RAPORT Polska Energetyka ENEA Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 14,6 Cena bieżąca (PLN) 15,29 Stopa dywidendy 3,0% Potencjał wzrostu -1,4% Kapitalizacja (mln PLN) 6750 Free float 29% Bloomberg ENA PW Reuters ENAE.WA PGE Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 17,0 Cena bieżąca (PLN) 17,82 Stopa dywidendy 6,4% Potencjał wzrostu 1,5% Kapitalizacja (mln PLN) 33320 Free float 37% Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Tauron Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 4,2 Cena bieżąca (PLN) 4,59 Stopa dywidendy 3,1% Potencjał wzrostu -4,4% Kapitalizacja (mln PLN) 8044 Free float 60% Bloomberg TPE PW Reuters TPE.WA Wydajemy rekomendacje trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową 17,00 PLN, trzymaj dla akcji Tauron z ceną 4,20 PLN oraz trzymaj dla akcji ENEA z ceną 14,60. Uwzględniając wypłacane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w horyzoncie 12 miesięcznym wynoszą odpowiednio 2% dla PGE, oraz -2% dla ENEI i 5% dla Taurona. Obniżamy wyceny dla spółek sektora energetycznego ze względu na znaczny spadek cen terminowych energii jaki miał miejsce na polskim rynku w II połowie 2012 r. Przy obecnym poziomie ceny BASE na 2013 r. wynoszącym 190 PLN/ MWh oznacza to także, że spółki wzięły na siebie praktycznie w całości koszty CO2. Szansą na poprawę sytuacji wydaje się tylko wzrost popytu, do którego konieczne jest jednak ożywienie gospodarcze. Indykatywne ceny na 2014 rok nie wskazują na poprawę sytuacji w najbliższym czasie. W najbliższym okresie spółki czeka prawdopodobna modyfikacja programów inwestycyjnych, ze względu na niższe przepływy pieniężne oraz harmonizację z rządowym programem inwestycji w energetyce. Obecnie najbardziej atrakcyjną spółką w sektorze wydaje się nam PGE ze względu na relatywnie niskie potrzeby inwestycyjne i możliwość wypłaty dywidendy. PGE jest notowane na poziomie EV/EBITDA 4,1 i 6,0 oraz P/E 7,8 i 12,3 na lata 2012/2013. Mimo niesprzyjających warunków ekonomicznych PGE będzie prawdopodobnie realizować inwestycje w Opolu. Pomimo tego poziom wydatków inwestycyjnych w stosunku do generowanych przez spółkę przepływów pieniężnych będzie najniższy ze wszystkich spółek energetycznych. Oznacza to możliwość przeznaczenia co najmniej 50% zysków na wypłatę dywidendy. Spadek marży w segmencie energetyki konwencjonalnej połączony z wydatkami na CO2, które już w 2013 r., mogą być bliskie 1 mld PLN powinien przyspieszyć realizację programu optymalizacji kosztów. W kolejnych latach PGE powinno być głównym podmiotem rządowych programów inwestycyjnych w gaz łupkowy i atomowego. Enea jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,1 i 5,9 oraz P/E 9,9 i 12,1 na lata 2012/2013. ENEA jako pierwsza rozpocznie realizację dużej inwestycji jaką jest blok 1075 MW w Kozienicach. Mimo niskich kosztów zmiennych blok ten będzie musiał konkurować z blokiem gazowym w Puławach, który będzie wspierany dodatkowo przez produkcję ciepła. Spółka zabezpieczyła już finansowanie inwestycji poprzez 10 letni gwarantowany program emisji obligacji o wartości 4 mld PLN. Zmianie uległ program prywatyzacji spółki. Wg ostatnich wypowiedzi ze strony Ministerstwa Skarbu w ciągu najbliższych 3-4 lat nie jest planowana sprzedaż akcji spółki do inwestora strategicznego. Tauron jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,1 i 5,5 oraz P/E 6,4 i 10,5 na lata 2012/2013. Mimo relatywnie największego udziału dystrybucji w strukturze zysków Tauron odczuje spadek cen energii poprzez znaczący spadek przepływów pieniężnych pozostających do dyspozycji spółki. Zyski z segmentu dystrybucji nie zastąpią w rachunku przepływów pieniężnych KDT-ów i zielonych certyfikatów ponieważ zdecydowana ich większość musi być reinwestowana. Biorąc pod uwagę rosnące koszty obsługi zadłużenia oznaczać to może modyfikację programu inwestycyjnego i wielkości wypłacanych dywidend lub większy udział w projektach partnerów strategicznych. Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Ceny energii Rynek energii w Polsce w 2012 r. Krajowe zużycie energii brutto 15000 14500 14000 13500 GWh 13 000 12 500 12 000 11 500 11 000 Źródło: PSE 2009 2010 2011 2012 280 Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. -wrzesień 2012 r.) 260 240 PLN/MWh 220 200 180 160 Źródło: TGE Mies. kurs BASE (PLN/MWh) BASE_Y-12 BASE_Y-13 Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) PEAK5_Y-12 PEAK5_Y-13 Rok 2012 jest trudny dla wytwórców energii. Popyt krajowy ze względu na odczuwalne spowolnienie gospodarcze jest relatywnie słaby. Wzrost zużycia energii liczony od początku roku do końca sierpnia wyniósł 0,2% (porównywalnie 2,3% w 2011 r.), a w kilku miesiącach zanotowania nawet ujemne dynamiki. Ze względu na gorsze saldo eksportu netto, które spadło z 3,4 TWh do 1,9 TWh krajowa produkcja energii wykazuje w analogicznym okresie ujemną dynamikę na poziomie 1,2%. Niekorzystna sytuacja popytowa wsparta przez napływ energii o niskim koszcie zmiennym z elektrowni wiatrowych (wzrost produkcji o ok. 0,9 TWh), oraz z nowego bloku w Bełchatowie (szacunkowo ponad 2 TWh) sprzyjała spadkom cen energii w ostatnich miesiącach, które w 2012 r. nie objęły tylko 2
pasma na rynku SPOT, ale przeniosły się także na rynek terminowy. Ceny BASE na 2013 r. spadły z ponad 210/MWh PLN w styczniu do 190 MWh we wrześniu i październiku. Sytuacja producentów jest także trudna ze względu na fakt, że kontraktacja na następny rok jest na relatywnie niskim poziomie (suma transakcji terminowych na TGE i POEE wyniosła do końca sierpnia 47 TWh, wobec 62 TWh w 2011 r.) co zwiększa ryzyko, że 2013 rok może być nisko zakontraktowany. Prognozy średnioterminowe są dla producentów energii bardziej optymistyczne. Przeciągają się procedury przetargowe na nowe bloki, z których zakończono tylko przetargi na budowę bloku CCGT w elektrowni Stalowa Wola oraz bloku 1075 MW w elektrowni Kozienice. Oznacza to, że przyrost nowych mocy w elektrowniach konwencjonalnych nastąpi w większym zakresie dopiero od 2018 r. Do 2015 r. wg szacunków operatora powinno pojawić się natomiast ok. 1,7 GW mocy w elektrowniach wiatrowych. Wejście w życie nowej ustawy o OZE może wywołać także rozwój fotowoltaiki, która była do tej pory nieopłacalna. W międzyczasie ze względów na dyrektywę IED zostaną wyłączone starsze bloki, a łączny ubytek mocy w systemie do 2015 r., ma wynieść ok. 1,5 GW, a w latach 2015-2020 4,7 TWh. Poprawę bilansu po 2015 r. mogą dodatkowo zapewnić nowe planowane przez PSE operator połączenia transgraniczne z Ukrainą i Białorusią, gdzie odpowiednio w 2015 r., i w 2018 r. powinny