18 paÿdziernik 2010 przemys³ energetyczny Kluczowe zmiany w polskiej energetyce ` Rekomendacja Cena Cena docelowa ENEA neutralnie 22.88 23.1 PGE neutralnie 21.66 22.8 Tauron PE kupuj 6.02 7.6 Bie ¹cy rok jest okresem zmiany nastawienia do energetyki. Dobre wyniki spó³ek po pierwszym pó³roczu, w po³¹czeniu z du ym zainteresowaniem kupuj¹cych w przetargach na zakup ENEI i Energi, œwiadcz¹ o przeniesieniu akcentów po stronie inwestorów. Jeszcze niedawno koncerny energetyczne kojarzy³y siê wy³¹cznie z gigantycznymi nak³adami inwestycyjnymi, które czekaj¹ je w kolejnych latach. Obecnie coraz czêœciej zwraca siê uwagê na dobr¹ rentownoœæ bran y oraz perspektywy regularnej dywidendy. rel. WIG PGE ENEA Tauron W oczekiwaniu na sprzeda ENEI Obecna wartoœæ rynkowa ENEI jest pochodn¹ tocz¹cych siê negocjacji ws. nabycia pakietu kontrolnego od Skarbu Pañstwa. Wed³ug doniesieñ prasowych cena transakcji mo e oscylowaæ w granicach 24-25 PLN. Poziom ten uwzglêdnia ju premiê za kontrolê spó³ki. Uwa amy, e po zakoñczeniu przetargu wycena spó³ki bêdzie utrzymywaæ siê na poziomie wynikaj¹cym z fundamentalnych czynników. Wydajemy rekomendacjê neutralnie z cen¹ docelow¹ na poziomie 23.1 PLN. wrz 09 paÿ 09 lis 09 sty 10 lut mar kwi maj 10 10 10 10 lip 10 sie 10 wrz 10 Poda akcji PGE W ostatnim czasie wyst¹pi³o kilka czynników, które zachwia³y kursem PGE. Najpierw na skutek informacji o przejêciu Energi cena wzros³a do blisko 24 PLN, nastêpnie, w zwi¹zku z niespodziewanym zbyciem 10% akcji przez MSP, kurs spad³ o ponad 10%. W d³u szym terminie finalizacja sprzeda y pakietu przez ministerstwo wp³ynie pozytywnie na wycenê, której nie bêdzie ju ograniczaæ perspektywa poda y akcji. Inaczej przedstawia siê kwestia Energi. Przejêcie mo e siê opóÿniæ w zwi¹zku ze sprzeciwem UOKiK-u. Oprócz tego PGE mo e zostaæ zmuszone do podjêcia niekorzystnych zobowi¹zañ, w celu uzyskania zgody na akwizycjê. Najtañsza spó³ka sektora Tauron jest obecnie najni ej wycenianym koncernem energetycznym na GPW. Naszym zdaniem bardzo du e wydatki inwestycyjne zapowiedziane przez spó³kê podczas IPO, przes³aniaj¹ inwestorom potencja³ zarobkowy spó³ki. Nale y wzi¹æ równie pod uwagê, e Tauron, w przeciwieñstwie do ENEI i PGE, wyraÿnie zwiêkszy³ w pierwszej po³owie roku wolumen sprzeda y energii do odbiorców koñcowych. Rekomendujemy kupowanie akcji spó³ki. Franciszek Wojtal +22 598 26 05 franciszek.wojtal@millenniumdm.pl Marcin Materna, CFA (022) 598 26 82 marcin.materna@millenniumdm.pl Przychody EBIT EBITDA Zysk brutto Zysk netto EPS CEPS BVPS P/E* P/BV* EV /EBIT* EV /EBITDA* ROE (%) ENEA 2009 7 167.3 505.6 1 167.0 653.1 513.6 1.16 2.66 21.18 19.7 1.1 15.2 6.6 5.7 2010p 8 404.3 590.1 1 243.3 682.0 552.4 1.25 2.73 22.05 18.3 1.0 13.0 6.2 5.9 2011p 9 657.0 636.7 1 354.7 723.3 585.9 1.33 2.95 22.96 17.2 1.0 12.9 6.1 6.0 PGE 2009 21 623.4 5 344.7 7 983.4 5 378.5 3 370.7 1.95 3.47 18.02 11.1 1.2 7.9 5.3 14.8 2010p 20 732.7 4 210.8 6 882.0 4 205.6 2 946.6 1.58 3.00 18.29 13.7 1.2 9.9 6.0 9.5 2011p 28 205.8 5 191.4 8 072.5 5 309.1 3 719.8 1.99 3.53 19.65 10.9 1.1 8.1 5.2 10.9 Tauron PE 2009 13 633.6 1 259.7 2 580.8 1 165.0 732.4 0.47 1.32 7.60 12.8 0.8 10.0 4.9 6.6 2010p 14 679.1 1 441.3 2 823.4 1 342.5 1 033.1 0.59 1.38 8.30 10.2 0.7 7.8 4.0 8.7 2011p 18 297.4 1 252.7 2 702.6 1 209.6 930.8 0.53 1.36 8.66 11.3 0.7 9.2 4.3 6.4 p - prognozy skonsolidowane Millennium DM, mln PLN Informacje dotycz¹ce powi¹zañ Millennium DM ze spó³k¹, bêd¹c¹ przedmiotem niniejszego raportu oraz pozosta³e informacje, wymagane przez Rozporz¹dzenie RM z dnia 19.X.2005 roku umieszczone zosta³y na ostatniej stronie raportu.
Enea Enea jest jednym z czterech koncernów wydzielonych w procesie konsolidacji polskiej bran y energetycznej w latach 2006-2008. Spó³ka prowadzi zintegrowan¹ dzia³alnoœæ w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, dystrybucji oraz sprzeda y na rynku hurtowym i dla odbiorców koñcowych. Podstawowym obszarem funkcjonowania grupy jest teren pó³nocno-zachodniej Polski. Porównanie koncernów energetycznych w Polsce PGE Tauron ENEA ENERGA Sprzeda do odbiorców koñcowych 30 TWh 30.4 TWh 16.8 TWh 16.5 TWh Dystrybucja do odbiorców koñcowych 30 TWh 30.9 TWh 16.5 TWh 18.9 TWh Produkcja energii elektrycznej 53.8 TWh 18.2 TWh 11.5 TWh 4.2 TWh Moc zainstalowana 12.4 GW 5.4 GW 2.9 GW 1.2 GW Liczba klientów 5.0 mln 4.0 mln 2.3 mln 2.8 mln ród³o: Memorandum Informacyjne PGE, ENEA Historia Spó³ka powsta³a na skutek konsolidacji podmiotów powsta³ych na pocz¹tku lat 90-tych, dziêki realizacji strategii restrukturyzacji bran y energetycznej. W 1993 roku powo³ano do ycia jednoosobowe spó³ki Skarbu Pañstwa: Energetyka Poznañska SA, Energetyka Szczeciñska SA, Zak³ad Energetyczny Gorzów SA, Zielonogórskie Zak³ady Energetyczne SA oraz Zak³ad Energetyczny Bydgoszcz SA. Na pocz¹tku 2003 roku, na mocy decyzji Ministerstwa Skarbu, Energetyka Poznañska przejê³a pozosta³e przedsiêbiorstwa i zmieni³a nazwê na Grupa Energetyczna ENEA SA. W 2006 roku zosta³a zawi¹zana spó³ka ENEA Operator, która przejê³a na siebie maj¹tek dystrybucyjny. Rok póÿniej zosta³a uformowana ostateczna struktura grupy na skutek przejêcia od Skarbu Pañstwa Elektrowni Kozienice. Struktura W sk³ad grupy wchodzi, obok jednostki dominuj¹cej, 28 spó³ek zale nych, stowarzyszonych i wspó³kontrolowanych. Podstawowa dzia³alnoœæ koncentruje siê w trzech podmiotach: Enea SA - obrót energi¹ elektryczn¹ Enea Operator sp. z o.o. - dystrybucja energii elektrycznej Elektrownia "Kozienice" SA - wytwarzanie energii elektrycznej i ciep³a skojarzonego Wœród pozosta³ych spó³ek, do najistotniejszych nale ¹: Elektrownie Wodne - firma grupuj¹ca 20 elektrowni wodnych o ³¹cznej mocy 56MW BHU - handel urz¹dzeniami, sprzêtem i materia³ami elektroenergetycznymi ENERGOBUD - projektowanie, budowa, modernizacja i remonty sieci elektroenergetycznych 2
