RAPORT Energetyka 4950 4400 3850 3300 18 paź 8 sty 19 mar 2 cze 12 sie 22 paź Spółka WIG-Energetyka WIG-Energetyka WIG znormalizowany Poprzednia Nowa CEZ Sprzedaj Sprzedaj Enea Kupuj Kupuj Energa Kupuj Trzymaj PGE Trzymaj Trzymaj Tauron Trzymaj Trzymaj ZE PAK Trzymaj Sprzedaj Cena bieżaca Rekomendacja Cena docelowa CEZ 605.5 530.1 Enea 16.1 17.5 Energa 24.9 23.8 PGE 21.9 22.4 Tauron 5.3 5.3 ZE PAK 32.5 30.1 Zmiany indeksu WIG WIG Energetyka 1 miesiąc 3.2% -1.6% 3 miesiące 9.9% 4.9% 6 miesięcy 15.9% 3.7% 12 miesięcy 22.8% -1.4% Zmniejsza się ryzyko systemowe związane z otoczeniem sektora energetycznego. Na szczycie unijnym osiągnięto ramowe porozumienie odnośnie pakietu klimatycznego na lata 2021-2030. Istotną decyzją oprócz redukcji emisji o 40%, było przyznanie spółkom z regionu możliwości uzyskania bezpłatnych uprawnieo CO2, oraz utworzenie 2% rezerwy emisji na wsparcie inwestycji. Komisja Europejska zaakceptowała także pomoc publiczną dla brytyjskiego projektu jądrowego, dzięki czemu ekonomicznie możliwa stała się również budowa elektrowni atomowych w Polsce i Czechach. Na ostatnim etapie legislacji znalazła się również nowa ustawa o OZE. Problemem dla spółek z sektora pozostają niskie ceny energii na benchmarkowym rynku niemieckim. W Polsce problem ten jest znacznie mniejszy ze względu na częściowe wprowadzenie rynków mocy w postaci ORM. Zakontraktowane ceny energii w segmencie wytwarzania wzrosną w 2015r. o ok. 6% jednak ze względu na wpływ czynników jednorazowych w skali całego sektora nie oczekujemy jednak istotnego wzrostu zysków. W środowisku niskich stóp procentowych ważne dla inwestorów pozostają dywidendy. Enea rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty są widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 180 mln PLN i ok. 500 mln PLN do kooca 17. W tym roku Enea rozpoznała także przychody z KDT za lata 2014-15, które wyniosły 258 mln PLN. Oczekujemy istotnych efektów synergii po zakupie MPEC Białystok. Cena Energi naszym zdaniem dyskontuje już zmiany na rynku energii, które pozytywnie wpływają na wyniki Spółki. Dotyczy to szczególności segmentu wytwarzania i segmentu sprzedaży. Atrakcyjna dla inwestorów jest polityka dywidendowa Spółki, która zakłada wypłatę 1,21 PLN i 1,27 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Dla PGE obecny rok powinien byd najsłabszy pod względem wyników oczyszczonych o wydarzenia jednorazowe. W przyszłym roku oczekujemy wzrostu marży na wytwarzaniu energii o ok. 500 mln PLN. Na wyniki PGE pozytywnie wpływad też będą efekty programu dobrowolnych odejśd widoczne w stabilnej bazie kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. Nie zmieniły się zasadniczo nasze oczekiwania odnośnie wyników finansowych Tauronu. Oczekujemy stabilizacji w kolejnych latach ze względu na istotny wpływ segmentu dystrybucji. Tauron rozpoczyna swoją największą inwestycję (budowa bloku 900 MW w Jaworznie), co zwiększy istotnie CAPEX i zadłużenie w kolejnych latach. Mimo zwiększonego CAPEX u oczekujemy kontynuacji polityki dywidendowej, ale w ograniczonym zakresie. ZE PAK zdołał ograniczyd negatywny wpływ spadków cen energii w 2014 r. poprzez wyższe przychody z KDT oraz niższą bazę kosztową. Na poziomie zysku netto dodatkowo widoczny był pozytywny wpływ salda kosztów finansowych. W kolejnych latach wyższe przychody z tytułu cen energii będą korygowane o wyższe koszty CO2 i mniejsze przychody z KDT. Ze względu na niskie ceny na rynku niemieckim spadają efektywnie rozpoznawane przez CEZ ceny energii. Na bieżący rok szacujemy cenę 43,5 EUR/MWh. Spółka zabezpieczyła 82% wolumenów na 15 po 39,5 EUR/MWh, i 54% na 16 po 36,5 EUR/MWh. Mimo spadku wyników, ze względu na niższy CAPEX w kolejnych latach możliwa jest kontynuacji dotychczasowej polityki dywidendy, która może jednak zostad zmodyfikowana przez potencjalne akwizycje. Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa r. Podstawowe wskaźniki rynkowe Spółka P/E EV/EBITDA Stopa dywidendy 2014P 2015P 2016P 2014P 2015P 2016P 2014P 2015P 2016P CEZ 11.6 14.0 16.4 7.2 7.6 8.1 6.6% 5.2% 5.0% Enea 9.3 13.5 13.0 4.8 7.0 7.3 3.6% 3.2% 2.2% Energa 11.9 13.2 14.3 6.4 6.7 6.9 4.1% 5.1% 5.2% PGE 10.3 10.9 11.3 4.8 5.6 6.1 5.0% 5.0% 5.0% Tauron 7.8 8.9 9.7 4.3 4.7 5.3 3.6% 2.8% 2.4% ZE PAK 10.4 8.4 7.5 4.2 4.3 4.3 2.1% 2.1% 2.1% Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Argumenty inwestycyjne Trwają prace nad ustaleniami, które zadecydują o przyszłości rynku energetycznego w ciągu następnych lat. Do sejmu trafiła nowa ustawa o OZE, która ma szansę wejśd w życie od 1 stycznia 2016 r. i wprowadzid nowe zasady finansowania