rozpocząć pracę cztery nowe bloki w elektrowniach atomowych o mocy ok. 1,2 GW każdy. URE i PSE Operator szacują, że najbardziej napięte pod względem braków energii mogą być lata 2015-2016 kiedy może wystąpić luka szczytowa wielkości ok. 500 MW. Prognozy wzrostu zużycia energii do 2025 r. przygotowywane przez MG i PSE Operatora wahają się od ponad 1% do ponad 2%. Doraźnymi metodami wyjścia z sytuacji będą przetargi na moce szczytowe i megawaty, czyli powstrzymywanie się przez dużych odbiorców od konsumpcji energii. Przy okazji dyskusji na temat węzłowego modelu sieci mówi się także o wprowadzeniu obowiązku rezerwacji mocy, który miałby wspierać nowe inwestycje i mógłby mieć pozytywny wpływ na rentowności elektrowni. Ceny węgla Od początku 2012 r. narastała dalsza presja na ceny węgla w portach ARA. Obecnie ceny te spadły do ok. 90 USD za tonę, czyli nawet uwzględniając koszty transportu są porównywalne do ceny węgla śląskiego (w PLN/GJ). Podobnie wygląda sytuacja z węglem rosyjskim, który kosztuje na granicy ok. 280 PLN za tonę. Spadki produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym oznaczają spadek zapotrzebowania na węgiel w energetyce. Od początku roku do końca trzeciego kwartału w elektrowniach na węglu kamiennym wyprodukowano 5 TWh mniej energii niż w 2011 r. oznacza to spadek zapotrzebowania na węgiel o ok. 2 mln ton. Rosną zapasy węgla na zwałach, które wynoszą obecnie ok. 6 mln ton. Wraz ze spadkiem cen energii powoduje to presję na ceny węgla dla energetyki, mimo faktu, że na 2013 r. znaczne wolumeny węgla śląskiego są objęte długoterminowymi umowami indeksowanymi do inflacji i PPI. Wg oczekiwań branży w 2013 r. możliwy jest niewielki spadek cen węgla. 3
Ceny węgla 2007-2012 PLN/GJ 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Elektrownie na węglu kamiennym Bogdanka Elektrownie na węglu brunatnym ARA Żródło: Bloomberg, DM PKO, ARE Przydział bezpłatnych uprawnień. W lipcu KE wydała decyzję odnośnie polskiego wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji CO2. KE potwierdziła ogólną wielkość uprawnień dla Polski na poziomie ok. 404 mln bezpłatnych uprawnień łącznie na lata 2013-2019. Na 141 instalacji wytwarzających energię przed 31 grudnia 2008 r. i 31 instalacji, których proces budowy został przed tym terminem fizycznie rozpoczęty jedynie w przypadku kilku mniejszych instalacji Komisja zakwestionowała zasadność przydziału uprawnień. W grupie Tauron były to Elektrociepłownia Bielsko-Biała EC1, w PGE Elektrociepłownie Gorzów i Rzeszów. Wszystkie te instalacje stanowią jednak jedynie nieznaczny ułamek przydziału dla grup energetycznych. Innego rodzaju problemem dla grup energetycznych może być fakt, że KE nie uwzględniła w Krajowym Planie Inwestycyjnym nowych inwestycji, które uzyskały uprawnienia z tytułu rozpoczęcia inwestycji przed 31 grudnia 2008 r. Komisja argumentowała, że instalacje te stanowią nowe moce, ale nie stanowią ich modernizacji. W przypadku Taurona, z planu usunięto m. in: elektrownię Łagisza II i nowy blok w elektrowni Jaworzno. W przypadku PGE usunięto nowe bloki w elektrowni Opole i Turów, a w grupie ENEA budowę bloku 11 w Kozienicach. Biorąc pod uwagę wielkość przydziału bezpłatnych uprawnień dla grup giełdowych nie powinny one mieć problemu z pokryciem inwestycjami bezpłatnych uprawnień. W dużym stopniu decyduje o tym fakt, że PGE i ENEA złożyły do KPI także inwestycje w segmencie dystrybucji, a Tauron chce inwestycje w sieci dystrybucyjne włączyć do korekty planu. Warto dodać, że każde uprawnienie przydzielone w latach 2013-2014 wymaga inwestycji na poziomie 14,5 EUR, a od roku 2015 już 20 EUR. Od 2013 r. istotnie wzrosną także przychody budżetu z praw do emisji CO2 sprzedawanych przez polski rząd na aukcjach. W projekcie założeń projektu ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji oczekiwane przychody z tego tytułu wynoszą w 2013 r. 2,84 mld, a w 2016 już 4 mld PLN. 4
Nowa ustawa o OZE oraz wsparcie dla kogeneracji. 26 lipca została zaprezentowana nowa ustawa o OZE w wersji przygotowanej przez Ministerstwo Gospodarki. Nie była ona dla rynku zaskoczeniem ponieważ zawierała większość zapisów, które zostały przedstawione w prezentacji Ministerstwa z maja br. Projekt nowej ustawy uwzględnia większość wcześniejszych postulatów zgłaszanych przez OZE, natomiast nie zmienia zasad wsparcia dla współspalania biomasy, które oznaczają praktycznie wyeliminowanie tej działalności z rynku w ciągu dwóch najbliższych lat. Wspołczynniki wsparcia w projekcie ustawy o OZE 3 2 1 0 Źródło: MG Jedynym nowym punktem, który pojawił się w stosunku do wersji z maja budzącym kontrowersje branźy energii odnawialnej jest paragraf 41 punkt 3, który mówi, że w przypadku sprzedaży energii po cenie wyższej od ceny zakupu określonej w ustawie (w 2013r. miało to być 198,9 PLN/MWh, w kolejnych latach indeksowane o inflację, ale nie więcej niż średnia cena sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym w roku poprzednim) nie przysługiwałoby wsparcie w postaci certyfikatów. Ustawa w obecnej wersji praktycznie eliminuje współspalanie biomasy z rynku. Dla nowych instalacji wsparcie w postaci współczynnika 0,3, przy wzroście ilości biomasy rolnej do 60% w 2013 r. jest niewystarczające, a obecne instalacje, które rozpoczęły działalność w większości w latach 2007/2008 będą wspierane tylko przez pięć lat od chwili otrzymania pierwszych certyfikatów. W 2011 r. współspalanie odpowiadało za ponad 50% energii sprzedawanej do odbiorców końcowych pochodzącej z OZE, inne to wiatr, elektrownie wodne, spalanie czyste biomasy. Nawet wejście nowych form OZE jak fotowoltaika, czy wiatr na morzu, może nie wystarczyć by 19% energii pochodziło z OZE w 2020 r. Dodatkowo spadki marży na produkcji z węgla mogą się okazać niewystarczające by sfinansować duże inwestycje w energetyce. Dlatego prawdopodobne jest by uwagi elektrowni węglowych znalazły odbicie w przedłużeniu wsparcia na dotychczasowych zasadach do 2017-2020 r. 5
