RAPORT Polska Energetyka ENEA Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 14,2 Cena bieżąca (PLN) 13,90 Stopa dywidendy 2,6% Potencjał wzrostu 4,7% Kapitalizacja (mln PLN) 6136 Free float 29% Bloomberg ENA PW Reuters ENAE.WA PGE Rekomendacja TRZYMAJ Cena docelowa (PLN) 16,9 Cena bieżąca (PLN) 16,80 Stopa dywidendy 7,7% Potencjał wzrostu 8,4% Kapitalizacja (mln PLN) 31412 Free float 37% Bloomberg PGE PW Reuters PGEP.WA Tauron Rekomendacja KUPUJ Cena docelowa (PLN) 4,6 Cena bieżąca (PLN) 4,19 Stopa dywidendy 3,6% Potencjał wzrostu 13,4% Kapitalizacja (mln PLN) 7343 Free float 60% Bloomberg TPE PW Reuters TPE.WA Wydajemy rekomendacje kupuj dla akcji Tauron z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 4.60 PLN, rekomendacje trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową 16,90 PLN oraz rekomendację trzymaj dla ENEI z ceną docelową 14.20 PLN. Wg naszej oceny Tauron i ENEA mimo pogorszenia się sytuacji na rynku energii w bieżącym roku zdołają zrekompensować straty z tytułu spadku cen w segmencie wytwarzania poprzez niższe ceny węgla, oraz wyższe marze w segmentach dystrybucji i sprzedaży. Podtrzymujemy wycenę PGE ze względu na relatywnie mniejszy program inwestycyjny, co pozwoli mimo spadku wolnych przepływów gotówkowych z działalności operacyjnej wypłacać dywidendy dające najwyższą stopę zwrotu. Wg naszych szacunków rok 2014 może być najsłabszym okresem w polskiej energetyce. Obecna sytuacja na rynku wskazuje, że nastąpi dalszy znaczny spadek cen energii o ok. 10% w stosunku do roku 2013. Na najbliższy okres preferujemy spółki, które dzięki strukturze swojego biznesu lepiej poradzą sobie ze spowolnieniem na rynku energii. Tauron jest notowany na poziomie EV/EBITDA 4,2 i 5,2 oraz P/E 5,0 i 8,0 na lata 2013/2014. Tauron jest obecnie najtańszą spółką sektora. Tauron jako największy krajowy sprzedawca i dystrybutor energii w największym stopniu skorzysta na niższych kosztach umarzania certyfikatów, różnicy koszów zakupu energii i cen dla odbiorców końcowych oraz wzroście marży w segmencie dystrybucji. W segmencie wytwarzania spadek zysku w tym roku jest łagodzony przez niższe ceny węgla i nadwyżki CO2 z lat poprzednich. ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,5 i 6,0 oraz P/E 8,2 i 10,7 na lata 2013/2014. ENEA w bieżącym roku pokaże relatywnie dobre wyniki finansowe mimo spowolnienia na rynku energii. Uważamy, że Spółka wykorzysta ten okres do rozpoczęcia nowych programów restrukturyzacji zatrudnienia, które złagodzą wzrost kosztów finansowych w kolejnych latach po rozpoczęciu inwestycji w Kozienicach. Obecne wyceny ENEI mogą rozpocząć kolejne spekulacje o pozyskaniu przez Spółkę inwestora, uważamy jednak, że trudno będzie go znaleźć bez rozwiązania systemowego dla sektora wytwarzania w Polsce. PGE jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 6,2 i 7,3 oraz P/E 11,4 i 14,0 na lata 2012/2013. W PGE w najbliższym czasie powinno opublikować strategię, która doprecyzuje program inwestycyjny do roku 2020r. Oczekujemy, że będzie bazować ona na programie zaprezentowanym przez spółkę w 2012r. PGE GIEK S.A. podjęło już decyzję o wycofaniu się z projektu w Elektrowni Opole. W obecnej sytuacji rynkowej maleją także szansę na realizację programu jądrowego. Dzięki temu mimo niskich cen energii i słabszych przepływów pieniężnych, PGE będzie w stanie wypłacać w kolejnych latach najwyższą dywidendę. 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.
Rynek energii w Polsce. 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 2013 Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. -marzec 2013 r.) 280 260 240 PLN/MWh 220 200 180 160 Mies. kurs BASE (PLN/MWh) Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) BASE_Y-12 Źródło: TGE PEAK5_Y-12 BASE_Y-13 PEAK5_Y-13 BASE_Y-14 PEAK5_Y-14 Na rynku energii widać odbicie sytuacji gospodarczej, która prowadzi do spadku zużycia energii elektrycznej. W 2012r. spadek zużycia energii elektrycznej wyniósł 0,6%. Ze względu na gorsze saldo eksportu netto spadek produkcji był większy i wyniósł 2%. Sczególnie silnie odczuły spowolnienie elektrownie na węglu kamiennym, gdzie produkcja spadła o 7% r/r. W I kwartale spadek zużycia energii wyniósł 1,8%. Wolumeny produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym wzrosły jednak o 1,2% r/r. Zadecydowały o tym trwałe wyłączenie bloku 200 MW w Turowie oraz lepsze saldo eksportu netto energii, a także płaska generacja w elektrowniach wiatrowych ze względu na gorsze warunki wietrzne. 2
W ciągu ostatnich miesięcy utrzymywały się spadki cen widoczne zarówno na rynku SPOT jak i Forward. Ceny kontraktów Base na 2014r. spadły do ok. 158 PLN w kwietniu. Należy przyznać, że nastąpił także spadek cen CO2. Jednak średnie ceny zakontraktowane do tej pory na 2014r. są niewiele wyższe i wynoszą ok. 166 PLN. W odróżnieniu od sytuacji w 2012r. wysoki jest poziom kontraktacji, który na koniec kwietnia szacujemy na ponad 40%. Wg obecnych prognoz ekonomicznych brak jest perspektyw na silniejsze ożywienie gospodarcze, które mogłoby pomóc cenom energii. Pochodną spowolnienia gospodarczego są spadające ceny praw EUA, które w kwietniu zeszły do poziomu poniżej 4 EUR. W połowie kwietnia Parlament Europejski odrzucił projekt dotyczący przesunięcia 900 mln praw do emisji CO2 z lat 2013-2015 na lata 2016-2020. Głosowanie nie zamyka jednak ostatecznie tej kwestii, ponieważ propozycja wróciła do Komisji PE do spraw środowiska i może być głosowana ponownie zwłaszcza, że projekt zyskał poparcie Wielkiej Brytanii, Francji, Holandii, Danii, Szwecji, Portugalii, Finlandii i Słowenii oraz Niemiec, które do tej pory nie zajmowały jednoznacznego stanowiska. Sytuacja w segmencie sprzedaży. Bieżący rok jest bardzo dobry dla sprzedawców energii do odbiorców końcowych. Istotnie wzrosła marża pierwszego pokrycia na sprzedaży energii. Wpływają na to niższe koszty zakupu energii, przy relatywnie stałych stawkach sprzedaży widocznych w zwłaszcza w taryfach C i G. Stawki taryfy G, które zostały zatwierdzana przez Prezesa URE na 2011 rok zostały przedłużone do 30 czerwca 2013r. W tym roku ceny zakontraktowanej energii elektrycznej spadły o ok. 6%. Kolejnym korzystnym czynnikiem jest znaczny spadek kosztów umorzenia certyfikatów pochodzenia energii. Po 31 marca br. przestały