Eneos - prace konserwacyjne i modernizacyjne w zakresie oœwietlenia ulicznego w aglomeracji szczeciñskiej i poznañskiej Auto-Styl - autoryzowany dealer SEAT-a, Volkswagena i Gazeli w Zielonej Górze Segment wytwarzania energii elektrycznej ENEA posiada 2.936 MW mocy wytwórczych, z czego 2.880 przypada na Elektrowniê Kozienice, a 56 MW na Elektrownie Wodne. W ostatnich latach ³¹czna produkcja energii elektrycznej wynosi³a 11.2-11.6 TWh rocznie. Przychody segmentu wynios³y w ubieg³ym roku 2.38 mld PLN. Obszar wytwarzania charakteryzuje siê, na tle pozosta³ych segmentów, wysok¹ mar ¹ operacyjn¹. Przychody i mar a operacyjna segmentu wytwarzanie 2500 10.0% 9.0% 2000 8.0% 7.0% 1500 6.0% 5.0% 1000 4.0% 3.0% 500 2.0% 0 2007 2008 2009* przychody (mln PLN) mar a operacyjna (%) 1.0% 0.0% ród³o: Enea S.A. * dane pro forma Elektrownia Kozienice Elektrownia Kozienice zlokalizowana jest na lewym brzegu Wis³y, 75 km na po³udnie od Warszawy. Moc wytwórcza elektrowni wynosi, 2.880 MWe, co czyni z niej najwiêksz¹ elektrowni¹ opalan¹ wêglem kamiennym w Polsce. Roczny potencja³ wytwórczy wynosi 15.0 TWh brutto i 14.1 TWh netto. Zak³ad wytwarza równie niewielkie iloœci ciep³a. Osi¹galna moc termiczna wynosi 266 MWt. Elektrownia Kozienice jest elektrowni¹ systemow¹, co oznacza, e operator systemu przesy³owego mo e dysponowaæ wykorzystaniem jej mocy wytwórczych na zasadach okreœlonych w Prawie Energetycznym. 3
Produkcja energii elektrycznej w Elektrowni Kozienice 14 12 10 8 6 4 2 0 2005 2006 2007 2008 2009 H1 2010 produkcja brutto (TWh) produkcja netto (TWh) ród³o: ENEA Elektrownia Kozienice wytworzy³a w 2009 roku 11.4 TWh energii elektrycznej netto (12.1 TWh brutto), co jest wynikiem o 2.8% lepszym ni w 2008 roku. Produkcja odbywa siê w oœmiu blokach o mocy 200-225 MW oraz dwóch blokach o mocy 500 MW. Mniejsze instalacje zosta³y wybudowane w latach 1972-1975 i s¹ w znacznym stopniu wyeksploatowane. Dziêki pracom modernizacyjnym przeprowadzonym w latach 90, ywotnoœæ bloków zosta³a wyd³u ona, niemniej w ci¹gu nastêpnych oœmiu lat rozpocznie siê proces wycofywania kolejnych jednostek wytwórczych. W lepszym stanie s¹ dwa bloki o mocy 500 MW. Ich uruchomienie równie nast¹pi³o w latach 70-tych, jednak stopieñ ich eksploatacji by³ znacznie mniejszy. Czas pracy od momentu uruchomienia bloków 500 MW jest o oko³o 40% mniejszy od czasu pracy jednostek o mocy 200 MW. Mo na szacowaæ, e przy zachowaniu dotychczasowego stopnia wykorzystania, jednostki te bêd¹ pracowaæ przynajmniej kolejne 20 lat. WskaŸniki eksploatacyjne bloków energetycznych w 2009r. Kozienice 200 MW Polska - bloki 200 MW* Kozienice 500 MW liczba 8 45 2 wsk. dyspozycyjnoœci 92.5% 89.5% 81.7% wsk. wykorzystania mocy 55.7% 50.7% 40.9% wsk. u ytkowania mocy 72.6% 73.8% 76.8% wsk. awaryjnoœci 1.5% 2.4% 3.4% ród³o: ARE * dane dla bloków opalanych wêglem kamiennym Na tle innych bloków energetycznych w Polsce, jednostki o mocy 200 MW prezentuj¹ siê lepiej ni przeciêtna. WskaŸnik wykorzystania mocy, który pokazuje stosunek wytwarzania brutto do teoretycznej produkcji przy maksymalnej eksploatacji bloku, jest wy szy od œredniej dla wszystkich jednostek o 5 p.p. Równie wskaÿniki dyspozycyjnoœci oraz awaryjnoœci prezentuj¹ siê lepiej w przypadku Elektrowni Kozienice. 4
Obecnie Elektrownia Kozienice jest we wstêpnej fazie realizacji budowy nowego bloku o mocy osi¹galnej 1000 MW. Inwestycja zostanie zakoñczona najpóÿniej do 2016 roku. Nowa jednostka bêdzie mia³a parametry nadkrytyczne, czyli bêdzie mia³a wiêksz¹ sprawnoœæ przerabiania energii chemicznej paliwa na energiê elektryczn¹. Dla elektrowni oznacza to nie tylko mniejsze zu ycie paliwa w przeliczeniu na MWh, ale równie mniejsz¹ emisyjnoœæ dwutlenku wêgla. Enea ma równie wstêpny plan budowy w Kozienicach jeszcze jednego bloku 1.000 MW. Paliwo Podstawowym paliwem zu ywanym w elektrowni jest wêgiel kamienny. G³ównym dostawc¹ wêgla jest Lubelski Wêgiel "Bogdanka", który dostarczy³ w 2009 roku 2.6 mln ton surowca, co stanowi³o 52% ³¹cznego zu ycia. Du y udzia³ jednego podmiotu w dostawach, wynika z bliskiej odleg³oœci kopalni do elektrowni. Pozosta³ymi dostawcami s¹ œl¹skie spó³ki KHW, JSW i KW. W celu optymalizacji kosztów transportu, najlepsz¹ sytuacj¹ dla Enei by³oby sprowadzanie surowca wy³¹cznie z Bogdanki, jednak takie rozwi¹zanie jest niemo liwe, w zwi¹zku z du ¹ zawartoœci¹ siarki lubelskiego wêgla. Obecnie negocjowane s¹ z kopalniami nowe umowy, które maj¹ zapewniæ dostawy paliwa dla nowego bloku energetycznego. Od 2008 roku w elektrowni dzia³a instalacja do wspó³spalania biomasy. W 2009 roku spalono 117 tys. ton biomasy dziêki czemu spó³ka uzyska³a 210 tys. œwiadectw pochodzenia wytworzenia energii ze Ÿróde³ odnawialnych. W 2010r. spalanie biomasy utrzyma siê na poziomie 120 tys. ton. Emisja zanieczyszczeñ i CO2 Niezwykle istotn¹ kwesti¹ dla elektrowni wêglowych jest kwestia emisji zanieczyszczeñ i gazów cieplarnianych, oraz przyznanych uprawnieñ do emisji. W 2009 roku Elektrownia Kozienice wyemitowa³a do atmosfery 10.8 mln ton CO2, podczas gdy limit przyznanych uprawnieñ wyniós³ 9.7 mln ton. Deficyt posiadanych praw jest obecnie nieznaczny, lecz od 2013 roku limit bêdzie siê systematycznie zmniejsza³, zmuszaj¹c spó³kê do ponoszenia wiêkszych kosztów. W miêdzyczasie dodatkowo niekorzystny wp³yw bêdzie mia³o uruchomienie nowego bloku 1000 MW, który nie otrzyma adnych praw do emisji. Na tle konkurentów sytuacja Enei jest dobra. Emisyjnoœæ wytwarzania wynosi oko³o 0.88 t/mwh, podczas gdy œrednia dla Polski jest zbli ona do 0.97 t/mwh. Nowy blok w Kozienicach bêdzie mia³ lepsz¹ sprawnoœæ, w zwi¹zku z czym emisyjnoœæ elektrowni spadnie po 2016r. do 0.82-0.83 t/mwh. W przypadku zarówno PGE, jak i Grupy Tauron wskaÿnik ten przekracza jeden. Ni sza emisyjnoœæ od œredniej ogólnokrajowej mo e doprowadziæ do tego, e Enea skorzysta na obni aniu limitów emisji. Jeœli producentom energii uda³oby siê w ca³oœci przerzuciæ dodatkowe koszty na odbiorców koñcowych, mar a operacyjna Enei uleg³aby polepszeniu. Obok kwestii gazów cieplarnianych, polityka UE stawia przed elektrowniami wymagania w zakresie ograniczenia emisji dwutlenku siarki, tlenków azotu, oraz py³ów. W celu dostosowania produkcji do odpowiednich dyrektyw Enea bêdzie musia³a ponieœæ do 2015r. nak³ady inwestycyjne na instalacjê odsiarczania i katalitycznego odazotowania. Kontrakty d³ugoterminowe W celu uzyskania przez polskie elektrownie zdolnoœci kredytowej niezbêdnej do przeprowadzenia koniecznych inwestycji, w po³owie lat 90-tych zosta³a wymyœlona formu³a kontraktów d³ugoterminowych (KDT). Na ich podstawie wytwórcy mieli zagwarantowany zbyt okreœlonych iloœci energii po cenach wy szych od rynkowych. Po wst¹pieniu do UE Komisja Europejska stwierdzi³a, e KDT stanowi¹ formê niedozwolonej pomocy publicznej i nakaza³a ich rozwi¹zanie. Pocz¹wszy od 1 kwietnia 2008r. kontrakty zosta³y rozwi¹zane. W zwi¹zku z przedterminowym rozwi¹zaniem umów, poszczególne elektrownie zosta³y uprawnione do otrzymania rekompensat z tytu³u ponoszenia kosztów osieroconych. W tej grupie wytwórców znalaz³a siê Elektrownia Kozienice, której przyznano rekompensaty w maksymalnej kwocie 623.6 mln PLN. 5