Obecnie istnieje znaczne opóźnienie w stosunku do pierwotnych planów wejścia ustawy o OZE w życie od 2013 r. Ustawa znajduje się w Komitecie do Spraw Europejskich Rady Ministrów i wg wypowiedzi Ministerstwa Gospodarki powinna do końca października trafić do Rady Ministrów, a następnie do końca roku do Sejmu. Oddala to okres wejścia ustawy w życie na II połowę 2013 r. 18 października zostało podpisane nowe rozporządzenie Ministra Gospodarki w w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii. Rozporządzenie to powinno zmienić obecną sytuację na rynku praw majątkowych z tytułu energii wytwarzanej w OZE (zielonych certyfikatów), na którym nastąpił znaczny spadek cen (notowania na przełomie września i października na poziomie ok. 230 PLN, czyli znacząco poniżej opłaty zastępczej wynoszącej w 2012 r. 286,74 PLN/MWh). Spadek cen jest w głównym stopniu wynikiem nadpodaży na rynku praw majątkowych. Rozporządzenie zwiększa udział energii zielonej w energii sprzedawanej do odbiorców końcowych z 10,9% w 2013 r. do 12% oraz z 12,9% do 16% w 2017r.i 20% w 2021 r. Zmienione zostały także parametry spalanej biomasy. Wycofano możliwość spalania drewna pełnowartościowego oraz zwiększono dozwolony udział biomasy leśnej z 30% do 40% w 2013 r. oraz z 0% w 2015 r. do 20%. Z punktu widzenia branży energetycznej najbardziej istotne są jednak zmiany rozporządzenia dotyczące bloków biomasowych przedłużające możliwość spalania 80% biomasy leśnej, w całym okresie użytkowania dla bloków oddanych do końca 2015 r. Daje to grupom energetycznym czas na podjęcie odpowiednich decyzji inwestycyjnych, odnośnie przekształcenia istniejących bloków na bloki biomasowe, co ma istotne znaczenie przy mniejszej rentowności współspalania jakie wprowadza nowa ustawa o OZE. Takie plany wyrażały wcześniej m.in.: PGE i ENEA. Udział energii z OZE w żużyciu energii przez odbiorców końcowych 25% 20% 15% 10% 5% 0% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Źródło: MG Rozporządzenie obowiązujące Nowe rozporządzenie 6
Udział biomasy rolnej w biomasie ogółem 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Źródło: MG 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Rozporządzenie obowiązujące Nowe rozporządzenie Wraz z nową ustawa prawo energetyczne ma zostać zaprezentowane także nowe rozporządzenie dotyczące kogeneracji, co ma dla branży szczególne znaczenie ponieważ obecne rozporządzenie regulujące wymagania co do udziału energii z kogeneracji gazowej (żółte certyfikaty) i kogeneracji (czerwone certyfikaty ) określa udziały w stosunku do energii sprzedanej do odbiorców końcowych tylko w 2012 r. Kształt rozporządzenia ma być ujawniony w ciągu najbliższych tygodni. Wg opinii branży wsparcie dla kogeneracji powinno zostać utrzymane co najmniej do 2020 r. Plany budowy mocy szczytowych Wg informacji prasowych PSE Operator szuka rozwiązań alternatywnych do budowy dwóch bloków szczytowych-gazowych o mocy 200-250 MW każdy, które miałyby pracować po ok. 200 godzin rocznie. Zamiast tego Operator miałby pokrywać koszty dalszego utrzymania bloków przez kolejne 3-5 lat, które miały zostać wyłączone w 2015 r. Ze spółek giełdowych informacja ta może dotyczyć Taurona, który w latach 2013-2016 r. ma wycofać ok. 1 GW mocy. Budowa nowych bloków Znaczny spadek cen energii na rynku terminowym jaki nastąpił w ciągu ostatnich kilku miesięcy przyczynił się do postawienia pod znakiem zapytania planów inwestycyjnych odnośnie budowy nowych bloków. Z listy ponad 30 inwestycji, którym przyznano bezpłatne uprawnienia CO2 z tytułu rozpoczęcia działalności przed końcem 2008 r., realizowanych będzie zaledwie kilkanaście z czego jedynie 9 większych inwestycji, w tym tylko jedna przez spółkę bez udziału Skarbu Państwa. Znalazło to również odzwierciedlenie w wypowiedziach przedstawicieli rządu. Inwestycje te staną się jednym z filarów rządowego programu pobudzenia gospodarki. Do bloków, które będą realizowane nalezą bloki na węglu kamiennym w Kozienicach (ENEA), Opolu (PGE), Jaworznie (Tauron), Rybniku (EDF), blok na węglu brunatnym w Turowie (PGE) oraz bloki gazowe w Puławach (PGE/Puławy), Blachowni (Tauron/KGHM), Stalowej Woli (Tauron/PGNiG) i Włocławku (PKN). W dłuższym terminie jest to informacja pozytywna dla sektora, gdyż ogranicza ryzyko znacznej nadpodaży energii 7
w kolejnych latach. Jedynymi inwestycjami, na jakie udało się obecnie rozstrzygnąć przetargi i nie ma problemów prawnych z rozpoczęciem budowy to blok CCGT w Stalowej Woli oraz blok węglowy w Kozienicach. Pomimo pozytywnego dla PGE rozstrzygnięcia w NSA kwestii uwarunkowań środowiskowych dla nowych bloków w elektrowni Opole spór sądowy wciąż nie został zamknięty. Na blok w Jaworznie najtańszą ofertę złożyło konsorcjum chińskich spółek CNEEC/COVEC (4,9 mld PLN) a cena jest w tym przetargu najistotniejszym kryterium i jej waga wynosi 74%, na pozostałe inwestycje z listy strategicznej przetargi będą rozstrzygane dopiero w 2013 r. Porozumienie w sprawie budowy elektrowni atomowej. We wrześniu PGE, Tauron, KGHM i ENEA podpisały list intencyjny w sprawie budowy elektrowni atomowej. Rolę wiodącą w projekcie pełnić będzie PGE i docelowo zachowa pakiet kontrolny w inwestycji. Pozostałe spółki nabędą docelowo część udziałów w PGE EJ1, spółce, która będzie realizować projekt jądrowy. Zwrócą także proporcjonalnie część nakładów inwestycyjnych, jakie spółka PGE poczyniła do tej pory. Taka współpraca jest korzystna dla wszystkich uczestników ponieważ daje możliwość inwestycji w energetykę jądrową bez konieczności rozwijania własnych projektów, które raczej przekraczałyby możliwości pojedynczych uczestników. Daje również większą pozycję negocjacyjną w sprawie gwarancji rządowych dla projektu, który biorąc pod uwagę obecne ceny energii i CO2 mógłby nie gwarantować odpowiedniej stopy zwrotu. Obecnie trwają przygotowania do zintegrowanego przetargu na budowę i finansowanie elektrowni, który ma odbyć się w 2013 r. W ramach przygotowań PGE EJ spotyka się z zainteresowanymi podmiotami. Wg ostatnich wypowiedzi przedstawicieli rządu i PGE wynika, że projekt jądrowy będzie realizowany mimo planów zaangażowania dużych środków w wydobycie gazu łupkowego. Ostateczna decyzja powinna zapaść na przełomie 2014/2015 roku, co powinno dać lepszy obraz sytuacji w zakresie skali możliwości pozyskiwania gazu łupkowego. Plany prywatyzacyjne sektora Wg wypowiedzi Ministerstwa Skarbu zmieniło się podejście do planów prywatyzacyjnych sektora. Z nowych spółek w 2013 r. na giełdę ma trafić pakiet Energi, natomiast zmieniła się strategia prywatyzacyjna odnośnie ENEI, która obecnie realizuje projekt Kozienicki i nie jest przeznaczona do prywatyzacji przez sprzedaż do inwestora strategicznego. 8