obowiązywać przepisy w zakresie obowiązku uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia energii pochodzących z kogeneracji. Do chwili obecnej kwestia żółtych i czerwonych certyfikatów nie została rozwiązana. Mimo, że przestał funkcjonować obowiązek umarzania to cały czas aktualny jest obowiązek wydawania certyfikatów za produkcję w kogeneracji. W przypadku przedłużania się okresu bez obowiązku umorzenia może to doprowadzić do powstania nawisu podażowego. Obecna sytuacja prowadzi do powstania nadzwyczajnych zysków u sprzedawców energii, którzy jedynie w przypadku największych klientów dzielą się dodatkowym zyskiem z tyłu niższych kosztów. W przypadku grup energetycznych notowanych na GPW szczególnie pozytywnie wpłynie to na zyski Taurona i ENEI. Dla PGE, który jest największym producentem energii w kogeneracji gazowej łączny wpływ powinien być neutralny. Wg naszych szacunków przy obecnych cenach certyfikatów spadek obciążeń sprzedawców energii jest niższy o ok. kilkanaście PLN/ MWh. Podobnie pozytywnie na zyski sprzedawców energii wpływa obniżenie cen zielonych certyfikatów. 3
GWh 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Produkcja energii elektrycznej z OZE 7867 6392 5597 1673 510 4664 761 392 2963 708 2127 1664 3210 4701 522 428 488 563 837 1077 2352 2152 2375 2920 2331 2037 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: ARE el wodne el wiatrowe el biogazowe el na bimasie współspalanie bimasy i biogazu Sytuacja na rynku zielonych certyfikatów. Ze względu na wzrost produkcji energii z OZE, która w 2012r. wyniosła ok. 16,7 TWh i znacznie przekroczyła poziom wymaganego umorzenia na poziomie 12,7TWh doszło do powiększenia nawisu podażowego na rynku zielonych certyfikatów, który wraz z certyfikatami z poprzednich lat szacowany jest na ok. 8 TWh. Obecnie korzystnie na spadek podaży działają wzrost obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów z 10,4% w 2012 do 12% wolumenu sprzedaży do odbiorców końcowych oraz niskie ceny zielonych certyfikatów, które spowodowały wycofanie się lub ograniczenie współspalania w elektrowniach węglowych. W marcu spadek produkcji w wyniku współspalania biomasy wyniósł ok. 65% r/ r w elektrowniach na węglu brunatnym i ok. 43% w elektrowniach na węglu kamiennym. Doprowadziło to z kolei do trudnej sytuacji na rynku biomasy. W projekcie nowej ustawy o OZE mają się pojawić modyfikacje, które miałyby zmienić sytuację na rynku certyfikatów. Nowa ustawa o OZE. Niekorzystnie na rynek energetyczny działa brak nowej ustawy o OZE. M.in. z tego względu bardzo trudno jest uzyskać finansowanie na projekty w zakresie OZE. Opóźnia to powstawanie nowych projektów, szczególnie w zakresie elektrowni wiatrowych. Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami projekt ustawy miał zostać upubliczniony w kwietniu, co jednak nie nastąpiło. Wg doniesień prasowych wciąż trwają dyskusje nt wielkości wsparcia dla poszczególnych inwestycji. W szczególności dotyczy to tych technologii, których ceny szybko spadają jak np.: fotowoltaika, gdzie ceny ogniw spadły w 2012r.o ok. 30%, po podobnej wielkości spadku w 2011r., a poziom wsparcia w Niemczech dla dużych instalacji zbliżył się do poziomu wsparcia farm wiatrowych. Kolejnym obszarem, który ma zostać rozwiązany przez nową ustawę jest nadpodaż na rynku zielonych certyfikatów. Służyć ma temu brak wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych, ograniczenie wiekości wsparcia dla elektrowni wiatrowych, uniemożliwienie płacenia opłaty zastępczej, gdy cena certyfikatu spada poniżej 75% wartości opłaty oraz ograniczenie czasu życia certyfiaktu do dwóch lat. Wg wypowiedzi Ministerstwa Gospodarki ze względu na sytuację na rynku biomasy współspalanie na dotychczasowych warunkach ma być kontynuowane do 2017r., przy czym 4
limity produkcji mają zostać określone na podstawie średniej z lat 2011/12. Nowe inwestycje. Ze względu na sytuację na rynku energii i sytuację gospodarczą znacznemu zmniejszeniu uległ program inwestycyjny w wytwarzaniu. Z planowanych jeszcze dwa lata temu kilkunastu megawatów nowych źródeł planowanych do2020r. powstanie prawdopodobnie zaledwie kilka. Z inwestycji wycofują się zarówno prywatni Inwestorzy np.: EDF, jak też spółki z udziałem Skarbu Państwa jak PGE i Energa. Z większych inwestycji zaakceptowane zostały bloki węglowe w Kozienicach, Jaworznie oraz gazowe w Stalowej Woli i Włocławku. Obecnie trwają przetargi na blok gazowy w Puławach oraz Elektrownię Północ. GDF powrócił do budowy elektrowni wraz z kopalnią Bogdanka. W dalszym ciągu trwają prace nad systemowym rozwiązaniem wsparcia dla inwestycji w segmencie wytwarzania. Obok prac krajowych ( w Polsce dyskuje nad sieciowym modelem rynku energii i rynkiem mocy) w połowie listopada ub. roku publiczne konsultacje na ten temat rozpoczęła Komisja Europejska. 5
RAPORT Tauron Sektor energetyczny Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 4,19 Cena docelowa (PLN) 4,60 Min 52 tyg (PLN) 3,87 Max 52 tyg (PLN) 5,10 Kapitalizacja (mln PLN) 7343,18 EV (mln PLN) 12692,54 Liczba akcji (mln szt.) 1752,55 Free float 59,6% Free float (mln PLN) 4372,86 Śr. obrót/dzień (mln PLN) 12,35 Kod Bloomberga TPE PW Kod Reutersa TPE.WA Zmiana kursu Tauron WIG 1 miesiąc -2,1% -1,2% 3 miesiące -7,1% -3,1% 6 miesięcy -3,2% 3,1% 12 miesięcy -0,2% 14,5% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 30,06% 30,06% KGHM S.A. 10,39% 10,39% ING OFE 5,06% 5,06% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 2012-10-30 4,20 Buy 2012-04-25 5,10 5,2 4,7 Tauron Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji Tauron z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 4.60 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem wypłaty dywidendy w tym okresie wynosi 13%. Tauron jest spółką, która ze względu na fakt, że jest największym dystrybutorem i sprzedawcą energii do klientów końcowych w najmniejszym stopniu odczuje niekorzystną sytuację na rynku wytwarzania. W segmencie wytwarzania wcześniejsze obawy budził fakt, że Spółka była eksponowana nie tylko na spadek ceny na rynku, ale także na utratę przychodów z tytułu KDT, które wynosiły w ciągu ostatnich lat ok. 500 mln PLN rocznie. W tym roku Tauron uzyskał podobnej wielkości wpływy pieniężne z tego tytułu. Dodatkowo pozytywnie na wyniki finansowe