W 2008 roku ENEA rozpozna³a przychody z tytu³u rekompensat w wysokoœci 81 mln PLN. Jednak w lipcu 2008r. prezes URE skorygowa³ w dó³ wysokoœæ zaliczek nale nych spó³ce do kwoty 3.6 mln PLN. ENEA, nie godz¹c siê z interpretacj¹ przepisów przez URE, zaskar y³a decyzjê do S¹du Okrêgowego w Warszawie, a nastêpnie do S¹du Apelacyjnego. Do tej pory spór nie zosta³ rozstrzygniêty. W miêdzyczasie zarz¹d spó³ki, w zwi¹zku z niewyjaœnion¹ sytuacj¹ rekompensat, zmniejszy³ przychody ze sprzeda y za 2009 rok o ca³¹ kwotê ró nicy pomiêdzy rozpoznanymi przychodami, a faktycznie uznanymi przez prezesa URE (77.4 mln PLN), oraz postanowi³ nie ksiêgowaæ kolejnych wp³ywów z tego tytu³u do czasu og³oszenia wyroku. W przypadku gdyby s¹d zaakceptowa³ sposób liczenia rekompensat stosowany przez Eneê, przychody spó³ki zwiêkszy³yby siê o 111.1 mln PLN w 2009 roku i 78.6 mln PLN w 2010r. Wycena nie uwzglêdnia tych kwot przy wyliczaniu wartoœci akcji. W przypadku uznania roszczeñ wartoœæ akcji wzros³aby o 0.6 PLN. Odnawialne ród³a Energii W ramach grupy kapita³owej obszarem energii odnawialnej zajmuje siê spó³ka Elektrownie Wodne, która jest operatorem 20 elektrowni o ³¹cznej mocy 57 MW. W 2009 roku spó³ka wytworzy³a 124 GWh energii elektrycznej i otrzyma³a 126 tys. "zielonych" certyfikatów. W najbli szych latach spó³ka zamierza intensywnie inwestowaæ w budowê farm wiatrowych oraz biogazowni. Ju w latach 2010-2011 Enea zamierza uzyskaæ 15.3 MWe mocy biogazowych, które stopniowo zostan¹ rozbudowane do 150 MW w 2020r. W zakresie energii wiatrowej, spó³ka chcia³aby wybudowaæ w ci¹gu dziesiêciu lat FW o ³¹cznej mocy 350-450 MW. W zwi¹zku z trudnoœciami napotykanymi podczas realizacji projektów wiatrowych, Enea nie podaje szczegó³owego harmonogramu ponoszenia wydatków oraz oddawania nowych instalacji do u ytku. Z tego powodu nasza prognoza wyników nie uwzglêdnia tych inwestycji. Dystrybucja Enea œwiadczy us³ugi dystrybucji energii elektrycznej w pó³nocno-zachodniej Polsce na obszarze stanowi¹cym oko³o 20% powierzchni kraju. Na maj¹tek segmentu sk³ada siê 126 tys. km linii energetycznych oraz 34.4 tys. stacji elektroenergetycznych. Enea obs³uguje w zakresie dystrybucji 2.3 mln klientów. Przychody i mar a operacyjna segmentu dystrybucja 2320 2300 2280 2260 2240 2220 2200 2180 2160 2140 2007 2008 2009 przychody (mln PLN) mar a operacyjna (%) 7.0% 6.0% 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% ród³o: Enea S.A. 6
Maj¹tek dystrybucyjny Infrastrukturê dystrybucyjn¹ Enei tworz¹ linie wysokiego, œredniego i niskiego napiêcia oraz stacje elektroenergetyczne. Ponad 50% sieci ma ponad 30 lat i wymaga gruntownej modernizacji. Wiek linii przek³ada siê na wielkoœæ strat sieciowych, obni aj¹c rentownoœæ dystrybucji. W W 2007 roku straty sieciowe Enei wynios³y 1.9 TWh, czyli 10% ³¹cznego wolumenu segmentu. By³ to wynik gorszy ni przeciêtna dla ³¹cznych strat sieciowych w Polsce, które zamknê³y siê na poziomie 9.1%. W celu modernizacji maj¹tku dystrybucyjnego Enea zamierza wydaæ do 2020r. 7.4 mld PLN. Poziom strat sieciowych OSD 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Enea Operator Enion EnergiaPro 1 Lubzel Dystrybucja ZE Dystrybucja RZE Dystrybucja ZEB Dystrybucja ZE T ZEW-T Dystrybucja ZEORK Dystrybucja ZKE Dystrybucja ród³o: ENEA, PGE, Tauron Taryfy Skala wydatków, które nale y ponieœæ w celu stworzenia infrastruktury elektroenergetycznej, jest tak du a, e nie ma ekonomicznych przes³anek uzasadniaj¹cych tworzenie konkurencyjnych sieci na tym samym obszarze. Monopolistyczna pozycja operatora systemu dystrybucji jest kontrolowana poprzez zatwierdzanie taryf dla wszystkich grup klientów przez Urz¹d Regulacji Energetyki. Prezes URE przy ustalaniu taryf bierze pod uwagê koszty operacyjne, planowane inwestycje oraz stopê zwrotu z kapita³u dystrybutora, która wyliczana jako iloczyn wartoœci regulowanej aktywów (WRA) oraz ustalanej co roku œredniej wa onej stopy zwrotu (WACC). W bie ¹cym roku sytuacja dystrybutorów energii elektrycznej uleg³a znacz¹cej poprawie, poniewa prezes URE postanowi³ zrównaæ WRA z rzeczywist¹ wartoœci¹ maj¹tku. W przypadku Enei oznacza to wzrost WRA z poziomu 1.9 mld PLN do 5.5 mld PLN. Uwzglêdniaj¹c tegoroczn¹ stopê WACC, zysk operacyjny segmentu powinien wynieœæ w 2010 roku 576.9 mln PLN, czyli ponad czterokrotnie wiêcej ni w rok wczeœniej. W bie ¹cym roku Enea nie bêdzie jeszcze mia³a tak wysokiego zysku, w zwi¹zku z okresem przejœciowym wprowadzonym przez URE, który ogranicza coroczny wzrost mar y EBIT do 1.5 p.p. oraz mniejsz¹ efektywnoœci¹ kosztow¹ spó³ki, w stosunku do uwzglêdnianej w modelu. Niemniej w przeci¹gu najbli szych lat zysk operacyjny Enea Operator bêdzie stopniowo dochodzi³ do wartoœci wyznaczonej równaniem WRA*WACC. 7
Elementy do kalkulacji taryfy Enea Operator w latach 2007-2010 rok 2007 2008 2009 2010 WRA (tys. PLN) 2 001 701 1 870 107 1 949 387 5 484 775 WACC (%) 10.04 9.847 10.406 10.519 zwrot z kapita³u (tys. PLN) 200 971 187 149 214 121 293 136 zysk operacyjny segmentu (tys. PLN) 75 983 69 121 140 755 - ród³o: Enea SA Obrót energi¹ elektryczn¹ Enea sprzedaje energiê elektryczn¹ dla ponad 2.3 mln klientów, z czego oko³o 2 mln to klienci indywidualni, a 300 tys. to klienci biznesowi. Czêœæ obrotu segmentu jest generowana na rynku hurtowym. W 2009 roku spó³ka sprzeda³a ³¹cznie 20.6 TWh energii, w tym 16.8 TWh trafi³o do odbiorców koñcowych. Przychody i mar a operacyjna segmentu obrotu 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2007 2008 2009 przychody (mln PLN) mar a operacyjna (%) 7.0% 6.0% 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% ród³o: Enea S.A. Taryfy W Polsce ceny energii elektrycznej zosta³y uwolnione w 2008 roku za wyj¹tkiem sprzeda y do gospodarstw domowych, w przypadku których taryfy s¹ przedk³adane do zatwierdzenie prezesowi URE. Docelowo URE zamierza uwolniæ sprzeda równie w tym obszarze, lecz dopiero po spe³nieniu siê trzech g³ównych warunków: funkcjonowania p³ynnego obrotu hurtowego, który bêdzie obiektywnie wycenia³ energiê elektryczn¹, wprowadzenia ochrony dla najubo szych klientów, oraz wzmocnienie mo liwoœci oddzia³ywania URE na du e koncerny energetyczne. Tymczasem ceny energii dla odbiorców koñcowych nie odzwierciedlaj¹ warunków rynkowych. Firmy energetyczne rekompensuj¹ sobie zbyt niskie taryfy dla gospodarstw domowych, sztucznie utrzymywane przez urz¹d, zawy aniem stawek dla odbiorców biznesowych. 8
