 2030. 9
Segment wytwarzania Segment wytwarzania zanotuje w 2014 r. kolejny po 2013 r spadek marży ze względu na spadek cen energii, który przekracza 10%. W tym roku w przypadku producentów na węglu kamiennym możliwości kompensacji spadku marży spadkiem cen węgla będą znacznie mniejsze niż w roku ubiegłym. W przypadku spółek, które zdecydowały się wdrożenie programów oszczędności kosztów w tym głównie programów dobrowolnych odejśd widoczne będą efekty w postaci utrzymania dotychczasowej bazy kosztów stałych. Od wprowadzeniu obliga giełdowego dla handlu energią w Polsce ceny energii elektrycznej w Niemczech mimo braku fizycznej interakcji rynków były benchmarkiem dla cen polskich. Obecnie ceny te nadal wykazują podobny trend, ale ceny w Polsce po wzroście w lutym są wyraźnie wyższe dotyczy to m.in. pasma na 2015 i 2016 r. Mimo istotnych wzrostów cen CO2 na przełomie stycznia i lutego br. terminowe ceny energii na rynku niemieckim pozostały bez zmian. Jednym z powodów niższych cen jest słabszy popyt i nadwyżka mocy na rynku niemieckim. Niemcy stały się także istotnym eksporterem energii. Na wzrosty cen zareagowały natomiast ceny energii na TGE, które wzrosły dla kontraktów BASE na 2015 rok ze 156 PLN/MWh w połowie stycznia do 166 PLN/ MWh w lutym. Szacujemy, że zjawisko to może się utrzymywad. Efekt ten może byd związany z rosnącym popytem na energię w Polsce, mniejszym udziałem OZE oraz z wprowadzeniem programu operacyjna rezerwa mocy, który zdjął z rynku częśd podaży. Patrząc na obecny poziom marży można oczekiwad że bieżący rok może byd najsłabszym okresem i w ciągu dwóch kolejnych lat ceny mogą się odbudowywad. Wyraźniejszej poprawy sytuacji można jednak oczekiwad naszym zdaniem, w przypadku istotniejszych wzrostów cen surowców energetycznych na świecie. 10
Segment dystrybucji W segmencie dystrybucji wyniki będą determinowane przez spadek stopy zwrotu z WRA związany ze spadkiem stopy wolnej od ryzyka w modelu kalkulacji WACC, która jest oparta na rentowności obligacji 10 letnich. Jednak mimo istotnego spadku WACC na poziomie 130 bp oczekujemy, że Spółki, które w 2013 r nie rozpoznawały jeszcze całości WRA mogą w bieżącym roku pokazad nieco lepszy poziom EBITDA, ze względu na dodatkowe zyski z tytułu dochodzenia do WRA, oraz oszczędności kosztów operacyjnych. W kolejnym roku wyniki w segmencie powinny ulec poprawie ze względu na wyższe rentowności obligacji dziesięcioletnich. Średnia liczona dla nowego okresu wynosi obecnie ok 4,4% wobec stopy 4%, na podstawie której wyznaczono WACC w 2013 r. Obecny okres dystrybucji kooczy się w 2015 r. W ubiegłym roku rozpoczęły się dyskusje na temat modelu dla nowego okresu dystrybucyjnego po 2015 r. Planowane zmiany mają dotyczyd wprowadzenia parametrów jakościowych pracy sieci jak SAIDI i SAIFI. Segment sprzedaży W 2013 r. segment sprzedaży osiągnął ponadprzeciętne marże wynikające z braku obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, spadku cen zielonych certyfikatów oraz spadku cen energii. Z tego względu w segmencie należy się spodziewad znacznego obniżenia marży ze względu na wzrost kosztu zakupu energii. Od II kwartału br. na rynek wróci prawdopodobnie obowiązek umarzania żółtych i czerwonych certyfikatów, rosną także ceny zielonych certyfikatów. Ze względu na konkurencję nie spodziewamy się wzrostu marży z tytułu różnic cen energii. Ponieważ taryfa G po obniżkach z kooca 2013 r jest nadal rentowna nie zakładamy, że wzrost obowiązku umorzenia świadectw może prowadzid do podwyższenia taryfy. 11