działa obniżka cen węgla. Tauron jest naszym zdaniem obecnie najbardziej atrakcyjną spółka z notowanych na GPW polskich grup energetycznych. Spółka ma atrakcyjne wskaźniki wyceny, na poziomie P/E 5,6 i EV/EBITDA 4.2, które naszym zdaniem mimo ich pogorszenia w kolejnych latach ze względu na sytuację rynkową powinny pozostać na najniższym poziomie w sektorze energetyczym. Naszym zdaniem bardzo dobre wyniki w segmencie sprzedaży, oraz należności z tytułu KDT, które powinny zostać spłacone w tym roku dadzą Spółce dodatkowo ponad 1mld przepływów gotówkowych, co pozwoli przygotować się do pogorszenia cash flow w 2014r. W tym roku obawy o poziom wyników finansowych budził segment wytwarzanie, w którym nie będą księgowane już zyski z KDT, które w 2012r. Wyniosły 567 mln PLN. Na znacznie mniejszy spadek wyników wpłynęły jednak pozytywnie obniżki cen węgla wynegocjowane przez Spółkę. Pewne ryzyko dla wyników niosą także odpisy z tytułu trwałej utraty wartości, które wg naszej opinii mogą objąć bloki 100 MW. Tauron powinien rozpocząć w tym roku inwestycje w Jaworznie. Oczekujemy, że inwestycja zostanie wsparta ze środków Polskich Inwestycji Rozwojowych. Ryzyko inwestycji ma szanse zostać zmniejszone w następnych latach po dyskutowanym obecnie wprowadzeniu rynku mocy. Zagrożeniem dla wyników segmentu dystrybucji są obniżające się rentowności obligacji, które wpływają na poziom stopy zwrotu z RAB. W dużym stopniu spadki WACC powinny zostać pokryte przez osczędności, które zostały dokonane w tym segmencie. 4,2 3,7 2 maj 13 lip 24 wrz 4 gru 19 lut 7 maj Tauron WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Tauron - wybrane dane finansowe tys PLN 2011 2012 2013P 2014P 2015P Sprzedaż 20 755 222 23 135 126 21 344 685 20 912 720 22 009 235 EBITDA 3 022 586 3 659 321 3 624 905 3 204 964 3 684 061 EBIT 1 611 489 2 153 401 2 007 477 1 482 851 1 710 738 Zysk netto 1 220 011 1 466 802 1 319 780 918 612 1 024 172 Zysk skorygowany 1 220 011 1 466 802 1 319 780 918 612 1 024 172 EPS (PLN) 0,70 0,84 0,75 0,52 0,58 DPS (PLN) 0,15 0,31 0,15 0,15 0,15 Div.Yield % 3,6% 7,4% 3,6% 3,6% 3,6% P/E 6,0 5,0 5,6 8,0 7,2 P/BV 0,5 0,4 0,4 0,4 0,4 EV/EBITDA 4,5 3,9 4,2 5,2 5,0 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Tauron jest spółką, która ze względu na fakt, że jest największym dystrybutorem i sprzedawcą energii do klientów końcowych w najmniejszym stopniu odczuje niekorzystną sytuację na rynku wytwarzania. W I kwartale br. dodatkowy łączny przyrost zysku operacyjnego z tytułu ceny i wielkości sprzedaży oraz niższych kosztów umarzania certyfikatów wyniósł 229 mln PLN. W segmencie wytwarzania wcześniejsze obawy budził fakt, że Spółka była eksponowana nie tylko na spadek ceny na rynku, ale także na utratę przychodów z tytułu KDT, które wynosiły w ciągu ostatnich średnio ok. 500 mln. Mimo braku KDT oczekujemy księgowanie należności z tego tytułu w podobnej wysokości. Tauron uzyskał także obniżkę cen węgla, a koszt węgla spadł w I kwartale br. o 12% r/r. Tauron jest najbardziej zaawansowaną spółką w zakresie procesów restrukturyzacyjnych. W latach 2010-2012 w Spółce obowiązywał program poprawy efektywności, którego łączny efekt liczony względem inflacyjnego wzrostu kosztów wyniósł 1,1 mld. Obecnie Tauron realizuje kolejny program PPE, którego łączny efekt do 2015r. ma wynieść 900 mln PLN. Jednym z filarów PPE był program dobrowolnych odejść. W ramach PDO ze Spółki odeszło ok. 3000 osób, w tym ok. 1700 osób w segmencie dystrybucji,(w którym po połączeniu z GZE pracuje 12,9 tys.osób i ok. 1 tys. osób w segmencie wytwarzania, gdzie zatrudnionych jest 5 tys. pracowników. Spółka planuje kontynuację programów. Do 2015r. z segmentu wytwarzania ma odejść 1580 pracowników, a z segmentu dystrybucji 1400 osób. Dodatkowo 200 etatów ma zostać zredukowanych w segmencie ciepło. W kwietniu br. ostatecznie rozstrzygnięty został przetarg na budowę bloku w Jaworznie. Spółka podjęła decyzję o kontynuowaniu inwestycji mimo kontrowersji PGE wobec kontynuowania inwestycji w Opolu. Oczekujemy kapitałowego wsparcia dla tej inwestycji ze strony Polskich Inwestycji Rozwojowych. Projekt powinien być zakończony w 2018 roku. Uważamy, że istnieje istotna szansa, że do tego czasu zostanie rozwiązany problem wsparcia dla rynku mocy w szczególności dla nowych inwestycji. Po podjęciu decyzji o budowie bloku wydaje się, że program inwestycyjny Tauronu został już określony. Kwestią do rozstrzygnięcia pozostaje jeszcze wg informacji prasowych uzyskanie gwarancji bankowych należytego wykonania przez wykonawców. Uważamy, że kontynuowane będą tylko inwestycje do tej pory rozpoczęte przez Spółkę, a ewentualna nadwyżka środków finansowych będzie dotyczyć inwestycji w OZE. Nie zakładamy obecnie realizacji projektu w Blachowni. Ryzykiem dla Spółki pozostaje istotny spadek wyników w przyszłym roku spowodowany obniżeniem się stopy zwrotu z aktywów w segmencie dystrybucyjnym, która przy średniej stopie wolnej od ryzyka na poziomie 4% wyniesie 7,3%, co oznacza spadek o 1,6%. Przy dalszym spadku rentowności obligacji spadek ten może być jeszcze większy. Mniej atrakcyjne będą także marże w segmencie sprzedaży Uważamy także, że URE będzie chciało obniżyć ceny w taryfie G po 30 czerwca br. W 2014 r. oczekujemy także zmniejszenia nawisu podażowego i wzrostu cen zielonych certyfikatów. Po decyzjach PGE i Energi o odpisaniu wartości elektrowni ZEDO i Ostrołęka zwiększa się ryzyko podobnych księgowań w grupie Tauron. Oczekujemy, że odpisana może zostać wartość księgowa bloków 100 MW, o ile bloki te nie wejdą w skład zimnej rezerwy i część kosztów i ich pracy będzie pokrywana przez PSE. 7