Podzia³ sprzeda y wg poszczególnych grup taryfowych G 26% A 12% B 40% C 22% ród³o: ENEA S.A. TPA Od 2004 roku w Polsce obowi¹zuje zasada swobodnego wyboru sprzedawcy (TPA-third party access). Na podstawie tej zasady wszyscy odbiorcy maj¹ prawo do wyboru dowolnego sprzedawcy energii elektrycznej, niezale nie od Operatora Systemu Dystrybucji, do którego s¹ pod³¹czeni. Enea systematycznie zwiêksza wolumen sprzeda y do odbiorców koñcowych na podstawie TPA. W 2009 roku wolumen obrotu z tego tytu³u wyniós³ 1.1 TWh, co stanowi³o 9.3% udzia³ w rynku. Sprzeda energii w ramach TPA (GWh) 1200 1000 800 600 400 200 0 2005 2006 2007 2008 2009 ród³o: ENEA S.A. 9
Pozosta³a dzia³alnoœæ Do segmentu pozosta³ej dzia³alnoœci Enea zalicza spó³ki zajmuj¹ce siê: budow¹, rozbudow¹, modernizacj¹ i remontami sieci i urz¹dzeñ energetycznych projektowaniem, konstruowaniem, produkcj¹ i sprzeda ¹ urz¹dzeñ i aparatury elektrycznej œwiadczeniem us³ug zwi¹zanych z konserwacj¹ oœwietlenia ulicznego i sieci niskiego napiêcia œwiadczeniem us³ug transportowych dzia³alnoœci¹ socjaln¹ W przychodach segmentu dominuje sprzeda wewn¹trzgrupowa. Przychody i mar a operacyjna pozosta³ej dzia³alnoœci 800 780 760 740 720 700 680 660 640 620 2007 2008 2009 przychody (mln PLN) mar a operacyjna (%) 6.0% 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% ród³o: Enea S.A. 10
Koszty operacyjne Struktura kosztów wg rodzaju 29% 8% 19% 2% 10% 17% Amortyzacja Zu ycie materia³ów i energii Wartoœæ sprzedanych materia³ów inne us³ugi obce Podatki i op³aty 4% 8% 3% Zu ycie materia³ów i Towarów Premia od dostawców Us³ugi przesy³owe koszty œwiadczeñ pracowniczych wartoœæ zakupionej energii na potrzeby sprzeda y ród³o: ENEA S.A. W strukturze kosztów grupy dominuje koszt zakupu energii na potrzeby dalszej sprzeda y. W³asne wytwarzanie stanowi 68.6% energii sprzedanej odbiorcom koñcowym i 55.9% ³¹cznego wolumenu uwzglêdniaj¹cego obrót hurtowy. Deficyt jest zaspokajany poprzez umowy dwustronne, handel na gie³dzie TGE oraz na rynku bilansuj¹cym. Drug¹ pozycj¹ jest zakup materia³ów i energii, w której dominuje koszt wêgla kamiennego. Na kolejnej pozycji znajduj¹ siê us³ugi obce, w których najwa niejszym elementem s¹ op³aty za us³ugi przesy³owe œwiadczone przez PSE. Istotnym kosztem s¹ równie op³aty dla PKP Cargo za transport wêgla do elektrowni. Wa nym elementem kosztów operacyjnych s¹ œwiadczenia pracownicze. W Enei zatrudnionych jest 10.2 tys. osób. Najbardziej pracoch³onnym segmentem jest dystrybucja, w której pracuje 55% za³ogi. Obszar wytwarzania zatrudnia 2.5 tys. pracowników. Blisko 70% kadry zrzeszona jest w zwi¹zkach zawodowych, których pozycja jest bardzo silna w bran y energetycznej. Na mocy porozumieñ ze zwi¹zkami, pracownicy Enei posiadaj¹ gwarancjê zatrudnienia, która koñczy siê w latach 2018-2019. Inwestycje Po analizie sytuacji i trendów na rynku energetycznym, zarz¹d Enei opracowa³ 10-letni¹ strategiê rozwoju grupy, która okreœla plan inwestycyjny spó³ki do 2020r. Spó³ka zamierza wydaæ w tym okresie ³¹cznie 18.7 mld PLN, z czego 34.4% przypadnie na segment dystrybucji, 39.4% na wytwarzanie i 26.2% na odnawialne Ÿród³a energii i wytwarzanie w kogeneracji. Najwiêksz¹ pojedyncz¹ inwestycj¹ bêdzie budowa nowego bloku energetycznego 1.000 MW w Elektrowni Kozienice. ¹czny koszt instalacji szacujemy na ok. 5.2 mld PLN. Obecnie przeprowadzany jest przetarg, który wy³oni wykonawcê budowy. Wœród firm, które z³o y³y oferty, znajduje siê m.in. konsorcjum Polimeksu i Hitach, PBG i Alstom Power, oraz Mostostal Warszawa. Rozstrzygniêcie przetargu nast¹pi w III kw. 2011r., a termin ukoñczenia budowy zosta³ ustalony na 2015r. 11
Prognozowane wydatki inwestycyjne w latach 2010-2019 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 ród³o: ENEA S.A. Do pozosta³ych inwestycji w segmencie wytwarzania nale y dostosowanie emisji gazów do zaostrzaj¹cych siê wymogów dotycz¹cych ochrony œrodowiska. W ramach tego projektu Enea zainwestuje w modernizacjê elektrofiltrów oraz budowê instalacji katalicznego odazotowania spalin. W obszarze odnawialnych Ÿróde³ energii plan inwestycyjny Enei jest najmniej sprecyzowany i stabilny. W raporcie za 2009 roku spó³ka deklarowa³a, e ³¹czne nak³ady w ten segment wynios¹ ponad 8 mld PLN, lecz w raporcie pó³rocznym kwota ta zmala³a do 4.9 mld PLN. Najwiêksze inwestycje w energetykê odnawialn¹ bêd¹ dotyczyæ farm wiatrowych. Enea planuje dysponowaæ do 2020r. FW o ³¹cznej mocy 250-350 MW. Drugim filarem OZE jest budowa elektrowni biogazowych. Do 2012 roku grupa planuje zbudowaæ 10 jednostek tego typu o ³¹cznej mocy 14.4 MW. Docelowo moce tych instalacji maj¹ wynosiæ w 2020r. 40-60 MW. W naszych prognozach nie uwzglêdniamy inwestycji w farmy wiatrowo, z powodu braku harmonogramu realizacji poszczególnych projektów. Znacz¹c¹ pozycj¹ inwestycyjn¹ jest modernizacja infrastruktury dystrybucyjnej, oraz wydatki na przy³¹czanie do sieci odnawialnych Ÿróde³ energii. W ci¹gu 10 lat Enea planuje przeznaczyæ na ten cel 6.4 mld PLN. Dziêki inwestycjom koncern zmniejszy poziom strat sieciowych. Oprócz projektów zawartych w strategii, zarz¹d rozwa a równie postawienie drugiego bloku 1.000 MW w Kozienicach, oraz budowê elektrowni atomowej. Z powodu hipotetycznego charakteru obu inwestycji, nie s¹ one uwzglêdnione w naszych prognozach. Sprzeda akcji przez Skarb Pañstwa MSP jest obecnie na etapie finalizacji przetargu ws. sprzeda y udzia³u 51% akcji Enei. Resort prowadzi rozmowy z trzema podmiotami, które z³o y³y najlepsze oferty, a zamkniêcie transakcji planowane jest na koniec bie ¹cego roku. Sprzeda akcji przez Skarb Pañstwa wp³ywa pozytywnie na wycenê spó³ki. Podmiot, który wygra przetarg, bêdzie zobowi¹zany do og³oszenia wezwania na zakup akcji po cenie wynegocjowanej z MSP. Wezwanie umo liwi inwestorowi zwiêkszenie zaanga owania do 66%. Wed³ug nieoficjalnych informacji cena mo e zostaæ ustalona na poziomie zbli onym do 25 PLN za walor. 12