PLN 290 Koszty i marże w taryfie G Marża 270 250 230 210 190 170 150 1H 2013 1H2013 2H2013 2H2013 2014 2014 koszty finansowania koszty operacyjne białe certyfikaty fioletowe certyfikaty czerwone certyfikaty żółte certyfikaty zielone certyfikaty Cena energii Taryfa G źródło: szacunki DM PKO BP 12
RAPORT Energa Sektor energetyczny Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 17,50 Cena docelowa (PLN) 18,8 Min 52 tyg (PLN) 15,80 Max 52 tyg (PLN) 80,00 Kapitalizacja (mln PLN) 7 246,17 EV (mln PLN) 10 551,17 Liczba akcji (mln szt.) 414,07 Free float 50,0% Free float (mln PLN) 3 623,09 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 1,16 Kod Bloomberga ENG PW Kod Reutersa ENGP.WA Zmiana kursu Energa WIG 1 miesiąc -1,4% 6,1% 3 miesiące 9,8% -3,1% 6 miesięcy 4,2% 8,0% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 50,00 62,96 - - - - - - - - Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 17/01/2014 18,20 Podtrzymujemy rekomendację Kupuj dla akcji ENERGI z wyceną na poziomie 18,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENERGA pozostaje naszym top pickiem w sektorze energetycznym. Nowe propozycje ustawy o OZE zwiększają przepływy pieniężne Spółki w ciągu najbliższych lat. Z jednej strony przesuwa się czas wejścia ustawy w życie z drugiej strony zwiększa się moc elektrowni wodnych, które będą objęte wsparciem. Wspiera to obecną politykę dywidendową spółki, która zakłada wypłatę 0,97 PLN i 1,21 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Korzystne dla ENERGI są zapisy nowej wersji ustawy o OZE, która została zaakceptowana przez Komitet Stały Rady Ministrów. Ustawa pozostawia wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy do 5 MW. Dodatkowo nowe propozycje ustalają czas wejścia w życie ustawy z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem. Daje to przesłanki do przesunięcia okresu wejścia w życie ustawy na 2016 rok. Pozytywnie na wyniki ENERGI będzie wpływał także wzrost zielonych certyfikatów widoczny w 2014 r, których ceny dochodzą do 240 PLN. Od początku roku działa także program operacyjna rezerwa mocy, który zakłada pokrywanie kosztów stałych pracy bloków w godzinach szczytu. Wg naszych szacunków elektrownia Ostrołęka będzie mogła skorzystad z programu ponieważ w niewielkim stopniu zabezpieczała się umowami sprzedaży. Pojawiła się nowa wersja programu polskiej energetyki jądrowej, która określa planowany termin oddania pierwszego bloku na 2024r. W tym kontekście uważamy, że ewentualny dalszy rozwój mocy konwencjonalnych Spółki w szczególności elektrowni Ostrołęka i bloku gazowego w Grudziądzu będzie zależał bezpośrednio od decyzji związanych z projektem jądrowym. Energa 18 17,5 17 16,5 16 15,5 15 14,5 14 13,5 13-12-11 14-01-16 14-02-13 Energa Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa WIG normalized Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 11 177 11 417 10 912 10 200 10 745 EBITDA 1 629 1 817 2 076 2 255 2 203 EBIT 906 1 040 1 202 1 327 1 221 Zysk netto 457 649 747 816 708 Zysk skorygowany 657 849 747 816 708 EPS (PLN) 1,10 1,57 1,80 1,97 1,71 DPS (PLN) 1,58 1,16 0,97 1,21 1,24 P/E 15,85 11,16 9,71 8,88 10,23 P/BV 0,94 0,92 0,88 0,85 0,83 EV/EBITDA 5,32 5,81 5,32 5,16 5,52 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Wycena Wyceniamy Spółkę modelem DCF na 18,80 PLN na akcję. Oprócz wyceny opartej na modelu DCF, dodatkowo zamieszczamy wycenę porównawczą Spółki na tle spółek z sektora. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do 2023 r. W naszej wycenie przyjęliśmy inwestycje na poziomie szacowanym w podstawowym programie inwestycyjnym. Jeżeli chodzi o program inwestycji dodatkowych, wzięliśmy pod uwagę wyłącznie nakłady przygotowawcze na CCGT w Grudziądzu i nową elektrownię na Wiśle. ENERGA: model DCF PLN tys. 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P Skorygowany EBIT 1 201 617,5 1 326 846,3 1 220 584,2 1 317 233,8 Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% NOPLAT 901 213,2 995 134,7 915 438,1 987 925,4 CAPEX -1 820 306,0-1 810 233,0-1 682 787,8-1 569 989,3 Amortyzacja 874 245,5 928 243,2 982 082,9 1 035 605,3 Zmiany w kapitale obrotowym 17 578,4 18 579,2 19 609,5-35 161,0 FCF -62 425,7 94 565,7 195 123,7 488 702,4 WACC 7,7% 7,5% 7,4% 7,3% 7,1% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,15 1,24 1,33 DFCF -62 425,7 87 947,4 168 980,7 394 381,7 11 493 764,9 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I 3 191 431,0 Suma DFCF - Faza II 8 891 218,1 Wartośd Firmy (EV) 12 082 649,1 Dług netto 3 304 999,8 Aktywa poza operacyjne 36 074,9 Zobowiązania wobec pracowników 676 695,5 Wartośd godziwa 8 064 878,8 Liczba akcji (mln szt.) 414 Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014 19,5 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 18,8 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,97 Cena bieżąca 17,50 Oczekiwana stopa zwrotu 13% Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski 14
Założenia do wyceny ENERGA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% Koszt kapitału własnego 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% koszt długu 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% waga długu 34,3% 37,7% 40,4% 41,9% 44,5% WACC 7,7% 7,5% 7,4% 7,3% 7,2% Żródło:prognozy DM PKO BP ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) 164 173 178 183 189 Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 288,7 294,4 300,3 306,3 312,5 Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) 2,7 2,8 3,0 3,0 3,0 Wolumen sprzedazy doklientów koocowych (TWh) 18,8 19,2 19,6 19,9 20,3 WACC dla RAB 7,3% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% Żródło:prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza ENERGA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln 2013 2014 2015 2013 2014 2015 2013 2014 2015 EDF 52147,3 15,2 14,0 13,1 5,5 5,3 5,1 4,3% 4,5% 4,7% GDF SUEZ 42417,4 12,4 13,1 12,5 7,1 7,3 7,1 8,5% 7,2% 6,8% RWE AG 17634,8 7,4 12,2 12,0 3,8 4,4 4,4 3,4% 3,5% 3,5% IBERDROLA 30732,9 11,9 13,7 12,9 7,9 8,3 8,0 5,8% 5,6% 5,7% FORTUM OYJ 1536,6 14,3 15,2 15,1 10,0 11,4 11,6 5,8% 6,0% 6,0% CEZ 10250,0 7,6 9,2 10,5 5,7 6,3 6,6 7,3% 6,2% 5,3% ENEA 1536,6 10,1 8,3 9,5 3,8 4,5 5,7 2,5% 3,3% 3,6% TAURON 1971,9 6,2 7,7 8,7 3,7 4,3 4,6 3,2% 3,2% 0,0% PGE 8074,8 8,6 7,8 10,4 3,7 3,6 5,0 4,8% 5,6% 5,6% ENERGA 1716,3 11,2 9,7 8,9 5,8 5,3 5,2 5,5% 6,9% 7,1% ZE PAK 306,6 12,1 35,1 14,1 3,4 5,3 5,0 0,0% 0,0% 0,0% Średnia 10,6 13,3 11,6 5,5 6,0 6,2 4,6% 4,7% 4,4% ENERGA 11,2 9,7 8,9 5,8 5,3 5,2 premia/dyskonto do średniej 4,9% -26,9% -23,5% 5,8% -11,5% -17,1% cena PLN 17,50 wycena po uwzgl. premii/dyskonta 16,7 24,0 22,9 16,5 19,8 21,1 21,2 19,1 wagi 50% 50% wycena porównawcza 20,16 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 15