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 4,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą Tauron na tle spółek z sektora. Wycena DCF Tauron: model DCF tys PLN 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT 2007 477 1482 851 1 710 738 1 928397 1 978517 2224 349 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 1 626 057 1 201 110 1 385 698 1 562 001 1 602 599 1 801 723 CAPEX -4393 128-4124 748-4 280928-4 296873-4 240989-3285 639 Amortyzacja 1642 658 1668 042 1 850 851 1 940691 1 997287 2068 982 Zmiany w kapitale obrotowym 0 0-467701 70615 281035 92 903 FCF -1 124 414-1 255 596-1 512 080-723 566-360 067 677 969 WACC 7,2% 7,0% 6,7% 6,6% 6,4% 6,4% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,22 1,30 1,38 DFCF -1 124414-1173826 -1324 230-594 535-277977 19 225960 Wzrost w fazie II 1,00% Suma DFCF - Faza I -872 624 Suma DFCF - Faza II 15872826 Wartość DCF 15 000 202 Dług netto 4674 496 Aktywa pozaoperacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników 1756 348 Kapitały mniejszości 454 897,0 Wartość firmy 8114 460,6 Liczba akcji (mln szt.) 1752 549 Wartość firmy na akcję na 31.12.2012 4,63 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 4,60 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 mie 0,15 Cena bieżąca 4,19 Oczekiwana stopa zwrotu 13% Źródło: prognozy PKO DM Tauron:WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% koszt długu 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% waga długu 38,8% 44,7% 49,5% 53,2% 56,5% WACC 7,2% 7,0% 6,7% 6,6% 6,4% Źródło: prognozy PKO DM Tauron: Kluczowe założenia do wyceny 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej Tauron (PLN/MWh) 190 170 179 185 190 Cena węgla energetycznego Tauron (PLN/t) 10,5 10,5 10,7 11,2 11,4 Wolumen produkcji energii (TWh) 21,7 22,0 21,3 22,5 21,5 Wolumen sprzedaży 36,4 36,9 37,4 37,9 38,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,0 3,0 4,0 5,0 5,0 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski 8
Wycena porównawcza Tauron Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR 2012 2013 2014 2012 2013 2014 EDF 33 057,7 8,7 10,3 9,3 5,0 5,0 4,7 GDF SUEZ 39 992,6 10,6 12,2 11,6 5,7 7,1 7,0 RWE AG 17 042,8 6,8 7,2 8,0 3,8 3,8 3,9 IBERDROLA 26 625,9 9,3 10,6 10,4 7,0 7,2 7,0 CEZ 11 685,6 7,2 7,6 8,4 5,5 5,8 6,0 DRAX GROUP PLC 2 841,2 12,4 24,2 19,8 7,1 10,4 8,5 FORTUM OYJ 12 961,3 11,5 11,3 11,7 8,8 8,6 8,7 ENEA 1 482,1 8,6 7,6 10,2 4,0 4,2 5,8 PGE 7 587,5 9,8 11,5 14,0 4,6 6,2 7,3 średnia 9,4 11,4 11,5 5,7 6,5 6,5 Tauron 1 773,7 5,0 5,0 8,0 3,9 3,7 5,2 premia/dyskonto do średniej -47% -56% -31% -32% -43% -21% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 7,9 9,5 6,1 6,2 7,3 5,3 7,8 6,3 wagi 50% 50% wycena porównawcza 7,04 Źródło: Tauron, Bloomberg, PKO DM 9
Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiał 13 694622 15428 879 20 755222 23 135 126 21344 685 20912720 22009 235 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segmenty wytwarzania i ciepła 677144 656 169 621061 442 094-73 732-178 527 12 791 Segment dystrybucji 155621 509 281 614205 1 065 660 1 238 745 1226751 1297 417 Segment sprzedaży 301837 88 145 278835 452 113 680 842 394306 362 029 Sement wydobycie 147031 5 908 4805 174 945 110 099 73303 53 515 Segment OZE 55141 89 407 100578 103 879 138 623 56682 74 499 Segmenty pozostałe 6579 35 445 71692 46 056 47 958 49445 50 987 Pozycje nieprzypisane -22570 14 904-79 687-131 346-135 057-139 108-140 499 Zysk z działalności operacyjnej 1 320783 1399 259 1 611489 2 153 401 2 007 477 1482851 1710 738 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 0-236 -1 046 0 0 0 0 Saldo działalności finansowej -94714-141 709-44 507-217 552-279 802-309 535-391 913 Zysk przed opodatkowaniem 1 226069 1257 314 1 565936 1 935 849 1 727 675 1173317 1318 825 Podatek dochodowy -277 906-265 931-326 576-394 550-372 865-233 204-273 846 Zyski (straty) mniejszości 173737 132 727 19349 74 497 35 030 21502 20 807 Zysk (strata) netto 774426 858 656 1 220011 1 466 802 1 319 780 918612 1024 172 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe 18 475838 18959 101 23 416777 25 471 230 28249 475 30735206 33195 614 Wartości niematerialne i prawne 824751 970 530 560344 617 219 644 994 674019 704 349 Rzeczowe aktywa trwałe 17 260573 17524 936 22 475647 24 112 737 26863 208 29319913 31749 990 Pozstałe aktywa długoterminowe 390514 463 635 380786 741 274 741 274 741274 741 274 Aktywa Obrotowe 3 679655 4471 183 5 110219 5 802 447 3 873 015 4094144 4162 257 Zapasy 536201 408 560 574790 708 282 743 696 780881 819 925 Należności 1 874996 2273 145 2 743344 3 036 695 1 165 613 1639231 1132 486 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 236355 315 497 1 286415 1 026 541 972 824 408554 969 876 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 032103 1473 981 505670 1 030 929 990 882 1265478 1239 970 AKTYWA RAZEM 22 155493 23430 284 28 526996 31 273 677 32122 491 34829350 37357 871 Kapitał Własny 11 858 566 14 704 825 15 632 321 16 235 110 17 094 173 17 825 475 18 730 043 Kapitały mniejszości 2 375 100 507 246 454 897 493 123 479 419 479 419 479 419 Zobowiązania 7 921827 8218 213 12 439778 14 545 444 14548 898 16524456 18148 408 Zobowiązania długoterminowe 4 027449 4070 063 7 597081 9 148 067 10260 527 12348918 13939 298 Kredyty i pożyczki 1 267697 1143 988 4 308176 5 264 678 6 290 692 8290692 9790 692 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 955406 1023 589 1 203375 1 568 219 1 599 583 1631575 1664 207 Pozostałe rezerwy 1 174096 1251 054 1 435013 1 433 371 1 466 339 1500064 1534 566 Zobowiązania handlowe i pozostałe 630250 651 432 650 517 881 799 903 913 926586 949 833 Zobowiązania krótkoterminowe 3 894378 4148 150 4 842697 5 397 377 4 288 371 4175538 4209 111 Kredyty i pożyczki 631692 348 479 228930 301 472 346 860 201718 202 463 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 106588 169 492 153676 155 213 156 765 158333 159 916 Pozostałe rezerwy 831402 989 253 1 023328 1 115 527 1 126 683 1137949 1149 329 Zobowiązania handlowe i pozostałe 2 324696 2640 926 3 436763 3 825 165 2 658 064 2677538 2697 403 PASYWA RAZEM 22 155493 23430 284 28 526996 31 273 677 32122 491 34829350 37357 871 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 1 963199 2520 345 2 208926 3 520 329 3 232 238 2662226 3018 301 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -1 354024-1 508 476-5 689534-3 282 929-4 393 128-4124748 -4 280 928 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -543 464-512 864 2 514764 148 438 737 118 1737118 1237 118 Wskaźniki ROE 6,5% 5,8% 7,8% 9,0% 7,7% 5,2% 5,5% ROA 3,5% 3,7% 4,3% 4,7% 4,1% 2,6% 2,7% Dług netto 867286 18 486 4 031436 4 535 221 5 646 670 7226932 8753 186 Dług netto/ EBITDA 0,4 0,0 1,3 1,3 1,5 2,3 2,4 Źródło: Tauron, P - prognoza PKO DM 10