Akcjonariat Do czasu zrealizowania sprzeda y akcji przez ministerstwo, Skarb Pañstwa pozostaje najwiêkszym akcjonariuszem Enei z udzia³em 60.43%. Ten pakiet zawiera akcje przys³uguj¹ce pracownikom spó³ki, stanowi¹ce ³¹cznie 9.43% kapita³u zak³adowego. Drugim udzia³owcem grupy jest Vattenfall AB, który posiada 18.67% akcji. Pocz¹tkowo szwedzki koncern by³ kandydatem do objêcia kontroli nad grup¹, jednak ostatecznie wycofa³ siê z tych planów. Wed³ug ostatnich zapowiedzi Vattenfall mo e sprzedaæ swoje aktywa w Polsce w ci¹gu najbli szych 2-3 lat. Akcjonariat ENEA S.A. pozostali akcjonariusze Vattenfall AB Skarb Pañstwa ród³o: ENEA S.A. Wyniki w drugim kwartale W drugim kwartale 2010r. sprzeda netto Enei wynios³a 1.9 mld PLN, wobec 1.7 mld PLN w ubieg³ym roku (+11.1%). Najwiêkszy udzia³ we wzroœcie przychodów mia³ segment dystrybucji, którego obroty wzros³y o 16% r/r. Du a dynamika obszaru jest wynikiem zmiany sposobu ustalania taryf OSD przez prezesa URE. Sprzeda w pozosta³ych segmentach by³a zbli ona do wyników zesz³orocznych. Spadek o 21% zanotowa³y wy³¹czenia wewn¹trzgrupowe, co jest wynikiem wiêkszego udzia³u sprzeda y zewnêtrznej w Elektrowni Kozienice, na skutek wprowadzenia obowi¹zku handlu energi¹ na gie³dzie od 9.08.2010r. Przychody poszczególnych segmentów w kolejnych kwarta³ach (mln PLN) 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Q1 2008 Q2 2008 Q3 2008 Q4 2008 Q1 2009 Q2 2009 Q3 2009 Q4 2009 Q1 2010 Q2 2010 obrót dystrybucja wytwarzanie pozosta³e ród³o: ENEA S.A. 13
W okresie od kwietnia do czerwca Enea sprzeda³a odbiorcom koñcowym 4.04 TWh energii elektrycznej (+1.7% r/r). Wytwarzanie brutto w Elektrowni Kozienice wynios³o 2.9 TWh i by³o zbli one do wyniku z 2009r. (-0.7% r/r). Sprzeda energii odbiorcom koñcowym i produkcja brutto w kolejncyh kwarta³ach 4.5 4 3.5 3 2.5 2 Q1 2009 Q2 2009 Q3 2009 Q4 2009 Q1 2010 Q2 2010 sprzeda energii odbiorcom koñcowym (TWh) produkcja energii brutto (TWh) ród³o: ENEA S.A. Ostatni kwarta³ grupa zamknê³a zyskiem operacyjnym na poziomie 167.0 mln PLN, oraz zyskiem netto w wysokoœci 145.9 mln PLN. S¹ to wyniki gorsze od zesz³ego roku o odpowiednio 16.7% i 23.3%. Spadek zysku jest przede wszystkim wynikiem pogorszenia mar y w segmencie wytwarzania. Pod wzglêdem kosztów wg rodzaju, najwiêkszy wp³yw na pogorszenie rentownoœci mia³ wzrost œwiadczeñ pracowniczych o 29.4%, w zwi¹zku z ustanowieniem rezerw na nagrody jubileuszowe i ekwiwalent energetyczny. Mar e EBIT, EBITDA i netto w poszczególnych kwarta³ach 25% 20% 15% 10% 5% 0% Q1 2008 Q2 2008 Q3 2008 Q4 2008 Q1 2009 Q2 2009 Q3 2009 Q4 2009 Q1 2010 Q2 2010 mar a operacyjna mar a EBITDA mar a netto ród³o: ENEA S.A. 14
Prognozy na III kwarta³ W III kwartale na przychody ENEI bêdzie mia³ du y wp³yw obowi¹zek sprzeda y energii na gie³dzie narzucony od 9 sierpnia na elektrownie otrzymuj¹ce rekompensaty KDT. Nowe regulacje zmniejsz¹ obroty miêdzysegmentowe, oraz zwiêksz¹ zakup energii na rynku hurtowym. W skali r/r oczekujemy pogorszenia wyników operacyjnych, lecz w zwi¹zku z tym, e w III kwartale zesz³ego roku spó³ka dokona³a korekty ujêcie korekty KDT na kwotê 77.4 mln PLN, zysk bêdzie wiêkszy. Prognozy wyników kwartalnych IIIQ'09 IIQ'10 IIIQ'10 % r/r Przychody 1 647.5 1 896.4 2 072.2 25.8% EBITDA 15.4 167.0 90.8 488.0% EBIT 178.8 328.3 253.5 41.8% Zysk netto 54.9 145.8 82.8 50.8% Mar e Mar a EBITDA 0.9% 8.8% 4.4% Mar a EBIT 10.8% 17.3% 12.2% Mar a netto 3.3% 7.7% 4.0% 15
Wycena Wycenê ENEI przeprowadziliœmy w oparciu o metodê DCF (zdyskontowanych przep³ywów pieniê nych) i metodê porównawcz¹. Na podstawie metody DCF uzyskaliœmy wartoœæ spó³ki na poziomie 11.7 mld PLN, czyli 26.5 PLN na akcjê. U ywaj¹c metody porównawczej do spó³ek z bran y energetycznej wyceniliœmy spó³kê na 7.9 mld PLN (18.0 PLN na akcjê). Metodzie DCF, jako metodzie g³ównej przypisujemy wagê 60%, a metodzie porównawczej wagê 40%. Podsumowanie wyceny Metoda wyceny Wycena na 1 akcjê Wycena (mln PLN) (PLN) Wycena DCF 11700 26.5 Wycena porównawcza do zagranicznych spó³ek 7938 18.0 Wycena spó³ki 10195 23.1 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Wycena DCF Do wyceny metod¹ DCF przyjêliœmy m.in. nastêpuj¹ce za³o enia: W okresie prognozy zak³¹damy realizacjê budowy jednego bloku 1 GW w Elektrowni Kozienice. Z powodu braku harmonogramu realizacji inwestycji w farmy wiatrowe, ich budowa nie jest uwzglêdniana w wycenie. stopniowy wzrost ceny EUA do poziomu 17.1 EUR w 2013r., 20.0 EUR w 2016r. i 22.8 EUR w 2019r. Wzrost cen energii pokrywaj¹cy w ca³oœci dodatkowe koszty zwi¹zane z zakupem EUA, przy za³o eniu spadku iloœci przyznawanych uprawnieñ do 70% w 2013r. i spadku o 10% w kolejnych latach. Kontynuacja mechanizmów wsparcia dla OZE (po 2017 roku) i kogeneracji (po 2012 roku) Wolne przep³ywy gotówkowe obliczyliœmy na podstawie naszych prognoz wyników dla spó³ki za okres 2010-2019 Do oszacowania stopy wolnej od ryzyka w kolejnych latach prognozy u yliœmy rentownoœci obligacji skarbowych D³ugoterminowa stopa wolna od ryzyka po 2019 roku na poziomie 5.0% Premia rynkowa za ryzyko równa 5.0% Wspó³czynnik beta na poziomie 1.0 Ustaliliœmy stopê wzrostu wolnych przep³ywów pieniê nych po roku 2019 na 2.0% 16
Wycena spó³ki metod¹ DCF (mln PLN) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 <2019 Sprzeda 8 404 9 657 10 540 11 509 12 041 12 587 14 884 15 569 15 760 16 504 Stopa podatkowa (T) 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% EBIT (1-T) 478 516 714 771 755 674 1 506 1 581 1 490 1 568 Amortyzacja 653 718 827 930 983 1 082 1 144 1 131 1 120 1 117 Inwestycje -975-1 617-2 653-1 639-1 641-2 851-1 038-1 033-967 -1 172 Zmiana kap.obrotowego -41-41 -29-32 -17-18 -76-22 -6-24 FCF 114 (424) (1 140) 30 81 (1 113) 1 537 1 657 1 636 1 488 19 817 Zmiana FCF - 169% - 165% - - 8% -1% -9% 2% D³ug/Kapita³ 1.4% 1.3% 1.3% 1.2% 1.2% 8.6% 7.8% 7.3% 6.9% 6.4% 6.6% Stopa wolna od ryzyka 4.3% 4.6% 4.8% 5.0% 5.1% 5.2% 5.3% 5.3% 5.4% 5.4% 5.0% Premia kredytowa 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% Premia rynkowa 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% Beta 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 Koszt d³ugu 4.3% 4.6% 4.7% 4.9% 5.0% 5.0% 5.1% 5.1% 5.1% 5.2% 4.9% Koszt kapita³u 9.3% 9.6% 9.8% 10.0% 10.1% 10.2% 10.3% 10.3% 10.4% 10.4% 10.0% WACC 9.2% 9.6% 9.8% 10.0% 10.1% 9.8% 9.9% 10.0% 10.0% 10.1% 9.7% PV (FCF) 113 (381) (932) 22 54 (688) 860 839 751 617 8216 Wartoœæ DCF (mln PLN) 9 470 w tym wartoœæ rezydualna 8 216 (D³ug) Gotówka netto 2 398 Wyp³acona dywidenda -168 Wycena DCF (mln PLN) 11 700 Liczba akcji (mln) 441.4 Wycena 1 akcji (PLN) 26.5 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. Ze wzglêdu na du y wp³yw zarówno rezydualnej stopy wzrostu, jak równie rezydualnej stopy wolnej od ryzyka na poziom wyceny, prezentujemy tak e jej wra liwoœæ na te parametry. Wra liwoœæ wyceny na przyjête za³o enia PLN stopa R f r e z u d u a l n a rezydualna stopa wzrostu -1% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 4.0% 22.2 24.0 26.3 29.3 33.3 39.0 47.9 4.5% 21.5 23.1 25.2 27.8 31.2 36.0 43.1 5.0% 20.9 22.4 24.2 26.5 29.5 33.6 39.4 5.5% 20.3 21.7 23.3 25.4 28.0 31.5 36.4 6.0% 19.8 21.0 22.5 24.4 26.7 29.8 33.9 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. Bazuj¹c na metodzie DCF szacujemy wartoœæ 1 akcji spó³ki na 26.5 PLN. 17