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys. PLN) 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży towarów, produktów i usług 9 467 760 10 368 005 11 176 799 11 416 757 10 912 428 10 200 308 10 745 275 EBITDA 1 407 588 1 519 701 1 629 246 1 816 642 2 075 863 2 255 089 2 202 667 w tym: Dystrybucja energii elektrycznej 650 794 924 192 1 224 626 1 402 378 1 489 884 1 676 287 1 787 574 Sprzedaż 242 677 167 510 264 467 201 640 156 147 159 515 162 959 Wytwarzanie 257 188 474 863 464 799 298 141 CHP 10 152 10 420 4 194 Elektrownie systemowe 97 215 115 985-107 420 OZE 483 567 372 148 261 400 Usługi 5 294 2 24 012 26 208 26 994 27 804 28 638 Pozostałe -764-41 338-74 800-76 670-78 587-80 552-82 566 Wyłączenia i korekty konsolidacyjne -81 348-29 219 32 766 5 899 6 562 7 236 7 921 Zysk operacyjny 816 170 863 993 906 221 1 040 052 1 201 618 1 326 846 1 220 584 Udział w zysku (stracie ) jednostek stowarzyszonych 668 1 077 215 Saldo przychodów i kosztów finansowych -21 228 35 210-279 888-161 721-220 358-245 079-275 571 Zysk przed opodatkowaniem 795 610 899 203 626 333 877 677 981 259 1 081 767 945 014 Podatek dochodowy 170 993 196 613 166 548 219 419 235 502 259 624 235 308 Zysk netto przypadający na udziały niekontrolujące 19 940 38 656-614 -8 920 872-6 470-1 251 Zysk netto przypadający na właścicieli jednostki dominujacej 604 299 663 933 457 035 649 337 746 629 815 673 708 455 Bilans (tys. PLN) 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P 2016P Aktywa Trwałe 8 965 130 9 713 449 10 697 396 12 625 696 13 578 002 14 466 353 15 173 513 Wartości niematerialne i prawne 269 389 312 492 378 563 382 348 386 172 390 033 393 934 Rzeczowe aktywa trwałe 8 451 134 9 150 663 10 000 916 11 863 446 12 809 507 13 691 496 14 392 201 Pozstałe aktywa długoterminowe 244 607 250 293 317 917 379 902 382 323 384 823 387 378 Aktywa Obrotowe 3 674 822 3 967 324 4 205 209 4 105 645 4 035 337 4 348 604 3 632 552 Zapasy 312 992 395 872 376 928 376 928 370 143 363 481 356 938 Należności 1 454 898 1 521 376 1 524 080 1 438 762 1 489 119 1 541 238 1 595 182 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 223 377 272 802 235 143 320 800 328 502 336 390 344 470 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 683 555 1 777 274 2 069 058 1 969 155 1 847 573 2 107 495 1 335 963 Aktywa przxeznaczone do sprzedazy 192 4 510 10 168 142 287 AKTYWA RAZEM 12 640 143 13 685 283 14 912 773 16 873 628 17 613 339 18 814 957 18 806 065 Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominujacej 7 026 123 7 825 784 7 671 227 7 862 390 8 206 753 8 520 387 8 714 507 Udziały niekontrolujace 887 478 59 726 47 295 36 075 36 947 30 477 29 226 Zobowiązania 4 726 543 5 799 773 7 194 250 8 975 163 9 369 640 10 264 094 10 062 333 Zobowiązania długoterminowe 2 631 723 3 571 701 4 801 461 6 631 303 7 001 686 7 905 837 7 728 579 Kredyty i pożyczki, obligacje 1 033 636 1 904 236 3 105 357 4 924 891 5 309 736 6 220 356 6 016 356 Rezerwy długoterminowe 599 573 667 262 710 786 793 672 817 482 842 006 867 266 Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego 553 507 525 581 519 686 576 691 588 248 600 555 613 140 Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe 442 910 465 939 456 010 326 427 276 572 233 222 222 119 Zobowiązania handlowe i pozostałe 2 096 8 683 9 622 9 622 9 648 9 698 9 698 Zobowiązania krótkoterminowe 2 094 820 2 228 072 2 392 789 2 343 861 2 367 954 2 358 257 2 333 754 Kredyty i pożyczki, obligacje 42 770 44 965 389 639 349 264 326 764 269 164 233 164 Rezerwy 353 998 511 319 555 345 460 822 466 352 471 948 439 856 Rozliczenia międzyokresowe bierne kosztów 85 805 122 751 117 765 75 070 76 827 78 624 80 464 Zobowiązania handlowe i pozostałe 