Propozycje UE w zakresie ograniczenia nadwyżki praw CO2 w latach 2013-2015 r. Propozycje zmian w aukcjach CO2 Zmiana w aukcjach profil czasowy 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Razem 2013-2020 Duża zmiana -550-400 -250 240 240 240 240 240 0 Średnia zmiana -400-300 -200 180 180 180 180 180 0 Mała zmiana -200-150 -50 80 80 80 80 80 0 Zmieniony profil czasowy 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Razem 2013-2020 Obecny profil aukcyjny 1056 1044 1092 1080 1067 1055 1043 1031 8468 Duża zmiana 506 644 842 1320 1307 1295 1283 1271 8468 Średnia zmiana 656 744 892 1260 1247 1235 1223 1211 8468 Mała zmiana 856 894 1042 1160 1147 1135 1123 1111 8468 Żródło KE Komisja Europejska konsekwentnie podejmuje działania w celu podniesienia cen uprawnień CO2, tak by generowały sygnały cenowe dla inwestycji w OZE. W listopadzie KE przedstawi zarówno projekt strukturalnych środków w tym zakresie prawdopodobnie takich jak trwałe usunięcie części pozwoleń na emisję i zwiększenie celu redukcji do 2020 r. do 30% oraz projekt doraźny polegający na przesunięciu części praw z aukcji w latach 2013-2015 na lata 2016-2019. Ze względu na nadwyżki uprawnień do emisji powstałe w II fazie ETS w wyniku spowolnienia gospodarczego (niższe od zakładanych emisje), oraz podaż EUA z programu NER 300 i zamiany jednostek CER i ERU łączna nadwyżka uprawnień może w ciągu trzeciego okresu ETS utrzymywać się na poziomie zbliżonym do 2 mld praw, czyli niewiele niższym niż roczny limit emisji. Nadwyżka ta byłaby skonsumowana dopiero po roku 2020 przy założeniu, że obecna polityka środowiskowa UE się nie zmieni. Aby ograniczyć towarzyszący nadwyżce efekt niskich cen w pierwszych latach trwania ETS III Komisja zaproponowała obniżenie wielkości praw sprzedawanych na aukcjach w trzech pierwszych latach (2013=2015) w trzech wariantach odpowiednio o 1200 mln, 900 mln i 400 mln praw rocznie i proporcjonalne zwiększenie ilości na aukcjach w kolejnych latach. Efektem, który zostałby uzyskany byłyby bardziej zrównoważone ceny CO2 w całym okresie oraz wyraźniejsze sygnały cenowe dla inwestycji w energie odnawialną i nisko-emisyjne aktywa. Decyzja o wyborze konkretnego wariantu przesunięcia przydziału uprawnień ma zostać podjęta przez Komisję Europejską 14 listopada br. Głosowanie nad propozycją w Komitecie ds. Zmian Klimatycznych miałoby odbyć się w grudniu. Projektowi sprzeciwia się Polska, nie zostanie on także prawdopodobnie poparty przez Niemcy i Holandię, natomiast za jego wdrożeniem opowiadają się Dania, Francja i Wielka Brytania. Kolejnym etapem regulacji aukcji może być proponowana przez KE zmiana w dyrektywie ETS, która upoważni KE do zmiany harmonogramu aukcji, gdy uzna to za stosowne z punktu widzenia funkcjonowania EU ETS. Głosowanie nad zmianą w Parlamencie Europejskim może odbyć się w kwietniu 2013 r. Wejście spółek telekomunikacyjnych w obszar sprzedaży energii Netia rozpoczyna program sprzedaży energii w taryfie C. Oferta jest przygotowana wraz z RWE Polska i będzie skierowana do małych i średnich firm. Klientom zostaną zaoferowane niższe ceny energii o ok. 15% oraz stałe ceny do 2014 roku. Dostaną oni także jeden miesiąc usług telekomunikacyjnych gratis. Produkt oferowany będzie poza Warszawą, na terenie której RWE jest sprzedawcą z urzędu. 9
Taryfa C była do tej pory źródłem największych zysków firm sprzedających energię. Wejście w segment sprzedaży energii telekomów, których oferta może zostać skierowana do dużej liczby klientów może potencjalnie wywierać istotny wpływ na marże. Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym w kraju wg odbiorców (bez Ec przemysłowych i Ec niezależnych) 35 000 34 351 32 744 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 29807 29412 28 616 27673 26336 23467 23433 22017 21565 19843 17554 17382 16237 15868 14311 14199 11276 10940 10567 10081 9105 8963 8514 7 650 6506 4 166 3340 2773 2214 2408 1356 36 474 0 2 8 10,2 11 2005 2009 2010 2011 1H2012 2005 2009 2010 2011 1H2012 2005 2009 2010 2011 1H2012 2005 2009 2010 2011 1H2012 Odbiorcy na WN Odbiorcy SN Odbiorcy na nn (grupa C) Gosp. Domowe i rolne Umowy sprzedaży Umowy kompleksowe Źródło: ARE 10
RAPORT PGE Sektor energetyczny Dane podstawowe 20,2 18,6 17 Trzymaj Cena bieżąca (PLN) 17,82 Cena docelowa (PLN) 17,0 Min 52 tyg (PLN) 15,57 Max 52 tyg (PLN) 19,78 Kapitalizacja (tys PLN) 33319546 EV (tys PLN) 34938945 Liczba akcji (tys szt.) 1869784 Free float 37,0% Free float (tys PLN) 12328232 Śr. obrót/dzień (tys PLN) 39092 Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc -5,8% -0,9% 3 miesiące 4,3% 9,8% 6 miesięcy 4,2% 8,3% 12 miesięcy -6,1% 6,1% Akcjonariat PGE % akcji i głosów Skarb Państwa 61,9% 61,9% Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 2012-04-25 20,60 Kupuj 2011-09-27 20,20 Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 17,0 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem wypłaty dywidendy tym okresie wynosi 2%. PGE jako największy producent energii zostanie dotknięty spadkiem marży z tytułu produkcji energii w wysokości ok. 60 mln PLN, na każdą złotówkę spadku ceny prądu. Dodatkowo PGE już w 2013 r. będzie musiało dokupić ok. 30 mln praw do emisji CO2, co oznacza dodatkowy spadek marży o 1 mld PLN. PGE zrezygnował z dalszych starań o kupno ENERGI, co może oznaczać możliwość dystrybucji do inwestorów w postaci dywidendy co najmniej 50% zysku netto w kolejnych latach. Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na 17,0 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem wypłaty dywidendy tym okresie wynosi 2%. PGE jako największy producent energii zostanie dotknięty spadkiem marży z tytułu produkcji energii w wysokości ok. 60 mln PLN, na każdą złotówkę spadku ceny prądu. Dodatkowo PGE już w 2013 r. będzie musiało dokupić ok. 30 mln praw do emisji CO2, co oznacza dodatkowy spadek marży o 1 mld PLN. PGE zrezygnował z dalszych starań o kupno ENERGI, co może oznaczać możliwość dystrybucji do inwestorów w postaci dywidendy co najmniej 50% zysku netto w kolejnych latach. Program inwestycyjny PGE zostanie prawdopodobnie zmodyfikowany zgodnie ze strategią rządową. Oczekujemy, że spółka w znacznie większym stopniu zaangażuje się w wydobycie gazu łupkowego. Po roku 2015 r. głównym projektem PGE będzie prawdopodobnie budowa elektrowni atomowej. PGE powinno także otrzymać pozytywną decyzję przyłączeniową na farmy morskie o mocy 1000 MW. Na rok 2013 przesuwają się największe obecnie inwestycje w grupie PGE dotyczące budowy nowych bloków w Opolu i Turowie. PGE wcześniej wycofało się także z kupna ENERGI. Oznacza to, że spółka może dystrybuować do inwestorów co najmniej 50% zysku netto w ciągu kilku następnych lat. Wynik bieżącego roku zostanie skorygowany o jednorazowe zyski z tytułu zakończenia sporu z Alpiq na ponad 200 mln PLN, mniejsze będą też prawdopodobnie rezerwy na odprawy w GiEK S.A. Z drugiej strony spółka zrezygnowała ze sprzedaży Exatela i nie zaksięguje zysku z tego tytułu. 