RAPORT ENEA Sektor energetyczny Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 13,90 Cena docelowa (PLN) 14,20 Min 52 tyg (PLN) 12,27 Max 52 tyg (PLN) 16,90 Kapitalizacja (mln PLN) 6135,46 EV (mln PLN) 4777,46 Liczba akcji (mln szt.) 441,40 Free float 29,2% Free float (mln PLN) 1791,55 Śr. obrót/dzień (mln PLN) 2,60 Kod Bloomberga ENA PW Kod Reutersa ENEA.WA Zmiana kursu Enea WIG 1 miesiąc 1,0% -1,2% 3 miesiące -8,7% -3,1% 6 miesięcy -11,0% 3,1% 12 miesięcy -12,8% 14,5% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 52,13% 52,13% Vattenfall 18,67% 18,67% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 2012-10-30 14,60 Kupuj 2012-04-25 18,00 Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 14,20 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z uwzględnieniem dywidendy wynosi 5%. Ze względu na wysokie dynamiki zysku w segmentach dystrybucji i sprzedaży ENEA zanotuje w tym roku wg naszych prognoz wzrost zysku operacyjnego. W Spółce do tej pory nie było prowadzonych większych programów dobrowolnych odejść poza segmentem dystrybucji, gdzie objęły ponad 200 osób. Oczekujemy, że Spółka uruchomi podobne programy w segmencie wytwarzania. Dodatkowe oszczędności pozwoliłyby zmniejszyć efekt niższych przychodów finansowych ze względu na zadłużania się Spółki w związku z realizacją inwestycji w Kozienicach. W przypadku ENEI oczekujemy wysokiej kontrybucji w tym roku segmentu dystrybucji oraz segmentu sprzedaży. Spadki marży w segmencie wytwarzania będą złagodzone przez niższe ceny węgla oraz efekt niskiej bazy w postaci księgowania odpisów amortyzacyjnych z tytułu zakupu EC Białystok w 2012r. 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. ENEA do tej pory miała istotne nadwyżki gotówkowe, które na koniec 2012r. Wynosiły ok. 1,5 mld PLN netto. Ze względu na rozpoczęcie inwestycji w Kozienicach już w następnym roku Spółka zacznie się zadłużać i wykaże dług netto. Zniknie dotychczasowe źródło przychodów finansowych. Z tego punktu widzenia bardzo istotne jest wprowadzenie programów poprawy efektywności w segmencie wytwarzania. Obecne wyceny Spółki mogą ponownie przyciągać uwagę do prywatyzacji Spółki, ale decyzji właścicielskich można się spodziewać naszym zdaniem dopiero po wprowadzeniu systemowych rozwiązań na rynku wytwarzania. 20,5 Enea 17,5 14,5 11,5 2 maj 13 lip 24 wrz 4 gru 19 lut 7 maj 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 2011 2012 2013P 2014P 2015P Sprzedaż 9 690 102 10 704 076 10 209 172 9 922 416 10 311 169 EBITDA 1 522 434 1 573 487 1 633 530 1 509 430 1 500 437 EBIT 845 961 846 547 885 635 643 836 689 671 Zysk netto 794 699 717 216 752 110 573 548 459 201 Zysk skorygowany 794 699 717 216 752 110 573 548 459 201 EPS (PLN) 1,80 1,62 1,70 1,30 1,04 DPS (PLN) 0,44 0,48 0,36 0,51 0,39 Div.Yield % 3,2% 3,5% 2,6% 3,7% 2,8% P/E 7,7 8,6 8,2 10,7 13,4 P/BV 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 EV/EBITDA 3,5 4,0 4,5 6,0 6,8 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Biznes ENEI jest zdywersyfikowany pomiędzy wytwarzanie, sprzedaż i dystrybucję energii elektrycznej. Z tego względu podobnie jak w Tauronie oczekujemy znacznego wpływu na wyniki korzystnej sytuacji w segmencie dystrybucji i sprzedaży. Podobnie jak u innych wytwórców na węglu kamiennym zakładamy, że Spółce udało sie obniżyć ceny węgla na bieżący rok, co zmniejszy spadek rentowności segmentu wytwarzania. W tym roku Spółka nie będzie już amortyzować CO2 w elektrociepłowni Białystok, co także pozytywnie wpływa na wyniki. Obecne wyceny Spółki mogą ponownie przyciągnąć uwagę inwestorów do prywatyzacji Spółki, ale naszym zdaniem decyzji właścicielskich można się spodziewać dopiero po wprowadzeniu systemowych rozwiązań na rynku mocy. W ENEI nie wprowadzono jeszcze programu PDO na większą skalę. W segmencie dystrybucji w ciągu ostatnich dwóch lat zatrudnienie zmniejszyło się o ok. 300 osób. Oczekujemy przyśpieszenia procesu, ale na przeszkodzie mogą stanąć dłużej niż w innych firmach obowiązujące gwarancje zatrudnienia trwające do końca 2018r. Spółka rozpoczęła realizację największej inwestycji jaką jest blok 1075MW w Kozienicach. Finansowanie dla inwestycji zostało zapewnione już w 2012r. poprzez gwarantowane programy emisji obligacji oraz kredyty z EBOIR. W obecnych warunkach rynkowych inwestycja ta mogłaby mieć problemy z pokryciem kosztów kapitału, ale zostanie oddana do eksploatacji w 2017/2018r., kiedy może być wprowadzony w życie system wsparcia szczególnie dla nowych inwestycji. Dodatkowo w ramach programu inwestycyjnego oczekujemy kontynuacji budowy/zakupu przez Spółkę źródeł odnawialnych, głównie farm wiatrowych. Wg naszych szacunków ENEA powinna pokazać w 2013r. stabilne wyniki finansowe. W kolejnych latach Istotnie na poziom zysku netto obok czynników rynkowych mogą wpłynąć koszty finansowe po tym jak Spółka zacznie się zadłużać w związku z budową elektrowni Kozienice. Zatrudnienie w grupach energetycznych 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 2010 2011 2012 Źródło: Tauron, Enea, PGE, zatrudnienie na koniec 2010r. = 100% * w 2010 średnie zatrudnienie w ciągu roku 12
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 14,2 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT 885 635 643 836 689 671 743 022 1 069 974 1 118 857 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 717 364 521 507 558 633 601 848 866 679 906 274 CAPEX -2 334 037-2 851 510-2 380 385-2 794 116-2 448 660-1 433 977 Amortyzacja 747 894 790 805 841 406 997 406 1 018 406 1 032 406 Zmiany w kapitale obrotowym -1 674 3 968 167 488-174 171-72 732-85 615 FCF -870 452-1 535 230-812 857-1 369 032-636 307 419 088 WACC 9,0% 8,2% 7,7% 7,2% 7,0% 7,0% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,17 1,25 1,34 1,43 DFCF -870 452-1 418 828-697 609-1 095 922-476 137 9 880 317 Wzrost w fazie II 1,25% Suma DFCF - Faza I -2 494 638 Suma DFCF - Faza II 7 816 007 Wartość Firmy (EV) 5 321 369 Dług netto -1 658 611 Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników 728 056 Wartość godziwa 6 222 836 Liczba akcji (mln szt.) 441 443 Wartość godziwa na akcję na 31.12.2012 14,1 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 14,2 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,36 Cena bieżąca 13,9 Oczekiwana stopa zwrotu 5% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% koszt długu 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% waga długu 0% 18% 29% 39% 44% WACC 9,0% 8,2% 7,7% 7,2% 7,0% Źródło: prognozy PKO DM ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) 203 190 170 179 185 190 Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 11,4 10,5 10,5 10,7 10,9 11,1 Wolumen produkcji energii (TWh) 11,1 11,1 11,1 11,1 12,6 18,6 Wolumen sprzedaży (TWh) 17,7 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 Cena uprawnień CO2 (EUR) 8,3 7,0 3,0 4,0 5,0 5,0 Źródło: prognozy PKO DM 13