970 433 893 551 880 271 872 737 902 410 933 092 964 817 Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe 641 814 655 485 449 769 585 967 595 601 605 428 615 453 TOTAL LIABILITIES AND EQUITYY 12 640 143 13 685 283 14 912 773 16 873 628 17 613 339 18 814 957 18 806 065 Rachunek przepływów pieniężnych (tys. PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 1 179 234 1 481 920 1 334 667 1 710 648 1 841 232 1 988 996 1 966 108 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -1 003 314-2 003 682-1 803 142-2 808 188-1 704 801-1 837 015-1 709 569 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 620 553 616 474 742 307 1 037 321-258 013 107 941-1 028 071 Wskaźniki ROE 8,6% 8,5% 6,0% 8,3% 9,1% 9,6% 8,1% ROA 4,8% 4,9% 3,1% 3,8% 4,2% 4,3% 3,8% Dług netto -607 149 171 927 1 425 938 3 305 000 3 788 926 4 382 025 4 913 557 Dług netto/ebitda -0,4 0,1 0,9 1,8 1,8 1,9 2,2 Żródło:prognozy DM PKO BP 16
RAPORT ENEA Sektor energetyczny Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 14,15 Cena docelowa (PLN) 16,2 Min 52 tyg (PLN) 11,96 Max 52 tyg (PLN) 16,10 Kapitalizacja (mln PLN) 6 245,81 EV (mln PLN) 5 694,02 Liczba akcji (mln szt.) 441,40 Free float 29,2% Free float (mln PLN) 1 823,78 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 7,88 Kod Bloomberga ENA PW Kod Reutersa ENEA.WA Zmiana kursu Enea WIG 1 miesiąc 13,4% 4,9% 3 miesiące -9,2% -2,7% 6 miesięcy 0,2% 6,5% 12 miesięcy -2,9% 15,7% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 52,1% 52,1% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 2013-05-14 14,20 Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 16,20 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty powinny byd widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 100 mln PLN i ok. 500 mln PLN do 2017 r. ENEA dodatkowo rozpozna również większe niż do tej pory przychody z KDT, które szacujemy w 2014 r. na 200 mln PLN. Po sprzedaży akcji przez Vatenfall zmaterializowało się ryzyko podaży akcji i zwiększył się free float spółki. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztów. Efektem programu mają byd oszczędności kosztowe w wysokości 500 mln PLN do 2017 r.z czego 100 mln PLN powinno byd już widoczne w bieżącym roku. Podstawą programu jest program dobrowolnych odejśd, który kierowany będzie głównie do osób, które nabędą w tym czasie uprawnienia emerytalne. Koszty programu będą widoczne w postaci rezerw na odprawy dla pracowników. Częśd rezerw z tego tytułu zostanie zawiązana już w IV kw. 2013 r. ENEA ogłosiła program inwestycyjny, który zakłada inwestycje w wysokości 20 mld PLN do 2020 r. Podstawę programu stanowi wytwarzanie, gdzie główną inwestycja jest nowy blok 1075 MW w Kozienicach. Dodatkowo program obejmuje budowę odnawialnych źródeł energii o mocy ok. 500 MW oraz inwestycje w kogenerację, głównie poprzez akwizycję. Obecnie spółka bierze udział w przetargu na zakup MPEC Białystok. Ze względu na spadające ceny energii w tym roku powinny istotnie wzrosnąd przychody z tytułu rozpoznawania KDT. Rok 2014 r. jest ostatnim okresem, za który Spółka może rozpoznad przychody z tego tytułu. W 2015 r nastąpi dodatkowo rozliczenie koocowe. Oczekujemy, że w bieżącym roku przychody z tego tytułu w bieżącym roku wyniosą 200 mln PLN. Wobec ok. 25 mln w 2013 r. 18,5 Enea 16 13,5 11 14 lut 30 kwi 12 lip 23 wrz 4 gru 20 lut Enea WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 10 096 9 050 9 590 9 817 10 307 EBITDA 1 573 1 500 1 690 1 686 1 667 EBIT 847 714 915 891 691 Zysk