15,4 24 paź 5 sty 16 mar 31 maj 10 sie 22 paź PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa r. PGE - wybrane dane finansowe tys. PLN 2009 2010 2011 2012P 2013P Sprzedaż 21623350 20476465 28111 354 29603854 30434490 EBITDA 7983405 6840543 6857917 7772622 6221314 EBIT 5344729 4149236 4144480 4899145 3249905 Zysk netto 3370712 3014120 4936095 4259053 2702968 Zysk skorygowany 3370712 3014120 3316095 3975553 2702968 EPS (PLN) 1,80 1,61 2,64 2,28 1,45 DPS (PLN) 0,66 0,70 0,64 1,83 1,13 Div.Yield % 3,7% 3,9% 3,6% 10,3% 6,4% P/E 9,9 11,1 6,8 7,8 12,3 P/BV 0,7 0,9 0,8 0,8 0,8 EV/EBITDA 3,6 4,6 4,4 4,1 6,0 P - prognoza PKO DM Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Mimo pozytywnego dla PGE wyroku Naczelnego Sądu Administracyjnego w sprawie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wciąż nie ruszyła największa obecna inwestycja spółki w Opolu. Po wyroku NSA w sprawie inwestycji w Opolu, który uznał skargę PGE spółka jest zdecydowana przeprowadzić tę inwestycję. Spór prawny nie został jeszcze całkowicie zakończony, nie ma również pisemnego uzasadnienia wyroku. W przypadku drugiej największej inwestycji PGE jaką jest blok opalany węglem brunatnym w Turowie kolejny raz został przesunięty termin składania ofert na wniosek jednego z uczestników przetargu. Aktualny termin to 30 listopada br. Podobnie jak w Opolu decyzja środowiskowa dla bloku została zaskarżona przez organizację pozarządową i przekazana do ponownego rozpatrzenia ze względu na uchybienia w procedurze administracyjnej. Może to oznaczać kilku miesięczne opóźnienie w realizacji tej inwestycji. PGE podpisał list intencyjny w sprawie uczestnictwa pozostałych spółek giełdowych z sektora oraz KGHM w projekcie budowy elektrowni atomowej. PGE miałby zachować większościowy udział w inwestycji (51%). Budowa sojuszu może także ułatwić uzyskanie wsparcia dla tej inwestycji w postaci gwarancji państwowych. Obecnie trwają przygotowania do zintegrowanego przetargu na budowę i finansowanie elektrowni, który ma odbyć się w 2013 r. W ramach przygotowań PGE EJ spotyka się z zainteresowanymi podmiotami. Wg wypowiedzi Zarządu projekty łupkowy i atomowy wzajemnie się wykluczają. Może to oznaczać podjęcie ostatecznej decyzji o realizacji programu projektu atomowego po wyjaśnieniu kwestii dostępności i zasobów gazu łupkowego. Obecnie jednak stanowisko rządu, dla którego oba programy mają wagę strategiczną zakłada realizację obu tych programów. PGE prawdopodobnie dostanie warunki przyłączeniowe na farmę morską o mocy 1000 MW. Oprócz Polenergii będzie to jedyny operator tego typu instalacji do 2025 r. Bez znacznych inwestycji w budowę tzw. szyny bałtyckiej przyłączenie kolejnych instalacji nie będzie możliwe. PSE Operator nie planuje tego typu inwestycji do 2025 r. PGE wycofało się z inwestycji w Energę. Oznacza to naszym zdaniem możliwość wypłaty 50% zysku netto jako dywidendy nawet przy zmniejszonym poziomie zysku. Program poprawy efektywności opublikowany w styczniu br. będzie prawdopodobnie zmodyfikowany wynika to z proponowanych zmian w ustawie o OZE, która wyklucza możliwość rozwoju współspalania. Spadek cen na rynku energii oraz konieczność ponoszenia obciążeń CO2 wymagać też będzie działań na większą w skalę w dziedzinie obniżki kosztów. Przyszły rok oznaczać będzie znaczny spadek rentowności produkcji energii w grupie PGE. Spółka będzie musiała dokupić ok. 30 mln praw CO2, co obniży poziom zysku operacyjnego o ok. 1mld, dodatkowo spadek cen energii r/r oznacza obniżenie zysku operacyjnego o ok. 60 mln PLN na każdą złotówkę spadku cen energii. W związku z tym oczekujemy obniżenia zysku operacyjnego w segmencie energetyka konwencjonalna o 1,5 mld PN, co stanowi ok. 40%. 12
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2021. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 17,0 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF PGE: model DCF tys PLN 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT 4 899 145 3 249 905 3 911 093 4 228 831 4 320 062 4 977 911 5 146 778 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 3 968 307 2 632 423 3 167 986 3 425 353 3 499 251 4 032 108 4 168 890 CAPEX -6 306 715-9 125 479-10 394 293-10 960 658-6 430 075-5 488 044-7 346 068 Amortyzacja 2 896 704 2 995 102 3 107 634 3 493 916 3 467 841 3 747 469 3 872 805 Zmiany w kapitale obrotowym 78 915 67 243 75 429 52 758 53 838 54 930 56 034 FCF 479 382-3 565 198-4 194 103-4 094 147 483 179 2 236 603 639 593 WACC 9,8% 9,1% 8,5% 8,1% 7,8% 7,9% 7,8% Współczynnik dyskonta 1,00 1,09 1,18 1,28 1,38 1,49 1,60 DFCF 479 382-3268431 -3542 955-3200 162 350 193 1502 633 35477 994 Wzrost w fazie II 1,00% Suma DFCF - Faza I -3918440 Suma DFCF - Faza II 33399612 Wartość DCF 29 481 172 Dług netto -3044247 Aktywa poza operacyjne 683880 Zobowiązania wobec pracowników 1694336 Kapitały mniejszości 414 392,0 Wartość firmy 31100571,3 Liczba akcji (mln szt.) 1869784 Wartość godziwa na akcję na 31.12.2012 16,6 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 17,0 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,13 Cena bieżąca 17,8 Oczekiwana stopa zwrotu 1% Źródło: prognozy PKO DM PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 203,0 196,0 205,0 214,3 221,8 228,6 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) 12,4 11,7 11,7 11,9 12,1 12,8 Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) 7,0 7,3 7,6 7,9 8,2 8,5 Wolumen produkcji energii (TWh) 58,6 60,4 59,3 60,1 61,2 73,1 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 31,2 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,3 8,8 8,8 9,1 9,3 9,6 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski PGE: WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1 1 1 1 1 1 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% koszt długu 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% 6,1% waga długu -3,6% 11,2% 23,1% 32,8% 37,6% 36,9% WACC 9,8% 9,1% 8,5% 8,1% 7,8% 7,9% Źródło: prognozy PKO DM 13
Wycena porównawcza PGE Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR mln 2012 2013 2014 2012 2013 2014 EDF 30543,3 8,1 8,0 7,4 4,8 4,6 4,3 GDF SUEZ 41956,2 11,0 10,6 9,5 5,9 5,8 5,4 RWE AG 21105,5 8,5 8,5 8,0 4,5 4,4 4,2 IBERDROLA 24187,2 8,6 9,7 9,0 6,7 6,7 6,4 CEZ 15497,7 9,0 9,1 9,1 6,3 6,3 6,3 DRAX GROUP PLC 2527,5 11,4 19,6 19,4 6,0 8,2 7,5 FORTUM OYJ 12508,2 10,8 10,4 10,3 8,7 8,5 8,3 ENEA 1643,6 9,9 12,1 11,9 4,1 5,9 6,7 TAURON 1934,4 6,4 10,5 13,0 4,1 5,5 5,9 średnia 9,3 10,9 10,9 5,7 6,2 6,1 PGE 7885,6 7,8 12,3 11,3 4,1 6,0 6,2 premia/dyskonto do średniej -16% 13% 4% -27% -3% 1% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 21,2 15,8 17,1 24,4 18,4 17,6 18,0 20,1 wagi 50% 50% wycena porównawcza 19,08 Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM 14
Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 21623350 20476465 28111354 29603854 30434490 31975671 33653877 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 4026302 2925397 2988987 3452116 1657883 2243283 2248084 Segment dystrybucji 263244 533461 705279 834528 991622 1085814 1224342 Segment sprzedaży detalicznej 397681 204472 124211 131003 133623 136296 139021 Segment sprzedaży hurtowej 439397 199905 180906 162180 165424 168732 172107 Sement pozostałe 135478 93319 35373 101345 103879 106476 108606 Odnawialne żródła energii 77603 135277 86952 194745 173782 146326 312023 Korekty 5024 57405 22772 23227 23692 24166 24649 Zysk z działalności operacyjnej 5344729 4149236 4144480 4899145 3249905 3911093 4228831 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 242157 227019 174373 0 0 0 0 Saldo działalności finansowej -208352-136102 1846541 426648 113566-240023 -634162 Zysk przed opodatkowaniem 5378534 4240153 6165394 5325793 3363470 3671071 3594669 Podatek dochodowy -1041311-673400 -1194484-1007487 -634558-692912 -668614 Zyski (straty) mniejszości 966511 612967 36519 59252 25944 37036-4688 Zysk (strata) netto 3370712 3014120 4936095 4259053 2702968 2941122 2930743 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe 41964446 44137422 44444933 47981301 54170789 61521821 69058829 Wartości niematerialne i prawne 153335 202629 216921 246205 279443 317168 359986 Rzeczowe aktywa trwałe 38945664 41442181 42974819 46384830 52515207 59801867 67268609 Pozstałe aktywa długoterminowe 2865447 2492612 1253193 1350266 1376138 1402787 1430235 Aktywa Obrotowe 12483352 9742569 14317698 14996129 13902496 13319845 12864083 Zapasy 1271165 1090549 1305327 1370593 1429529 1472415 1516587 Należności 2059119 1618591 1767739 1826074 1880857 1961733 2020585 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1440245 4303006 7192394 6788687 6891337 7011792 7269824 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 7712823 2730423 4052238 5010774 3700774 2873905 2057086 AKTYWA RAZEM 54447798 53879991 58762631 62977430 68073285 74841666 81922912 Kapitał Własny 38 849 752 37 554 665 41 173 260 43 105 120 43 705 233 45 332 776 46 738 288 Kapitały mniejszości 7 681 428 595 958 414 392 426 824 439 628 452 817 466 402 Zobowiązania 15598046 16325326 17589371 19872310 24368052 29508890 35184623 Zobowiązania długoterminowe 9762322 7471585 7215966 8875776 12943061 17970416 23438562 Kredyty i pożyczki 4056270 1804429 1341351 3341351 7341351 12299592 17697482 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 1131702 1236661 1279944 1324742 1371108 1419097 1468765 Pozostałe rezerwy 3465603 3302173 3320842 3080676 3102280 3123405 3143993 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1108747 1128322 1273829 1129007 1128322 1128322 1128322 Zobowiązania krótkoterminowe 5835724 8853741 10373405 10996534 11424991 11538474 11746061 Kredyty i pożyczki 969929 914956 697661 732544 754520 777156 808242 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 801866 781541 804987 829137 854011 879631 906020 Pozostałe rezerwy 765455 3149483 3829475 4243020 4449983 4334147 4296529 Zobowiązania handlowe i pozostałe 3298474 4007761 5041282 5191833 5366477 5547540 5735270 PASYWA RAZEM 54447798 53879991 58762631 62977430 68073285 74841666 81922912 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 7298888 6610960 6942012 7059903 5933391 6307062 6602317 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -3628590-7468274 -3326656-5622835 -9125479-10394293 -10960658 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 1898319-4111761 -2311313-467196 1882087 3260362 3541522 Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 12,0% 9,9% 6,2% 6,5% 6,3% ROA 6,2% 5,6% 8,4% 6,8% 4,0% 3,9% 3,6% Dług netto -2679735-17474 -4109258-3044247 2287730 8095475 14341270 Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,4 0,4 1,2 1,9 Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM 15
Wyniki kwartalne segmentów PGE (tys PLN) IQ'11 IIQ'11 IIIQ'11 IVQ'11 IQ'12 IIQ'12 Energetyka Konwencjonalna Przychody ze sprzedaży netto 3329675-171539 6460583 3185719 3654564 3158136 Sprzedaż między segmantami 203834-74408 328 275 287715 264080 129426 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3533509-245947 6788858 3475404 3918644 3287562 Wynik segmentu 1131795-263115 2100111 20196 1358761 868680 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 429648 1098148 263 690 1131391 391586 634848 Amortyzacja 370258 362170 330 160 475193 422418 422693 EBITDA 1502053 99055 2430271 495389 1781179 1291373 Energetyka Odnawialna Przychody ze sprzedaży netto 106421 37323 251 070 117601 135787 143744 Sprzedaż między segmantami 33257-30896 14038 2815 5566 2361 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 139678 6427 265 108 122777 141353 146105 Wynik segmentu 27503 10417 39854 9178 40998 37920 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 33855 34198 31709 48743 7183 16255 Amortyzacja 32113 28260 34148 32936 32686 34605 EBITDA 59616 38677 74002 42114 73684 72525 Obrót hurtowy Przychody ze sprzedaży netto 294589 109851 142 011 215214 272085 404440 Sprzedaż między segmantami 2603032 2002917 2347596 2519438 2559160 4605949 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 2897621 2112768 2489607 2856253 2831245 5010389 Wynik segmentu 50771 47278 33727 49130 73353 98049 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 1770 1884 4153 2230 237 1236 Amortyzacja 6368 2029 8666 6448 4981 4891 EBITDA 57139 49307 42393 55578 78334 102940 Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto 204821 88483 375 530 216205 280403 293304 Sprzedaż między segmantami 1154688-127322 2200283 1140322 1162475 1027366 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1359509-38839 2575813 1356527 1442878 1320670 Wynik segmentu 252529 75196 251 253 126301 277150 327725 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 136016 256776 322 206 539637 190710 313792 Amortyzacja 224467 225674 223 819 240026 231978 232805 EBITDA 476996 300870 475 072 366327 509128 560530 Sprzedaż detaliczna Przychody ze sprzedaży netto 3171155-233685 6098802 3148504 3360699 2937470 Sprzedaż między segmantami 135372-95810 180 439 96635 61171 39562 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3306527-329495 6279241 3245139 3421870 2977032 Wynik segmentu 57748-55964 82877 39550 56474 1784 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 839 1046 121 3073 1299 938 Amortyzacja -2430 9173 5267-2380 2189 15058 EBITDA 55318-46791 88144 37170 58663 16842 Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto 187529 40615 367 715 332906 196656 228144 Sprzedaż między segmantami 215140-22435 526 622 182268 197947 192705 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 402669 18180 894 337 563126 394603 420849 Wynik segmentu 7358-11197 39896-684 1301-3839 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 18221 27953 38526 39027 38546 16947 Amortyzacja 25659 26907 26260 35856 26292 28296 EBITDA 33017 15710 66156 35172 27593 24457 Razem Przychody ze sprzedaży netto 7294190-251484 13695711 7216149 7908227 7042706 Sprzedaż między segmantami 4345323 1652046 5597253 4229193 0 0 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 7294190-251484 19292964 11619226 7908227 7042706 Wynik segmentu 1519596-239670 2547718 243671 1823786 1279926 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 620349 990357 660 405 1764101 604843 949115 Amortyzacja 656435 654213 628 320 788079 713013 717753 Źródło: PGE 16