Wycena porównawcza Wyceny metod¹ porównawcz¹ dokonaliœmy wzglêdem przedsiêbiorstw energetycznych o profilu dzia³alnoœci podobnym do Taurona. Do grupy porównawczej dobraliœmy producentów energii elektrycznej i ciep³a wykorzystuj¹cych ró ne paliwa w procesie wytwórczym. Do okreœlenia wartoœci analizowanej Grupy pos³u yliœmy siê trzema najczêœciej stosowanymi wskaÿnikami: EV/EBITDA, EV/EBIT i P/E. Wycena porównawcza Spó³ka Ticker Kraj EV/EBITDA EV/EBIT P/E 2010 2011 2012 2010 2011 2012 2010 2011 2012 EDF EDF Francja 5.6 5.4 5.1 10.3 9.3 8.6 15.9 13.4 11.8 GDF SUEZ GSZ Francja 6.4 5.9 5.6 10.7 9.8 9.1 13.9 12.5 11.5 ENEL SPA ENEL W³ochy 5.2 5.1 4.8 7.8 7.7 7.2 8.5 8.5 8.0 IBERDROLA SA IBE Hiszpania 8.0 7.5 7.0 12.1 11.5 10.6 11.1 10.5 9.4 RWE AG RWE Niemcy 4.4 4.8 4.6 5.8 6.5 6.4 7.2 7.9 7.6 ENDESA SA ELE Hiszpania 5.0 4.8 4.4 7.0 6.7 6.1 7.8 9.1 8.6 FORTUM OYJ FUM1V Finlandia 9.8 9.8 9.3 12.5 12.7 12.0 12.7 13.0 12.3 EDP SA EDP Portugalia 7.1 6.8 6.2 12.0 11.6 10.5 9.1 9.3 8.4 PGNiG SA PGN Polska 6.0 5.5 4.9 10.5 9.1 8.1 12.8 12.0 10.7 CEZ AS CEZ Czechy 6.0 5.8 5.5 8.4 8.3 7.9 8.5 8.4 7.9 PGE SA PGE Polska 5.9 5.2 4.6 9.4 8.1 6.9 12.3 9.1 7.8 Tauron SA TPE Polska 4.1 4.3 3.4 8.3 9.2 6.1 10.9 11.3 7.0 Mediana 5.9 5.5 5.0 9.9 9.1 8.0 11.0 9.9 8.5 Wyniki spó³ki (mln PLN) D³ug netto -2419-1882 -579-2419 -1882-579 1243.3 1354.7 1708.9 590.1 636.7 882.1 552.4 585.9 744.9 Wycena na podstawie poszczególnych wskaÿników (mln PLN) 9807 9292 9141 8241 7707 7606 6065 5794 6317 Wagi 40% 30% 30% Wycena 7 938 Wycena na 1 akcjê 18.0 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Wycena porównawcza w stosunku do spó³ek notowanych na GPW wynosi 7.9 mld PLN, czyli 18.0 PLN na akcjê. 18
Wyniki finansowe Rachunek wyników (mln PLN) 2008 2009 2010p 2011p 2012p 2013p przychody netto 6 157.8 7 167.3 8 404.3 9 657.0 10 540.1 11 508.9 zysk na sprzeda y 290.5 546.5 633.4 678.3 922.5 992.9 saldo pozosta³ej dzia³alnoœci operacyjnej -39.1-40.9-43.3-41.6-40.4-40.5 EBITDA 882.7 1 167.0 1 243.3 1 354.7 1 708.9 1 882.0 EBIT 251.4 505.6 590.1 636.7 882.1 952.4 saldo finansowe 42.1 147.5 91.9 86.6 37.6 15.6 zysk przed opodatkowaniem 293.5 653.1 682.0 723.3 919.7 968.0 podatek dochodowy 78.1 139.4 129.6 137.4 174.7 183.9 zysk netto 215.4 513.6 552.4 585.9 744.9 784.1 EPS 0.6 1.2 1.3 1.3 1.7 1.8 Bilans (mln PLN) 2008 2009 2010p 2011p 2012p 2013p aktywa trwa³e 8 204.0 8 374.7 8 700.8 9 605.1 11 436.5 12 151.4 wartoœci niematerialne i prawne 36.6 48.0 43.5 44.4 45.3 46.2 rzeczowe aktywa trwa³e 7 944.8 8 060.7 8 387.3 9 285.4 11 110.4 11 818.7 pozosta³e aktywa d³ugoterminowe 220.3 264.7 270.0 275.4 280.9 286.5 aktywa obrotowe 3 781.9 3 855.0 4 049.7 3 727.2 2 575.1 2 538.1 zapasy 270.0 300.8 345.4 396.9 433.2 473.0 nale noœci 780.1 925.5 1 082.2 1 243.5 1 357.2 1 482.0 inwestycje krótkoterminowe 2 726.2 2 615.8 2 618.1 2 082.8 780.7 579.2 aktywa razem 11 985.9 12 229.7 12 750.5 13 332.3 14 011.6 14 689.5 kapita³ w³asny 8 993.2 9 348.9 9 733.5 10 137.1 10 688.7 11 226.9 zobowi¹zania i rezerwy 2 961.7 2 857.1 3 017.0 3 195.2 3 323.0 3 462.6 zobowi¹zania d³ugoterminowe 1 518.0 1 450.4 1 447.1 1 450.4 1 453.8 1 457.3 zobowi¹zania krótkoterminowe 1 443.7 1 406.7 1 569.9 1 744.8 1 869.2 2 005.3 pasywa razem 11 985.9 12 229.7 12 750.5 13 332.3 14 011.6 14 689.5 BVPS 25.0 21.2 22.0 23.0 24.2 25.4 ród³o: Prognozy Millennium Dom Maklerski S.A. 19
Cash flow (mln PLN) 2008 2009 2010p 2011p 2012p 2013p wynik netto 215.4 513.6 552.4 585.9 744.9 784.1 amortyzacja 631.4 661.3 653.2 718.0 826.8 929.6 zmiana kapita³u obrotowego -22.4-131.2-41.4-41.2-29.0-31.9 gotówka z dzia³alnoœci operacyjnej 825.5 850.1 1 172.7 1 270.7 1 550.7 1 689.8 inwestycje (capex) -899.5-2 332.5-975.4-1 616.9-2 652.7-1 638.8 wyp³ata dywidendy 0.0-203.1-167.7-182.3-193.3-245.8 emisja akcji 1 940.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 zmiana zad³u enia -64.9-50.6-20.0 0.0 0.0 0.0 gotówka z dzia³alnoœci finansowej 1 753.9-235.7-196.4-190.3-201.4-253.8 zmiana gotówki netto 1 679.9-1 718.1 1.0-536.5-1 303.3-202.9 DPS 0.5 0.4 0.4 0.4 0.6 0.6 CEPS 2.4 2.7 2.7 3.0 3.6 3.9 WskaŸniki (%) 2008 2009 2010p 2011p 2012p 2013p zmiana sprzeda y 13.07 16.40 17.26 14.91 9.14 9.19 zmiana EBITDA 59.36 32.20 6.54 8.97 26.14 10.13 zmiana EBIT 201.58 101.15 16.71 7.90 38.53 7.97 zmiana zysku netto -58.70 138.48 7.56 6.06 27.15 5.25 mar a EBITDA 14.34 16.28 14.79 14.03 16.21 16.35 mar a EBIT 4.08 7.05 7.02 6.59 8.37 8.28 mar a netto 3.50 7.17 6.57 6.07 7.07 6.81 sprzeda /aktywa (x) 0.51 0.59 0.66 0.72 0.75 0.78 d³ug / kapita³ (x) 0.02 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01 d³ug netto / EBITDA (x) -2.73-2.05-1.95-1.39-0.34-0.20 stopa podatkowa 26.61 21.35 19.00 19.00 19.00 19.00 ROE 3.18 5.71 5.91 6.02 7.35 7.34 ROA 2.19 4.28 4.52 4.59 5.59 5.60 (d³ug) gotówka netto (mln PLN) 2 412.9 2 397.9 2 418.9 1 882.4 579.1 376.2 ród³o: Prognozy Millennium Dom Maklerski S.A. 20