netto 717 621 750 655 413 Zysk skorygowany 717 621 750 655 413 EPS (PLN) 1,62 1,41 1,70 1,48 0,94 DPS (PLN) 0,48 0,36 0,47 0,51 0,45 P/E 8,71 10,06 8,33 9,53 15,11 P/BV 0,57 0,54 0,52 0,50 0,49 EV/EBITDA 2,92 3,80 4,48 5,71 6,69 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023 Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 16,20 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT 915 349 890 695 691 024 1 107 587 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 741 432 721 463 559 730 897 145 CAPEX -3 230 537-3 230 537-2 690 484-2 284 435 Amortyzacja 774 690 795 253 975 680 996 923 Zmiany w kapitale obrotowym 9 989 178 295-172 822-71 908 FCF -1 704 426-1 535 526-1 327 896-462 275 WACC 8,5% 7,7% 7,3% 7,2% 7,2% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,16 1,24 1,33 DFCF -1 704 426-1 425 556-1 148 730-373 161 12 097 512 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I -2 465 455 Suma DFCF - Faza II 9 911 095 Wartośd Firmy (EV) 7 445 639 Dług netto -551 792 Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników 733 324 Wartośd godziwa 7 225 383 Liczba akcji (mln szt.) 441 443 Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014 16,4 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 16,2 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,36 Cena bieżąca 14,2 Oczekiwana stopa zwrotu 17% Źródło: prognozy PKO DM 18
Założenia do wyceny ENEA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% 4,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% koszt długu 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% waga długu 20% 36% 45% 48% 48% WACC 8,5% 7,7% 7,3% 7,2% 7,2% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) 163 170 178 185 193 Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 10,0 10,2 10,5 10,7 11,0 Wolumen produkcji energii Kozienice(TWh) 11,5 11,5 11,5 14,0 18,1 Wolumen sprzedaży (TWh) 13,7 13,9 13,5 13,5 13,5 Cena uprawnieo CO2 (EUR) 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 Źródło: prognozy PKO DM Wycena porównawcza ENEA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln 2013 2014 2015 2013 2014 2015 2013 2014 2015 EDF 52147,3 15,2 14,0 13,1 5,5 5,3 5,1 4,3% 4,5% 4,7% GDF SUEZ 42417,4 12,4 13,1 12,5 7,1 7,3 7,1 8,5% 7,2% 6,8% RWE AG 17634,8 7,4 12,2 12,0 3,8 4,4 4,4 3,4% 3,5% 3,5% IBERDROLA 30732,9 11,9 13,7 12,9 7,9 8,3 8,0 5,8% 5,6% 5,7% FORTUM OYJ 1536,6 14,3 15,2 15,1 10,0 11,4 11,6 5,8% 6,0% 6,0% CEZ 10250,0 7,6 9,2 10,5 5,7 6,3 6,6 7,3% 6,2% 5,3% ENEA 1536,6 10,1 8,3 9,5 3,8 4,5 5,7 2,5% 3,3% 3,6% TAURON 1971,9 6,2 7,7 8,7 3,7 4,3 4,6 3,2% 3,2% 0,0% PGE 8074,8 8,6 7,8 10,4 3,7 3,6 5,0 4,8% 5,6% 5,6% ENERGA 1716,3 11,2 9,7 8,9 5,8 5,3 5,2 5,5% 6,9% 7,1% ZE PAK 306,6 12,1 35,1 14,1 3,4 5,3 5,0 0,0% 0,0% 0,0% Średnia 10,6 13,3 11,6 5,5 6,0 6,2 4,6% 4,7% 4,4% ENEA 10,1 8,3 9,5 3,8 4,5 5,7 premia/dyskonto do średniej -5,4% -37,3% -17,9% -30,9% -25,4% -8,3% cena PLN 14,15 wycena po uwzgl. premii/dyskonta 15,0 22,6 17,2 20,5 19,0 15,4 18,3 18,3 wagi 50% 50% wycena porównawcza 18,27 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 19