RAPORT ENEA Sektor energetyczny Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 15,29 Cena docelowa (PLN) 14,6 Min 52 tyg (PLN) 14,04 Max 52 tyg (PLN) 18,63 Kapitalizacja (tys. PLN) 6749657 EV (tys. PLN) 5946233 Liczba akcji (tys. szt.) 441 443 Free float 29,2% Free float (tys PLN) 1 970 900 Śr. obrót/dzień (tys. PLN) 2 893 Bloomberg Reuters ENA PW ENAE.WA Zmiana kursu ENEA WIG 1 miesiąc -6,9% -0,9% 3 miesiące 3,5% 9,8% 6 miesięcy -1,8% 8,3% 12 miesięcy -15,0% 6,1% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 52,1% 52,1% Vattenfall 18,7% 18,7% Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 2012-04-25 18,00 Kupuj 2011-09-27 19,40 Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 14,6 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem dywidendy wynosi w okresie 12 miesięcy 2%. W wycenie uwzględniamy spadek cen energii jakiego oczekujemy w ciągu najbliższych lat. Kurs ENEI może zachowywać się relatywnie stabilnie na tle innych spółek ze względu na mniejsze wahania wyników w 2013 r. ENEA w tym roku rozpoczęła swoją największą inwestycję jaką jest blok 1075 MW w Kozienicach. Spółka zagwarantowała sobie również długoterminowe finansowanie dla tej inwestycji. W ciągu ostatnich miesięcy zmieniła się strategia prywatyzacyjna dla ENEI, obecnie nie zakłada ona sprzedaży spółki do inwestora strategicznego w ciągu 3-4 lat. Dla ENEI obecny rok jest rokiem korekty wyników osiągniętych w poprzednim roku. Dlatego spadek zysków w 2013r. będzie relatywnie niewielki. Wynika to z księgowanych wtedy jednorazowych zysków w segmencie wytwarzania w postaci zysku z zakupu EC Białystok ok. 56 mln PLN oraz przychodów z tytułu zamiany jednostek EUA na CER. W tym roku jednorazowy zysk z tytułu zakupu EC Białystok jest odwracany w postaci odpisów amortyzacyjnych robionych co kwartał. Sprzedaż jednostek EUA jest także znacząco mniejsza ponieważ dotyczy tylko 2012r., (w poprzednim roku dotyczyła limitu jednostek z trzech ostatnich lat). ENEA zapewniła sobie długoterminowe finansowanie dla swojej największej inwestycji jaką jest budowa nowego bloku w Kozienicach. Zapewnia to spółce większe bezpieczeństwo planowania przepływów pieniężnych i umożliwia utrzymanie wypłaty dywidendy na dotychczasowym poziomie. W ostatnim okresie zmianie uległa koncepcja prywatyzacji spółki. Wcześniej spółka była przeznaczona do sprzedaży do inwestora strategicznego. Obecnie wg ostatnich wypowiedzi Ministerstwa Skarbu sprzedaż do inwestora strategicznego zostanie odroczona o kilka lat. 21 Enea 18,5 16 13,5 24 paź 5 sty 16 mar 31 maj 10 sie 22 paź ENEA WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa ENEA - wybrane dane finansowe tys. PLN 2009 2010 2011 2012P 2013P Sprzedaż 7 139 957 7 836 875 9 690 102 10 704 076 10 668 119 EBITDA 1 166 950 1 364 636 1 561 671 1 455 677 1 378 258 EBIT 505 605 711 964 850 691 729 797 555 947 Zysk netto 513 589 639 262 801 230 681 348 556 045 Zysk skorygowany 513 589 639 262 801 230 681 348 556 045 EPS (PLN) 1,16 1,45 1,82 1,54 1,26 DPS (PLN) 0,46 0,38 0,44 0,54 0,46 Div.Yield % 3,0% 2,5% 2,9% 3,6% 3,0% P/E 13,1 10,6 8,4 9,9 12,1 P/BV 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 EV/EBITDA 4,1 3,3 3,2 4,1 5,9 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Zyski Energi w latach 2012/2013 zachowają się najbardziej stabilnie ze wszystkich spółek energetycznych. Wynika to z jednej strony z braku wsparcia KDT-ów, a z drugiej z relatywnie niskiej bazy jaką był rok 2012. Powodem jest głównie odwracanie efektów czynników jednorazowych widocznych w wynikach 2011 r. Należały do nich rozpoznany zysk z tytułu nabycia Elektrociepłowni Białystok oraz zyski z tytułu sprzedaży jednostek EUA i kupna w zamian jednostek CER. W 2011 r. transakcje dokonywane przez Elektrownie Kozienice dotyczyły trzech ostatnich lat stąd osiągnięte wyniki. Łącznie z tych dwóch źródeł pochodziło wg naszych szacunków ponad 100 mln PLN przyrostu zysku operacyjnego. W 2012 r. jednorazowy zysk z tytułu nabycia EC Białystok był odwracany w postaci odpisów amortyzacyjnych w wysokości ok. 50 mln PLN. Od 2013 r. źródło zysków jakim była zamiana praw EUA na CER zostanie ograniczona do ok. 1% przyznanego limitu. W poprzednim okresie możliwy limit zamiany obejmował ok. 10% praw rocznie. ENEA jako pierwsza ze spółek energetycznych rozpoczęła realizację bloku węglowego. Powstający w Kozienicach blok o mocy 1075 MW będzie największym blokiem węglowym w Polsce i Elektrownia Kozienice odzyska prymat w tej kwestii utracony na rzecz Elektrowni Bełchatów w 2011 r. Inwestycja ma szansę być najbardziej rentownym przedsięwzięciem w kategorii bloków na węgiel kamienny. Blok będzie zasilany w całości węglem z Bogdanki. ENEA zagwarantowała sobie już także finansowanie tej inwestycji poprzez 10 letni gwarantowany program emisji obligacji o wartości 4 mld PLN. Zmieniła się koncepcja prywatyzacji ENEI. Wg ostatnich informacji z Ministerstwa Skarbu Państwa ENEA nie jest już przeznaczona do prywatyzacji przez sprzedaż do inwestora strategicznego. Z punktu widzenia Ministerstwa korzystniejsze wydaje się obecnie strumień przyszłych dywidend wsparty przychodami z nowych inwestycji. Zmianą, która istotnie wpłynie na wyniki spółki od 2013 r. będzie konieczność dokupienia uprawnień CO2. ENEA tak jak PGE miała deficyt praw w bieżącym okresie i nie była w stanie zmagazynować ich na następny okres. Jak na razie spółka nie przeprowadzała także programów PDO w segmencie wytwarzania ze względu na okresy ochronne obowiązujące do 2019 r. 18