PGE Wyniki w II kwartale Wyniki PGE w drugim kwartale by³y nieznacznie gorsze od naszych oczekiwañ i rynkowego konsensusu. Przychody wynios³y 4.8 mld PLN i by³y o 10.6% ni sze w porównaniu do pierwszego kwarta³u oraz 8.6% ni sze w skali r/r. Spadek obrotów jest zwi¹zany z ni sz¹ sprzeda ¹ w segmencie energetyki konwencjonalnej (-8.5% r/r), oraz w segmencie pozosta³ej dzia³alnoœci (-7.4% r/r). Negatywnie na przychody wp³yn¹³ równie wzrost sprzeda y wewn¹trzgrupowej, zw³aszcza w obszarze wytwarzania. Spadek obrotów zosta³ po czêœci zrekompensowany wiêkszymi wp³ywami z dystrybucji (+9.3% r/r) oraz OZE (+26.8%). Przychody poszczególnych segmentów w kolejnych kwarta³ach (mln PLN) 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Q4 2008 Q1 2009 Q2 2009 Q3 2009 Q4 2009 Q1 2010 Q2 2010 Energetyka konwencjonalna Energetyka odnawialna Dystrybucja Obrót hurtowy Sprzeda detaliczna Dzia³alnoœæ pozosta³a ród³o: PGE S.A. W drugim kwartale PGE wytworzy³o 12.2 TWh energii elektrycznej, wobec 12.4 TWh rok wczeœniej. Spadek produkcji by³ zwi¹zany z awari¹ dwóch bloków w Elektrociep³owni Pomorzany. Drugim czynnikiem ograniczaj¹cym moce elektrowni grupy s¹ prace przy budowie nowego bloku w Be³chatowie. Sprzeda energii do odbiorców koñcowych wynios³a 7 TWh - o 0.3% wiêcej w porównaniu r/r. Sprzeda energii odbiorcom koñcowhym i produkcja brutto w kolejncyh kwarta³ach 16 14 12 10 8 6 4 Q1 2009 Q2 2009 Q3 2009 Q4 2009 Q1 2010 Q2 2010 Sprzeda energii do odbiorców koñcowych (TWh) Produkcja energii netto (TWh) ród³o: PGE S.A. 21
Zysk netto PGE wyniós³ w drugim kwartale 600 mln PLN (-33.2% kw/kw i -34.8% r/r). Spadek odnotowa³ równie zysk EBIT (-25.6% kw/kw i -27.1 r/r) oraz EBITDA (-17.4% kw/kw i -18.3% r/r). Na poziomie operacyjnym spadek wyników jest zwi¹zany z mniejszymi przychodami z tytu³u rekompensat KDT, które wynios³y w ostatnim okresie 104.4 mln PLN, wobec 482.3 mln PLN w zesz³ym roku. W przypadku oczyszczenia wyników z rekompensat, EBIT oraz EBITDA wynosi³yby tyle samo co w 2009 roku, a zysk netto by³by wiêkszy o 12.9%, w zwi¹zku z lepszym saldem na dzia³alnoœci finansowej. Mar e EBIT, EBITDA i netto w poszczególnych kwarta³ach 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% IIIQ'08 IVQ'08 IQ'09 IIQ'09 IIIQ'09 IVQ'09 IQ'10 IIQ'10 mar a EBIT mar a EBITDA mar a netto ród³o: PGE S.A. Sprzeda akcji przez Skarb Pañstwa Ministerstwo Skarbu wystawi³o na pocz¹tku paÿdziernika na sprzeda 10% akcji PGE. Przeprowadzona w ekspresowym tempie operacja budowy ksiêgi popytu ustali³a cenê papierów na poziomie 21.30 PLN. Transakcja by³a du ym zaskoczeniem dla rynku. Od d³u szego czasu resort zapowiada³, e dojdzie do sprzeda y udzia³ów, jednak jeszcze na pocz¹tku wrzeœnia minister Grad mówi³, e transakcja planowana jest dopiero na 2011r. Zbycie akcji przez Skarb Pañstwa sprawi³o, e obecnie nad akcjami PGE nie ci¹ y ju widmo zwiêkszonej poda y, co w d³ugim terminie pozytywnie wp³ynie na notowania. Emisja akcji po³¹czeniowych Pod koniec sierpnia s¹d zarejestrowa³ po³¹czenie PGE z dwoma spó³kami zale nymi - PGE Górnictwo i Energetyka oraz PGE Energia. Fuzji towarzyszy³a emisja akcji dla pracowników przejmowanych podmiotów, którzy byli ich mniejszoœciowymi akcjonariuszami. W wyniku transakcji liczba akcji PGE zwiêkszy³a siê o 139.7 mln, czyli 8%. Nowe walory s¹ notowane na GPW od 18.10.2010r. Emisja nie doprowadzi do rozwodnienia zysków. Wed³ug informacji PGE, zysk w 2009r. przypadaj¹cy na udzia³y przejêtych spó³ek wyniós³ 390 mln PLN, czyli zysk na akcjê grupy wzrós³by po uwzglêdnieniu nowej struktury kapita³owej. Na poziomie bilansu dziêki po³¹czeniu kapita³y mniejszoœci zmniejsz¹ siê o 3.4 mld PLN. Negatywnym aspektem powy szej transakcji mo e byæ wzmo ona poda akcji ze strony pracowników. 22
Umowa przejêcia Energi W dniu 29.09.2010r. PGE zawar³o ze Skarbem Pañstwa umowê zakupu 4.2 mld akcji Energa SA stanowi¹cych 84.19% kapita³u zak³adowego spó³ki. Kwota zaoferowana wynios³a ³¹cznie 7.53 mld PLN, czyli 1.8 PLN za jeden walor. Jednoczeœnie PGE zobowi¹za³ siê do przeprowadzenia programu inwestycyjnego o wartoœci 5 mld PLN, oraz do wprowadzenia Energi na GPW. Zwyciêstwo spó³ki w negocjacjach trudno nazwaæ zaskoczeniem, poniewa od d³u szego czasu pojawia³y siê informacje o wsparciu tej transakcji ze strony rz¹dowej. Podpisanie umowy nie decyduje jeszcze w zupe³noœci o powodzeniu przejêcia, gdy jego przeprowadzenie jest zale ne od decyzji UOKiK, którego prezes do tej pory negatywnie wypowiada³ siê na temat tak du ej koncentracji rynku energetycznego w jednym podmiocie. Urz¹d ma dwa miesi¹ce na rozpatrzenie wniosku, który zosta³ z³o ony w po³owie paÿdziernika. Porównianie wyników PGE i Energi w 2009 roku PGE Energa przychody (mld PLN) 21.6 8.4 zysk operacyjny (mld PLN) 5.3 0.5 EBITDA (mld PLN) 6.6 1.1 zysk netto (mld PLN) 3.4 0.4 gotówka netto (mld PLN) 3.1 0.5 produkcja energii elektrycznej (TWh) 53.8 4.2 dystrybucja energii elektrycznej (TWh) 30.0 20.1 sprzeda energii elektrycznej (TWh) 30.0 16.5 ród³o: PGE S.A. W zwi¹zku z brakiem pewnoœci w kwestii dojœcia transakcji do skutku oraz brakiem szczegó³owych informacji o dzia³alnoœci Energi, nie uwzglêdniamy jeszcze tego przejêcia w prognozach wyników. Niemniej oceniamy, e przejêcie bêdzie mia³o pozytywny wp³yw na wartoœæ PGE, za czym przemawia szereg argumentów. Gdañski koncern zwiêkszy udzia³ dystrybucji energii elektrycznej w wynikach grupy, a jest to segment, który bêdzie mia³ najlepsz¹ dynamikê wzrostu w nadchodz¹cych latach. Dwukrotnie zwiêkszy siê produkcja energii z OZE. Efekty synergii pozwol¹ w krótkim terminie zaoszczêdziæ 100 mln PLN rocznie. Dywidenda zaliczkowa Pod koniec paÿdziernika zapadnie decyzja ws. wyp³aty dywidendy zaliczkowej. PGE posiada obecnie du o wolnej gotówki i niezale nie od tempa postêpu prac nad przejêciem Energi, mo e pozwoliæ sobie na wyp³atê dla akcjonariuszy. Dywidenda zaliczkowa mia³aby zostaæ wyp³acona na podstawie wyników za pierwsze trzy kwarta³y 2010r. Wed³ug prawa jej wysokoœæ nie mo e przekroczyæ 50% zysku netto za ten okres. W przypadku zgody na dywidendê, termin jej wyp³aty najprawdopodobniej zostanie ustalony na grudzieñ. PowódŸ w Elektrowni Turów W wyniku przejœcia fali powodziowej 7.08.2010r. przerwana zosta³a zapora w zbiorniku Niedów nale ¹cym do elektrowni Turów. W wyniku awarii wstrzymano wydobycie w KWB Turów, oraz zatrzymano piêæ z siedmiu pracuj¹cych bloków Elektrowni Turów. Skutki powodzi okaza³y siê krótkotrwa³e. Ju po dwóch dniach wznowiono wydobycie w kopalni, a po dziesiêciu prace bloków energetycznych. Wed³ug przedstawicieli PGE, wypadek nie bêdzie mia³ adnego wp³ywu na wyniki grupy w trzecim kwartale, gdy spadek produkcji w Turowie zosta³ zrekompensowany przez pozosta³e elektrownie, a zniszczone aktywa by³y ubezpieczone od nastêpstw powodzi. 23