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P 2016P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 7 139 957 7 836 875 9 708 512 10 096 032 9 049 630 9 590 474 9 816 814 10 307 046 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 215 525 313 618 475 727 301 850 99 068 228 569 245 474 67 798 Segment dystrybucji 140 755 263 527 325 372 415 550 461 743 485 250 532 819 565 462 Segment sprzedaży 235 460 209 283 155 975 241 938 308 313 232 306 143 794 89 784 Sement pozostałe 29 812 41 404 46 696 53 807 46 960 47 899 48 857 49 834 Wyłączenia i Koszty nieprzypisane -54 510-15 523-157 809-166 598-102 381-78 675-80 249-81 853-61 437-100 345 Zysk operacyjny 505 605 711 964 845 961 846 547 813 703 915 349 890 695 691 024 EBITDA 1 160 837 1 356 653 1 528 774 1 596 284 1 579 579 1 690 039 1 685 948 1 666 705 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 7 766 988 4 529 304 319 335 352 370 Saldo działalności finansowej 139 685 100 264 138 621 61 316 76 217 10 544-82 068-181 039 Zysk przed opodatkowaniem 653 056 813 216 989 111 908 167 890 240 926 228 808 979 510 354 Podatek dochodowy -139 446-173 835-195 183-196 558-169 146-175 983-153 706-96 967 Zyski (straty) mniejszości 21 119-771 -5 607 0 0 0 Zysk (strata) netto 513 589 639 262 794 699 717 216 721 094 750 244 655 273 413 387 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P 2016P Aktywa Trwałe 8 374 673 8 737 868 9 830 686 11 011 502 12 469 474 14 907 873 17 542 966 19 175 244 Wartości niematerialne i prawne 76 075 174 349 171 808 271 726 284 875 264 259 259 941 174 349 Rzeczowe aktywa trwałe 8 060 674 8 308 650 9 076 871 10 459 377 11 916 481 14 372 328 17 006 377 18 721 180 Pozstałe aktywa długoterminowe 237 924 254 869 582 007 280 399 268 118 271 286 276 648 279 714 Aktywa Obrotowe 3 849 971 4 098 837 4 309 962 3 685 419 3 320 022 3 399 993 3 404 605 3 928 815 Zapasy 300 830 242 058 483 022 502 654 507 173 532 532 559 158 587 116 Należności 925 513 922 460 1 091 531 1 449 314 1 418 300 1 446 666 1 475 599 1 505 111 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 721 085 2 034 692 1 517 048 637 956 232 399 267 994 268 504 269 030 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 902 543 899 627 1 218 361 1 095 495 1 162 150 1 152 801 1 101 343 1 567 558 AKTYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 14 162 151 14 710 462 15 794 541 18 312 912 20 952 615 23 109 103 Kapitał Własny 9 372 628 9 876 471 10 479 762 10 938 288 11 454 209 12 011 076 12 438 479 12 652 489 Kapitały mniejszości 23 778 23 897 29 088 22 721 20 127 20 328 20 532 20 737 Zobowiązania 2 857 060 2 960 234 3 682 389 3 772 174 4 340 331 6 301 835 8 514 137 10 456 613 Zobowiązania długoterminowe 1 406 198 1 373 976 1 659 243 1 748 504 2 578 550 4 476 633 6 494 109 8 517 628 Kredyty i pożyczki 107 056 72 362 73 379 50 797 817 262 2 717 262 4 717 262 6 717 262 Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych 407 093 428 134 454 363 542 511 550 649 550 649 550 649 550 649 Pozostałe rezerwy 142 583 158 521 153 497 491 321 576 437 579 978 597 861 621 306 Zobowiązania handlowe i pozostałe 749 466 714 959 978 004 663 875 634 202 628 744 628 338 628 411 Zobowiązania krótkoterminowe 1 450 862 1 586 258 2 023 146 2 023 670 1 761 782 1 825 203 2 020 027 1 938 985 Kredyty i pożyczki 49 951 42 398 45 516 24 043 25 495 27 548 27 933 28 213 Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych 125 542 146 864 182 246 177 407 192 312 185 073 140 675 131 236 Pozostałe rezerwy 128 039 181 971 386 732 376 402 384 692 388 587 392 524 431 777 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 147 330 1 215 025 1 408 652 1 445 818 1 159 283 1 223 995 1 458 895 1 347 760 PASYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 14 162 151 14 710 462 15 794 541 18 312 912 20 952 615 23 109 103 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 850 134 1 275 667 1 143 379 1 242 