Wycena porównawcza ENEA Nazwa spółki Kapitalizacja EUR 2012 2013 2014 2012 2013 2014 EDF 33 057,7 8,7 10,3 9,3 5,0 5,0 4,7 GDF SUEZ 39 992,6 10,6 12,2 11,6 5,7 7,1 7,0 RWE AG 17 042,8 6,8 7,2 8,0 3,8 3,8 3,9 IBERDROLA 26 625,9 9,3 10,6 10,4 7,0 7,2 7,0 CEZ 11 685,6 7,2 7,6 8,4 5,5 5,8 6,0 DRAX GROUP PLC 2 841,2 12,4 24,2 19,8 7,1 10,4 8,5 FORTUM OYJ 12 961,3 11,5 11,3 11,7 8,8 8,6 8,7 TAURON 1 773,7 5,0 5,0 8,0 3,9 3,7 5,2 PGE 7 587,5 9,8 11,5 14,0 4,6 6,2 7,3 średnia 9,0 11,1 11,2 5,7 6,4 6,5 ENEA 1 482,1 8,6 7,6 10,2 4,0 4,2 5,8 premia/dyskonto do średniej -5% -32% -9% -30% -34% -11% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 14,7 20,4 15,3 20,0 21,0 15,6 16,8 18,9 wagi 50% 50% wycena porównawcza 17,82 Źródło: ENEA, Bloomberg, PKO DM P/E EV/EBITDA 14
Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 7 139 957 7 836 875 9 690 102 10 704 076 10 209 172 9 922 416 10 311 169 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 215 525 313 618 475 727 301 850 100 399-62 684-7 016 Segment dystrybucji 140 755 263 527 325 372 415 550 484 938 488 440 507 949 Segment sprzedaży 235 460 209 283 155 975 241 938 411 992 333 313 307 620 Sement pozostałe 29 812 41 404 46 696 53 807 54 883 55 981 57 100 Wyłączenia -54 510-15 523-34 370-35 364-36 071-36 793-37 529 Koszty nieprzypisane -61 437-100 345-123 439-131 234-130 506-134 421-138 453 Zysk z działalności operacyjnej 505 605 711 964 845 961 846 547 885 635 643 836 689 671 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 7 766 988 4 529 304 319 335 352 Saldo działalności finansowej 139 685 100 264 138 621 61 316 42 576-10 876-92 468 Zysk przed opodatkowaniem 653 056 813 216 989 111 908 167 928 531 708 084 566 915 Podatek dochodowy -139 446-173 835-195 183-196 558-176 421-134 536-107 714 Zyski (straty) mniejszości 21 119-771 -5 607 0 0 0 Zysk (strata) netto 513 589 639 262 794 699 717 216 752 110 573 548 459 201 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe 8 374 673 8 737 868 9 830 686 11 011 502 12 581 567 14 637 885 16 396 489 Wartości niematerialne i prawne 76 075 174 349 171 808 271 726 250 649 242 759 259 941 Rzeczowe aktywa trwałe 8 060 674 8 308 650 9 076 871 10 459 377 12 045 520 14 106 225 15 843 967 Pozstałe aktywa długoterminowe 237 924 254 869 582 007 280 399 285 398 288 901 292 580 Aktywa Obrotowe 3 849 971 4 098 837 4 309 962 3 685 419 3 622 464 3 206 690 3 571 805 Zapasy 300 830 242 058 483 022 502 654 527 787 554 176 581 885 Należności 925 513 922 460 1 091 531 1 449 314 1 478 300 1 507 866 1 538 024 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 721 085 2 034 692 1 517 048 637 956 338 437 338 932 339 442 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 902 543 899 627 1 218 361 1 095 495 1 277 940 805 715 1 112 455 AKTYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 14 162 151 14 710 462 16 209 075 17 849 619 19 973 338 Kapitał Własny 9 372 628 9 876 471 10 479 762 10 938 288 11 542 680 11 883 825 12 168 193 Kapitały mniejszości 23 778 23 897 29 088 22 721 22 948 23 178 23 409 Zobowiązania 2 857 060 2 960 234 3 682 389 3 772 174 4 666 394 5 965 794 7 805 145 Zobowiązania długoterminowe 1 406 198 1 373 976 1 659 243 1 748 504 2 588 580 3 819 212 5 425 995 Kredyty i pożyczki 107 056 72 362 73 379 50 797 1 050 797 2 250 797 3 750 797 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 407 093 428 134 454 363 542 511 550 649 550 649 550 649 Pozostałe rezerwy 142 583 158 521 153 497 247 724 260 110 262 711 275 847 Zobowiązania handlowe i pozostałe 749 466 714 959 978 004 907 472 727 024 755 055 848 702 Zobowiązania krótkoterminowe 1 450 862 1 586 258 2 023 146 2 023 670 2 077 814 2 146 582 2 379 150 Kredyty i pożyczki 49 951 42 398 45 516 24 043 26 865 28 973 29 378 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 125 542 146 864 182 246 177 407 177 407 179 181 180 973 Pozostałe rezerwy 128 039 181 971 386 732 376 402 376 402 380 214 384 070 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 147 330 1 215 025 1 408 652 1 445 818 1 497 140 1 558 214 1 784 729 PASYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 14 162 151 14 710 462 16 209 075 17 849 619 19 973 338 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 850 134 1 275 667 1 143 379 1 242 077 1 366 456 1 395 972 1 350 243 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -2 332 519-1 067 613-590 266-1 109 029-2 025 091-2 842 564-2 371 439 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235 731-210 970-235 380-255 668 841 081 974 367 1 327 936 Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,6% 6,5% 4,8% 3,8% ROA 4,2% 5,0% 5,6% 4,9% 4,6% 3,2% 2,3% Dług netto -2 466 621-2 819 559-2 616 514-1 658 611-538 715 1 135 122 2 328 278 Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,7-1,1-0,3 0,8 1,6 Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM 15
RAPORT PGE Sektor energetyczny Trzymaj Key data Market price (PLN) 16.80 Target price (PLN) 16.90 Min 52 weeks (PLN) 15.39 Max 52 weeks (PLN) 19.45 Market cap (PLNm) 31412.37 EV (PLNm) 28492.37 No. of shares (m) 1869.78 Free float 37.0% Free float (PLNm) 11622.58 Av. turnover/day (PLNm) 43.57 Bloomberg ticker PGE PW Reuters ticker PGEP.WA Price performance PGE WIG 1 month -1.2% -1.2% 3 months -1.6% -3.1% 6 months -5.5% 3.1% 12 months -2.0% 14.5% Major Shareholders % of shares / votes State Treasury 61.90% 61.90% Wydajemy rekomendację trzymaj dla akcji PGE z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 16.90 PLN. Oczekiwana przez nas stopa zwrotu z inwestycji z uwzględnieniem dywidendy wynosi 6%. Głównym czynnikiem wpływającym na zyski Spółki w ciągu najbliższych lat będą niższe ceny energii. W przypadku PGE, w tym roku nie będzie możliwy efekt skompensowania spadku cen energii poprzez lepsze wyniki segmentu sprzedaży i dystrybucji. W średnim terminie kluczowa jest dla Spółki kontynuacja programów restrukturyzacji