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2021. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2021. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 14,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT 729797 555947 697891 813896 932963 1425857 1433157 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 591 136 450 317 565 292 659 256 755 700 1 154 944 1 160 857 CAPEX -1849113-2834037 -3551510-3580385 -1794116-1448660 -1433977 Amortyzacja 765880 747894 790805 849813 1024472 1054391 1077577 Zmiany w kapitale obrotowym -25136 12435 20475 189413-173807 -71911-74313 FCF -517 233-1 623 391-2 174 938-1 881 903-187 751 688 765 730 144 WACC 9,6% 9,6% 8,1% 7,6% 7,5% 7,5% 7,6% Współczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,18 1,27 1,37 1,47 1,58 DFCF -517233-1481197 -1835403-1476182 -137017 467456 9819827 Wzrost w fazie II 1,00% Suma DFCF - Faza I -2294756 Suma DFCF - Faza II 8176038 Wartość Firmy (EV) 5 881 281 Dług netto -1336059 Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników 532635 Wartość godziwa 6 655 620 Liczba akcji (mln szt.) 441443 Wartość godziwa na akcję na 31.12.2012 15,1 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 14,6 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,46 Cena bieżąca 15,3 Oczekiwana stopa zwrotu -1% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) 203 196 205 215 223 231 Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 11,4 10,8 11,0 11,2 11,4 11,8 Wolumen produkcji energii (TWh) 11,1 11,1 11,1 11,1 12,6 17,6 Wolumen sprzedaży (TWh) 17,7 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,3 8,8 8,8 9,1 9,3 9,6 Źródło: prognozy PKO DM ENEA: WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% Premia za ryzyko 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 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,8% 1,8% 1,8% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% 9,6% koszt długu 6,1% 6,1% 6,1% 6,4% 6,4% 6,4% waga długu 0% 0% 32% 45% 47% 46% WACC 9,6% 9,6% 8,1% 7,6% 7,5% 7,5% Źródło: prognozy PKO DM 19
Wycena porównawcza ENEA Nazwa spółki Kapitalizacja EUR mln 2012 2013 2014 2012 2013 2014 EDF 30543,3 8,1 8,0 7,4 4,8 4,6 4,3 GDF SUEZ 41956,2 11,0 10,6 9,5 5,9 5,8 5,4 RWE AG 21105,5 8,5 8,5 8,0 4,5 4,4 4,2 IBERDROLA 24187,2 8,6 9,7 9,0 6,7 6,7 6,4 CEZ 15497,7 9,0 9,1 9,1 6,3 6,3 6,3 DRAX GROUP PLC 2527,5 11,4 19,6 19,4 6,0 8,2 7,5 FORTUM OYJ 12508,2 10,8 10,4 10,3 8,7 8,5 8,3 TAURON 1934,4 6,4 10,5 13,0 4,1 5,5 5,9 PGE 7885,6 7,8 12,3 11,3 4,1 6,0 6,2 średnia 9,1 11,0 10,8 5,7 6,2 6,1 ENEA 1643,6 9,9 12,1 11,9 4,1 5,9 6,7 premia/dyskonto do średniej 9% 11% 10% -28% -6% 10% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 14,0 13,8 13,9 21,2 16,2 13,9 13,9 17,1 wagi 50% 50% wycena porównawcza 15,51 Źródło: ENEA, Bloomberg, PKO DM P/E EV/EBITDA 20
Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 7 139 957 7 836 875 9 690 102 10 704 076 10 668 119 11 081 167 11 469 868 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 215 525 313 618 468 393 321 900 92 230 163 136 231 197 Segment dystrybucji 140 755 263 527 335 998 362 628 449 938 487 239 561 458 Segment sprzedaży 235 460 209 283 153 983 155 939 127 928 165 253 142 678 Sement pozostałe 29 812 41 404 47 004 47 944 48 903 49 881 50 879 Wyłączenia -54 510-15 523-31 283-31 909-32 547-33 198-33 862 Koszty nieprzypisane -61 437-100 345-123 404-126 705-130 506-134 421-138 453 Zysk z działalności operacyjnej 505 605 711 964 850 691 729 797 555 947 697 891 813 896 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 7 766 988 4 524 4 750 4 988 5 237 5 499 Saldo działalności finansowej 139 685 100 264 138 486 106 623 51 125-76 047-227 373 Zysk przed opodatkowaniem 653 056 813 216 993 701 841 170 686 476 701 870 535 011 Podatek dochodowy -139 446-173 835-193 245-159 822-130 430-133 355-101 652 Zyski (straty) mniejszości 21 119-774 0 0 0 0 Zysk (strata) netto 513 589 639 262 801 230 681 348 556 045 568 515 433 359 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe 8 374 673 8 737 868 9 529 621 10 578 753 12 674 495 15 431 196 18 381 793 Wartości niematerialne i prawne 76 075 174 349 335 415 244 751 250 649 242 759 259 941 Rzeczowe aktywa trwałe 8 060 674 8 308 650 9 096 510 10 219 743 12 305 886 15 066 591 17 995 926 Pozstałe aktywa długoterminowe 237 924 254 869 97 696 114 260 117 960 121 846 125 926 Aktywa Obrotowe 3 849 971 4 098 837 4 162 762 3 966 354 2 888 708 1 800797 910 116 Zapasy 300 830 242 058 340 972 358 021 375 922 394 718 414 454 Należności 925 513 922 460 1 328 903 1 355 481 1 382 591 1 410 242 1438 447 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 721 085 2 034 692 1 262 220 789 901 73 578-275 942-975 448 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 902 543 899 627 1 230 667 1 462 951 1 056 618 271 779 32 663 AKTYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 13 713 881 14 550 151 15 568 247 17 237 036 19 296 953 Kapitał Własny 9 372 628 9 876 471 10 487 696 10 487 696 10 851 664 11 246 659 11 506 760 Kapitały mniejszości 23 778 23 897 29 085 29 085 29 376 29 670 29 966 Zobowiązania 2 857 060 2 960 234 3 226 185 4 062 455 4 716 582 5 990377 7 790 194 Zobowiązania długoterminowe 1 406 198 1 373 976 1 457 991 2 217 202 3 189 953 4 400458 5 913 480 Kredyty i pożyczki 107 056 72 362 72 868 872 868 1 872 868 3 072 868 4 572 868 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 407 093 428 134 454 325 463 412 468 046 477 407 482 181 Pozostałe rezerwy 142 583 158 521 256 045 268 847 246 157 252 325 261 050 Zobowiązania handlowe i pozostałe 749 466 714 959 674 753 612 075 602 882 597 859 597 382 Zobowiązania krótkoterminowe 1 450 862 1 586 258 1 768 194 1 845 253 1 526 630 1 589919 1 876 713 Kredyty i pożyczki 49 951 42 398 47 561 43 925 46 747 49 650 50 345 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 125 542 146 864 170 182 175 287 175 287 177 040 178 811 Pozostałe rezerwy 128 039 181 971 184 546 203 001 203 001 212 924 223 737 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 147 330 1 215 025 1 365 905 1 423 040 1 101 594 1 150 304 1 423 820 PASYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 13 713 881 14 550 151 15 568 247 17 237 036 19 296 953 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 850 134 1 275 667 1 085 557 1 312 588 1 323 163 1 374 540 1 302 877 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -2 332 519-1 067 613-514 766-1 640 167-2 525 091-3 192 564-2 871 439 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235 731-210 970-239 751 559 863 795 596 1 033 186 1 329 446 Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,5% 5,1% 5,1% 3,8% ROA 4,2% 5,0% 5,8% 4,7% 3,6% 3,3% 2,2% Dług netto -2 466 621-2 819 559-2 372 458-1 336 059 789 420 3 126 682 5 565 999 Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,5-0,9 0,6 2,0 3,5 21