077 1 584 287 1 502 191 1 395 206 1 344 334 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -2 332 519-1 067 613-590 266-1 109 029-1 964 571-3 203 537-3 221 591-2 681 538 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235 731-210 970-235 380-255 668-158 919 1 691 998 1 774 927 1 803 418 Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,6% 6,3% 6,2% 5,3% 3,3% ROA 4,2% 5,0% 5,6% 4,9% 4,6% 4,1% 3,1% 1,8% Dług netto -2 466 621-2 819 559-2 616 514-1 658 611-551 792 1 324 014 3 375 348 4 908 887 Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,7-1,1-0,3 0,8 2,0 2,9 Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM 20
RAPORT PGE Sektor energetyczny Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 18,02 Cena docelowa (PLN) 18,6 Min 52 tyg (PLN) 13,68 Max 52 tyg (PLN) 19,40 Kapitalizacja (mln PLN) 33 693,50 EV (mln PLN) 29 600,83 Liczba akcji (mln szt.) 1 869,78 Free float 37,0% Free float (mln PLN) 12 466,60 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 39,70 Kod Bloomberga PGE PW Kod Reutersa PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc 8,1% 4,9% 3 miesiące -1,6% -2,7% 6 miesięcy 21,8% 6,5% 12 miesięcy 19,3% 15,7% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 61,9% 61,9% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 2013-05-14 16,90 Wydajemy rekomendację Trzymaj dla PGE z ceną docelową na poziomie 18,60 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Mimo spadku cen energii na wyniki PGE pozytywnie wpływają efekty programu dobrowolnych odejśd wdrożonego przez Spółkę w 2012r. w postaci stabilnej bazy kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT, w tym dodatkowo księgowanie przychodów z lat ubiegłych. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. PGE rozpoczęło realizację swojej dotychczasowej największej inwestycji jaką jest budowa dwóch bloków w elektrowni Opole. Termin rozpoczęcia kolejnej inwestycji jaką jest blok 460MW w Turowie ze względu na oferty odbiegające od zakładanego budżetu inwestycji stoi pod znakiem zapytania. W programie inwestycyjnym PGE znajdowały się również bloki gazowe w tym największy budowany wraz z ZA Puławy. Ze względu na okres wsparcia do roku 2018 r, trudno obecnie określid czy inwestycje te zostaną rozpoczęte. PGE zawiązało na koniec 2013 r. rezerwę na uprawnienia CO2 przydzielane za wykonywanie inwestycji określonych w ramach KPI. W 2014 r. oczekujemy rozwiązania rezerwy z tego tytułu co naszym zdaniem przyczyni się do poprawy wyników Spółki oraz umożliwi utrzymanie poziomu wypłaty dywidendy również w 2015 r. PGE jest obecnie głównym wykonawcą programu nuklearnego (docelowo ma posiadad 70% w spółce celowej). W ciągu najbliższych lat zaczną się pojawiad istotniejsze wydatki związane z projektem, nawet jeżeli sama budowa kolejny raz zostanie opóźniona lub zawieszona. Łączne wydatki związane z przetargami na prace lokalizacyjne oraz inżyniera kontraktu mogą wynieśd ponad 1,5 mld PLN. 20,5 PGE 18 15,5 13 14 lut 30 kwi 12 lip 23 wrz 4 gru 20 lut PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 29 385 28 558 28 812 29 514 29 365 EBITDA 6 791 7 895 8 375 7 327 7 546 EBIT 3 871 4 922 5 396 4 291 4 394 Zysk netto 3 211 3 936 4 345 3 237 3 111 Zysk skorygowany 3 211 3 936 4 345 3 237 3 111 EPS (PLN) 1,72 2,11 2,32 1,73 1,66 DPS (PLN) 1,83 0,86 1,00 1,00 0,86 P/E 10,5 8,6 7,8 10,4 10,8 P/BV 0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 EV/EBITDA 4,6 3,7 3,6 5,0 5,5 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.