kosztów. Mimo obniżenia prognoz przepływów pieniężnych na najbliższe lata ze względu na wykluczenie z programu inwestycyjnego elektrowni Opole, Spółka będzie mogła wypłacać relatywnie wysokie dywidendy. PGE ze względu na wielkość swojej pozycji w wytwarzaniu nie będzie mógł zrekompensować spadku cen energii poprzez wyższe marże w segmencie dystrybucji i sprzedaży w 2013r. Dodatkowo mniejszy będzie łączny efekt obniżenia kosztów umarzania certyfikatów pochodzenia energii. W najbliższym czasie powinien zostać opublikowany program inwestycyjny Spółki do roku 2020r. PGE wycofał już z programu projekt budowy dwóch bloków w Opolu. Maleją także szansę na realizację projektu jądrowego. Oznacza to, że mimo niższych przepływów pieniężnych PGE będzie w stanie zaoferować relatywnie wysoką stopę zwrotu z dywidendy. PGE kontynuuje program poprawy efektywności oparty na inicjatywach kosztowych i przychodowych. W 2012r. Z programu dobrowolnych odejść skorzystało ok. 2000 osób, głównie w segmencie wytwarzania. Ze względu na wypłacane odprawy pełnych efektów programu oczekujemy w 2014r. Previous rekomm. date T.P. Hold 2012-10-30 17.00 Buy 2012-04-25 20.60 22 PGE 19,5 17 14,5 2 maj 13 lip 24 wrz 4 gru 19 lut 7 maj PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa PGE - wybrane dane finansowe tys PLN 2011 2012 2013P 2014P 2015P Sprzedaż 28111354 29560054 28454282 27436617 28786000 EBITDA 6800850 7795968 6063004 5844486 6033913 EBIT 4090294 3870516 3345794 2759602 2942779 Zysk netto 4892695 3211070 2939379 2305436 2325194 Zysk skorygowany 4892695 3211070 2939379 2305436 2325194 EPS (PLN) 2,62 1,72 1,57 1,23 1,24 DPS (PLN) 0,75 1,83 1,30 0,86 0,86 Div.Yield % 4,5% 10,9% 7,7% 5,1% 5,1% P/E 6,4 9,8 10,7 13,6 13,5 P/BV 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7 EV/EBITDA 4,9 4,6 6,2 7,1 7,5 P - prognoza PKO DM r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
PGE jest w trakcie aktualizacji swojej strategii inwestycyjnej na najbliższe lata. Publikacja strategii była zapowiadana na połowę kwietnia. W międzyczasie nastąpiła rezygnacja PGE GIEK S.A. z budowy dwóch bloków w elektrowni Opole, szczegółowa strategia nie została jednak opublikowana. Oczekujemy, że strategia PGE będzie stanowić dostosowanie do warunków rynkowych dotychczasowych projektów zawartych w strategii na lata 2012-2035. Można oczekiwać, że jednymi z jej głównych elementów będą w najbliższym czasie farmy wiatrowe ( w poprzedniej była mowa o 1000 MW do 2015r.) i nowy blok w elektrowni Turów. W lutym br. PGE wraz z Energą zakupiło farmy wiatrowe od podmiotów wycofujących się z Polski Dong Energy i Iberdrola. Cena zapłacona przez PGE nie odbiegała zasadniczo od transakcji zawieranych na rynku w poprzednich latach. W portfelu Spółki znalazły się farmy o mocy 131 MW oraz projekty farm o łącznej mocy 591 MW, w tym zaawansowane o mocy 166 MW. Transakcja praktycznie podwaja portfel farm istniejących, który wynosi obecnie 138 MW. PGE odstąpiła także od przetargu na blok 460MW w Turowie ze względu zbyt wysokie ceny zaoferowane przez wykonawców. Oczekujemy, że przetarg zostanie powtórzony, co jest zgodne z intencją Skarbu Państwa. W późniejszym terminie Oczekujemy także rozwoju projektów farm wiatrowych na morzu ok. roku 2020 (zakładając, że wsparcie będzie na poziomie zbliżonym do zawartego w projekcie ustawy OZE z 2012r.). Relaizacji inwestycji w nowe złoża wegla brunatnego oczekujemy raczej po roku 2020r. Niewyjasnioną kwestią pozostaje inwestycja PGE w energetykę jądrową. Naszym zdaniem maleją jednak szansę na realizację tej inwestycji. Biorąc pod uwagę względy ekonomiczne decyzja o odrzucenie przez PGE inwestycji w Opolu, pozwala oczekiwać podobnego stanowiska co do elektrowni jądrowej w obecnych warunkach rynkowych. Realizacja tej inwestycji będzie wymagała gwarancji państwowych. Jednak ich uzyskanie może być trudne nie tylko ze względu na kwestię pomocy publicznej, ale także ze względu na skalę projektu i możliwą skalę dopłat np.: w postacji różnic z tytułu CFD. Wsparcie tej inwestycji ze strony Państwa trudno będzie umotywować także względami bezpieczeństwa energetycznego biorąc pod uwagę odrzucone projekty na węglu kamiennym. Będzie ono także problematyczne ze względna na inwestorów realizujące projekty węglowe oraz koszty społeczne w postaci utraty wydobycia w kopalniach. Dlatego zakładamy brak realizacji tego projektu w naszym modelu. Oportunistycznie podchodzimy do inwestycji w gaz łupkowy, które będą zapewne warunkowane efektami poszukiwań i wydobycia. W ciągu najbliższych lat o wynikach PGE w największym stopniu będzie decydował segment wytwarzanie konwencjonalne. Ze względu na spadek cen energii oczekujemy w PGE ograniczenia cash flow, w kolejnych latach ale w przypadku braku inwestycji w energetykę jądrową będzie to jedyna spółka mogąca płacić dywidendy na poziomie przewyższającym stopę zwrotu z obligacji długoterminowych. Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych 200 180 PLN/MWh 160 140 120 100 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: ARE, URE Elektrownie na węglu kamiennym Ceny energi elektrycznej Elektrownie na węglu brunatnym 17
Wycena DCF Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 16,9 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. PGE: model DCF tys PLN 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT 3 345 794 2 759 602 2 942 779 2 920 476 2 895 062 2 871 797 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 2 710 093 2 235 278 2 383 651 2 365 585 2 345 000 2 326 156 CAPEX -5715 479-7244293 -7885158-6025075 -6128044-5031068 Amortyzacja 2983 102 3085634 3177416 3338341 3512469 3599805 Zmiany w kapitale obrotowym 103 934 103170 80395 82287 84215 86179 FCF -126 218-2 026 552-2 404 486-403 435-354 790 808 714 WACC 8,8% 8,4% 8,1% 7,9% 7,8% 7,7% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,17 1,26 1,36 1,47 DFCF -126 218-1868 808-2051426 -318952-260 260 36336 688 Wzrost w fazie II 1,25% Suma DFCF - Faza I -972 190 Suma DFCF - Faza II 32683 213 Wartość DCF 31 711 023 Dług netto -2492 511 Aktywa poza operacyjne 683 880 Zobowiązania wobec pracowników 1669 286 Kapitały mniejszości 413994,0 Wartość firmy 32804 134,1 Liczba akcji (mln szt.) 1869 784 Wartość godziwa na akcję na 31.12.2012 17,5 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 