Prognozy na III kwarta³ W bie ¹cym roku wyniki s¹ gorsze w skali r/r z powodu mniejszych dop³at z tytu³u rekompensat KDT. Podobnie bêdzie równie w III kwartale. Wprowadzenie obowi¹zku obrotu energiê na gie³dzie od 9 sierpnia 2010r. ma tylko nieznaczny wp³yw na PGE, gdy spó³ka zakontraktowa³a ju wczeœñiej sprzeda prawie ca³ej wytwarzanej energii. Wed³ug naszych prognoz przychody grupy wynios¹ 4.74 mld PLN, a zysk netto 577 mln PLN. Mar e operacyjne nieznacznie spadn¹ w skali kw/kw. Prognozy wyników kwartalnych IIIQ'09 IIQ'10 IIIQ'10 % r/r Przychody 4 770.3 4 770.8 4 738.6-0.7% EBITDA 1 187.7 1 021.2 810.9-31.7% EBIT 1 829.4 1 676.7 1 486.9-18.7% Zysk netto 727.2 600.4 577.2-20.6% Mar e Mar a EBITDA 24.9% 21.4% 17.1% Mar a EBIT 38.3% 35.1% 31.4% Mar a netto 15.2% 12.6% 12.2% 24
Wycena Wycenê PGE przeprowadziliœmy w oparciu o metodê DCF (zdyskontowanych przep³ywów pieniê nych) i metodê porównawcz¹. Na podstawie metody DCF uzyskaliœmy wartoœæ spó³ki na poziomie 43.4 mld PLN, czyli 23.2 PLN na akcjê. U ywaj¹c metody porównawczej do spó³ek z bran y energetycznej wyceniliœmy spó³kê na 41.6 mld PLN (22.3 PLN na akcjê). Metodzie DCF, jako metodzie g³ównej przypisujemy wagê 60%, a metodzie porównawczej wagê 40%. Podsumowanie wyceny Metoda wyceny Wycena na 1 akcjê Wycena (mln PLN) (PLN) Wycena DCF 43413 23.2 Wycena porównawcza 41641 22.3 Wycena spó³ki 42704 22.8 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Wycena DCF Do wyceny metod¹ DCF przyjêliœmy m.in. nastêpuj¹ce za³o enia: Najwa niejsze inwestycje realizowane w okresie prognozy: - bloki wêglowe: Be³chatów 858 MW (do 2011r.), Turów 460 MW (do 2016r.), Opole i Lublin 3.4 GW (do 2014r.), - bloki gazowe: ZEDO 860 MW (do 2015r.), Pomorzany 244 MW (do 2014r.) - z powodu braku harmonogramu realizacji inwestycji w farmy wiatrowe, ich budowa nie jest uwzglêdniona w wycenie. stopniowy wzrost ceny EUA do poziomu 17.1 EUR w 2013r., 20.0 EUR w 2016r. i 22.8 EUR w 2019r. Wzrost cen energii pokrywaj¹cy w ca³oœci dodatkowe koszty zwi¹zane z zakupem EUA, przy za³o eniu spadku iloœci przyznawanych uprawnieñ do 70% w 2013r. i spadku o 10% w kolejnych latach. Kontynuacja mechanizmów wsparcia dla OZE (po 2017 roku) i kogeneracji (po 2012 roku) Wolne przep³ywy gotówkowe obliczyliœmy na podstawie naszych prognoz wyników dla spó³ki za okres 2010-2019 Do oszacowania stopy wolnej od ryzyka w kolejnych latach prognozy u yliœmy rentownoœci obligacji skarbowych D³ugoterminowa stopa wolna od ryzyka po 2019 roku na poziomie 5.0% Premia rynkowa za ryzyko równa 5.0% Wspó³czynnik beta na poziomie 1.0 Ustaliliœmy stopê wzrostu wolnych przep³ywów pieniê nych po roku 2019 na 2.0% 25
Wycena spó³ki metod¹ DCF (mln PLN) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 <2019 Sprzeda 20 733 28 206 37 395 39 148 40 736 56 199 58 733 60 423 62 626 63 921 Stopa podatkowa (T) 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% 19.0% EBIT (1-T) 3 411 4 205 5 036 4 099 3 986 5 692 5 697 5 656 5 580 5 435 Amortyzacja 2 671 2 881 3 094 3 313 3 764 4 046 3 990 3 901 3 822 3 810 Inwestycje -3 850-6 034-6 488-6 963-12928 -4 263-2 531-2 661-2 692-3 810 Zmiana kap.obrotowego 123-145 -1 070-215 -187-1 797-297 -198-259 -153 FCF 2 355 907 573 235 (5 365) 3 678 6 858 6 698 6 452 5 282 71071 Zmiana FCF -61% -37% -59% - - 86% -2% -4% -18% 2% D³ug/Kapita³ 12.8% 12.0% 11.2% 10.8% 10.4% 9.7% 9.2% 8.7% 8.3% 7.9% 8.2% Stopa wolna od ryzyka 4.3% 4.6% 4.8% 5.0% 5.1% 5.2% 5.3% 5.3% 5.4% 5.4% 5.0% Premia kredytowa 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% 1.0% Premia rynkowa 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% Beta 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 Koszt d³ugu 4.3% 4.6% 4.7% 4.9% 5.0% 5.0% 5.1% 5.1% 5.1% 5.2% 4.9% Koszt kapita³u 9.3% 9.6% 9.8% 10.0% 10.1% 10.2% 10.3% 10.3% 10.4% 10.4% 10.0% WACC 8.6% 9.0% 9.3% 9.5% 9.6% 9.7% 9.8% 9.9% 9.9% 10.0% 9.6% PV (FCF) 2322 820 473 177 (3665) 2280 3853 3408 2979 2204 29651 Wartoœæ DCF (mln PLN) 44 502 w tym wartoœæ rezydualna 29 651 (D³ug) Gotówka netto 2 687 Wyp³acona dywidenda -1315 Wartoœæ Polkomtela i AW 2722 Rezerwa rekultywacyjna -902 Kapita³y mniejszoœci -4281 Wycena DCF (mln PLN) 43 413 Liczba akcji (mln) 1870 Wycena 1 akcji (PLN) 23.2 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. Ze wzglêdu na du y wp³yw zarówno rezydualnej stopy wzrostu, jak równie rezydualnej stopy wolnej od ryzyka na poziom wyceny, prezentujemy tak e jej wra liwoœæ na te parametry. Wra liwoœæ wyceny na przyjête za³o enia PLN stopa R f r e z u d u a l n a rezydualna stopa wzrostu -1% 0% 1% 2% 2% 3% 4% 4.0% 19.5 21.1 23.0 25.6 25.6 29.1 34.0 4.5% 18.9 20.3 22.1 24.3 24.3 27.3 31.4 5.0% 18.4 19.7 21.2 23.2 23.2 25.8 29.3 5.5% 19.2 20.4 21.8 23.6 23.6 25.8 28.9 6.0% 18.8 19.8 21.1 22.7 22.7 24.7 27.3 ród³o: Millennium Dom Maklerski S.A. Bazuj¹c na metodzie DCF szacujemy wartoœæ 1 akcji spó³ki na 23.2 PLN. 26
Wycena porównawcza Wyceny metod¹ porównawcz¹ dokonaliœmy wzglêdem przedsiêbiorstw energetycznych o profilu dzia³alnoœci podobnym do Taurona. Do grupy porównawczej dobraliœmy producentów energii elektrycznej i ciep³a wykorzystuj¹cych ró ne paliwa w procesie wytwórczym. Do okreœlenia wartoœci analizowanej Grupy pos³u yliœmy siê trzema najczêœciej stosowanymi wskaÿnikami: EV/EBITDA, EV/EBIT i P/E. Wycena porównawcza Spó³ka Ticker Kraj EV/EBITDA EV/EBIT P/E 2010 2011 2012 2010 2011 2012 2010 2011 2012 EDF EDF Francja 5.6 5.4 5.1 10.3 9.3 8.6 15.9 13.4 11.8 GDF SUEZ GSZ Francja 6.4 5.9 5.6 10.7 9.8 9.1 13.9 12.5 11.5 ENEL SPA ENEL W³ochy 5.2 5.1 4.8 7.8 7.7 7.2 8.5 8.5 8.0 IBERDROLA SA IBE Hiszpania 8.0 7.5 7.0 12.1 11.5 10.6 11.1 10.5 9.4 RWE AG RWE Niemcy 4.4 4.8 4.6 5.8 6.5 6.4 7.2 7.9 7.6 ENDESA SA ELE Hiszpania 5.0 4.8 4.4 7.0 6.7 6.1 7.8 9.1 8.6 FORTUM OYJ FUM1V Finlandia 9.8 9.8 9.3 12.5 12.7 12.0 12.7 13.0 12.3 EDP SA EDP Portugalia 7.1 6.8 6.2 12.0 11.6 10.5 9.1 9.3 8.4 PGNiG SA PGN Polska 6.0 5.5 4.9 10.5 9.1 8.1 12.8 12.0 10.7 CEZ AS CEZ Czechy 6.0 5.8 5.5 8.4 8.3 7.9 8.5 8.4 7.9 ENEA SA ENA Polska 5.5 5.4 4.9 10.5 10.7 9.0 15.2 15.2 12.2 Tauron SA TPE Polska 4.1 4.3 3.4 8.3 9.2 6.1 10.9 11.3 7.0 Mediana 5.8 5.5 5.0 10.4 9.3 8.3 11.0 10.9 9.0 D³ug netto + Kapita³ mniejszoœci 1019 1776 3309 1019 1776 3309 Wyniki spó³ki (mln PLN) 6882 8073 9312 4211 5191 6218 2947 3720 4418 Wycena na podstawie poszczególnych wskaÿników (mln PLN) 39054 42377 43346 42705 46246 48410 32352 40570 39755 Wagi 40% 30% 30% Wycena 41 641 Wycena na 1 akcjê 22.3 ród³o: Bloomberg, Millennium Dom Maklerski S.A. Wycena porównawcza w stosunku do spó³ek notowanych na GPW wynosi 41.6 mld PLN, czyli 22.3 PLN na akcjê. 27