16,9 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,30 Cena bieżąca 16,8 Oczekiwana stopa zwrotu 8% Źródło: prognozy PKO DM PGE: WACC 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Stopa wolna od ryzyka 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 1 1 1 1 1 Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Koszt kapitału własnego 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% koszt długu 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% waga długu 4,3% 12,3% 20,1% 23,9% 27,0% WACC 8,8% 8,4% 8,1% 7,9% 7,8% Źródło: prognozy PKO DM PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 190,0 170,0 177,5 183,7 188,3 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) 11,4 11,2 11,4 11,6 12,1 Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) 7,1 7,3 7,5 7,6 7,8 Wolumen produkcji energii (TWh) 60,2 59,1 59,9 60,3 60,6 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4 Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,0 3,0 4,0 5,0 5,0 Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski 18
Wycena porównawcza PGE Nazwa spółki Kapitalizacja P/E EV/EBITDA EUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013 EDF 33 057,7 8,7 10,3 9,3 5,0 5,0 4,7 GDF SUEZ 39 992,6 10,6 12,2 11,6 5,7 7,1 7,0 RWE AG 17 042,8 6,8 7,2 8,0 3,8 3,8 3,9 IBERDROLA 26 625,9 9,3 10,6 10,4 7,0 7,2 7,0 CEZ 11 685,6 7,2 7,6 8,4 5,5 5,8 6,0 DRAX GROUP PLC 2 841,2 12,4 24,2 19,8 7,1 10,4 8,5 FORTUM OYJ 12 961,3 11,5 11,3 11,7 8,8 8,6 8,7 ENEA 1 482,1 8,6 7,6 10,2 4,0 4,2 5,8 TAURON 1 773,7 5,0 5,0 8,0 3,9 3,7 5,2 średnia 8,9 10,6 10,8 5,7 6,2 6,3 PGE 7 587,5 9,8 11,5 14,0 4,6 6,2 7,3 premia/dyskonto do średniej 10% 8% 29% -19% 0% 15% wycena po uwzgl. premii/dyskonta 15,3 15,6 13,0 20,9 16,8 14,6 14,6 17,4 wagi 50% 50% wycena porównawcza 16,03 Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM 19
Sprawozdanie finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 21 623 350 20 476 465 28 111 354 29 560 054 28454 282 27 436 617 28 786 000 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 4 026 302 2 925 397 2 953 508 2 013 143 1 534 573 1 039 953 1 029 108 Segment dystrybucji 263 244 533 461 703 349 1 028 953 1 189 489 1 138 434 1 157 142 Segment sprzedaży detalicznej 397 681 204 472 112 749 218 672 133 623 136 296 139 021 Segment sprzedaży hurtowej 439 397 199 905 178 631 554 790 165 424 168 732 172 107 Sement pozostałe 135 478 93 319 32 334-114 302 103 879 106 476 108 606 Odnawialne żródła energii 77 603 135 277 86 952 102 569 150 782 100 326 266 023 Korekty 5 024 57 405 22 771 66 691 68 025 69 385 70 773 Zysk z działalności operacyjnej 5 344 729 4 149 236 4 090 294 3 870 516 3 345 794 2 759 602 2 942 779 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 242 157 227 019 174 373-13 570 0 0 0 Saldo działalności finansowej -208 352-136 102 1 846 541 245 591 249 815 105 223-123815 Zysk przed opodatkowaniem 5 378 534 4 240 153 6 111 208 4 102 537 3 595 609 2 864 825 2 818 964 Podatek dochodowy -1 041 311-673 400-1 184 189-869 703-632 646-544 174-519 210 Zyski (straty) mniejszości 966 511 612 967 36 028 22 042 23 584 15 215-25 440 Zysk (strata) netto 3 370 712 3 014 120 4 892 695 3 211 070 2 939 379 2 305 436 2 325 194 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P Aktywa Trwałe 41 964 446 44 137 422 44 444 933 44 857 306 47 678 075 51 932 542 56 746 406 Wartości niematerialne i prawne 153 335 202 629 216 921 462 422 524 849 595 704 676 124 Rzeczowe aktywa trwałe 38 945 664 41 442 181 42 974 819 43 189 196 45 921 573 50 080 233 54 787 975 Pozstałe aktywa długoterminowe 2 865 447 2 492 612 1 253 193 1 205 688 1 231 653 1 256 606 1 282 308 Aktywa Obrotowe 12 483 352 9 742 569 14 317 698 13 396 629 10 948 687 10278 365 9 577 498 Zapasy 1 271 165 1 090 549 1 305 327 2 213 180 2 308 347 2 377 597 2 448 925 Należności 2 059 119 1 618 591 1 767 739 1 894 733 1 951 575 2 035 493 2 096 557 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 440 245 4 303 006 7 192 394 4 493 223 4 491 245 4 481 458 4 475 612 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 7 712 823 2 730 423 4 052 238 4 795 493 2 197 520 1 383 817 556 403 AKTYWA RAZEM 54 447 798 53 879 991 58 762 631 58 253 935 58 626 762 62 210 907 66 323 904 Kapitał Własny 38 849 752 37 554 665 41 113 610 40 671 811 40 941 389 41 661 175 42 274 801 Kapitały mniejszości 7 681 428 595 958 413 994 289 493 298 178 307 123 316 337 Zobowiązania 15 598 046 16 325 326 17 649 021 17 582 124 17 685 373 20 549 732 24 049 103 Zobowiązania długoterminowe 9 762 322 7 471 585 7 275 616 8 395 251 8 491 714 11 232 628 14 539 217 Kredyty i pożyczki 4 056 270 1 804 429 1 341 351 1 085 244 1 085 244 3 692 801 6 846 736 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 1 131 702 1 236 661 1 279 944 1 324 742 1 371 108 1 419 097 1 468 765 Pozostałe rezerwy 3 465 603 3 302 173 3 380 492 4 838 473 4 862 538 4 992 407 5 095 394 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 108 747 1 128 322 1 273 829 1 146 792 1 172 824 1 128 322 1 128 322 Zobowiązania krótkoterminowe 5 835 724 8 853 741 10 373 405 9 186 873 9 193 658 9 317 104 9 509 886 Kredyty i pożyczki 969 929 914 956 697 661 811 447 835 790 860 864 895 299 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 801 866 781 541 804 987 829 137 854 011 879 631 906 020 Pozostałe rezerwy 765 455 3 149 483 3 829 475 2 848 958 2 645 734 2 635 676 2 597 840 Zobowiązania handlowe i pozostałe 3 298 474 4 007 761 5 041 282 4 697 331 4 858 123 4 940 933 5 110 726 PASYWA RAZEM 54 447 798 53 879 991 58 762 631 58 253 935 58 626 762 62 210 907 66 323 904 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 7 298 888 6 610 960 6 942 012 6 842 734 5 955 389 5 539 650 5 666 804 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -3 628 590-7 468 274-3 326 656-1 950 885-5 715479-7 244 293-7 885 158 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 1898319-4111761 -4142841-2311313 -2432300 890940 1390940 Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 11,9% 7,9% 7,2% 5,5% 5,5% ROA 6,2% 5,6% 8,3% 5,5% 5,0% 3,7% 3,5% Dług netto -2 679 735-17 474-4 109 258-2 492 511-276 485 3 169 849 7 185 631 Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,3 0,0 0,5 1,2 Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM 20