odnawialnych źródeł energii. Na unijnym szczycie w dniu 23 października zapadły decyzje o kształcie unijnej polityki klimatycznej w latach 2021-2030. Obecnie oczekujemy na dokumenty zawierające szczegóły tych ustaleo, które przełożą je na konkretne mechanizmy rynkowe. Pomoże to zlikwidowad częśd ryzyka systemowego odnośnie funkcjonowania i rentowności elektrowni węglowych będących podstawą polskiego systemu energetycznego. Komisja Europejska zgodziła się także na wsparcie publiczne dla brytyjskiego projektu jądrowego Hinkley Point, co może wytyczyd drogę również dla finansowania polskiego i czeskiego programu jądrowego. W najbliższym czasie powinny zostad przedstawione także propozycje odnośnie funkcjonowania docelowego modelu rynków mocy w Polsce. Polityka klimatyczna UE W bieżącym roku Parlament Europejski uchwalił wprowadzenie backloadingu, czyli przesunięcia uprawnieo do emisji CO2 z lat 2014-2016 w łącznej wysokości 900 mln ton na lata 2019-2020. Skutki programu są odczuwalne już obecnie ponieważ w marcu wycofane z aukcji zostało 400 mln praw. W kolejnych latach ma zostad wycofane odpowiednio 300 i 200 mln uprawnieo. Uprawnienia maja powrócid w roku 2019 w liczbie 300 mln i 600 mln w roku 2020. Wprowadzenie backloadingu wpłynęło na podniesienie ceny praw EUA do ponad 6 EUR z 4 EUR na początku roku. Na unijnym szczycie w dniu 23 października br. Rada Europejska uzgodniła ramy polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej na lata 2021-2030. Rada Europejska zatwierdziła wiążący cel unijny zakładający redukcję gazów cieplarnianych do 2030 r. o co najmniej 40% w stosunku do poziomu 1990 roku. Przy czym redukcja w sektorach objętych ETS ma wynieśd 43%, a sektorach nieobjętych ETS 30% w stosunku do roku 2005. Oznacza to, że roczny wskaźnik redukcji emisji zostanie podniesiony z 1,74% obowiązującego w obecnym okresie do 2,2% od roku 2021. Utrzymany został bezpłatny przydział uprawnieo. W szczególności dotyczy on także sektora energetycznego w paostwach, w których PKB na mieszkaoca wynosi poniżej 60% średniej UE, a więc także w Polsce i Czechach. Paostwa członkowskie przydzielid mogą w ten sposób do 40% uprawieo przydzielonych do zbycia na aukcjach po 2020 r. Szacunki Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej organizacji skupiającej największe grupy energetyczne mówią o 280 milionach ton CO2 bezpłatnych uprawnieo dla energetyki w latach 2021-2030. Nie jest obecnie znany sposób przydziału uprawnieo dla poszczególnych instalacji, jest to o tyle istotne, że częśd bloków objętych przydziałem w obecnym okresie przestanie już działad, a powstaną nowe. Dla alokacji obecnych przydziałów bezpłatnych uprawnieo w ramach ETS3 benchmarkiem była średnia roczna ilośd zweryfikowanych emisji za lata 2005-2007 wytwórców energii elektrycznej dla wielkości odpowiadającej ostatecznej wielkości krajowego zużycia danego paostwa członkowskiego (skorygowana o eksport). W 2013r. Przydział dla polskiej energetyki wyniósł 70% tego benchmarku (77,8 mln ton) i zmierza do 0% w 2020 r. Łącznie w okresie 2013-2020 wytwórcy mogą uzyskad ok. 400 mln uprawnieo. Odrębną kwestią jest także utrzymanie zasady przeznaczenia uzyskanych w ten sposób środków na inwestycje modernizacyjne i służące obniżeniu emisji CO2, co może oznaczad, że faktycznie nie wszyscy wytwórcy będą mogli otrzymad wsparcie w pełnej wysokości. 2
Energetyka w krajach członkowskich o dochodach per capita poniżej 60% średniej unijnej będzie dodatkowo wsparta środkami z nowej rezerwy obejmującej 2% uprawnieo w zakresie unijnego ETS. Wpływy z rezerwy będą wykorzystane do zwiększenia efektywności energetycznej i modernizacji systemów energetycznych. Środki te będą rozdzielane na poszczególne projekty w oparciu o kryteria PKB oraz zweryfikowanych emisji. Wg źródeł prasowych polski sektor ma otrzymad wsparcie z tego tytułu w wysokości 7,5 mld PLN. Konkluzje Rady Europejskiej zawierają również uwagi na temat reformy systemu handlu emisjmi ETS wraz z instrumentami stabilizacji rynku, co oznacza prawdopodobne wprowadzenie sterowania podażą w postaci rynkowej rezerwy stabilizacyjnej. Odnośnie udziału energii ze źródeł odnawialnych w energii zużywanej w UE ustalono cel na poziomie co najmniej 27%. Cel ten będzie wiążący tylko na poziomie unijnym i nie zostanie przełożony na krajowe cele wiążące. Podobnie tylko na poziomie unijnym wiążący będzie cel odnośnie poprawy efektywności energetycznej. Został on ustalony na poziomie 27% w roku 2030 w porównaniu z prognozami zużycia energii w przyszłości w oparciu o obecne kryteria. Przy czym zostanie on jeszcze poddany przeglądowi do 2020 r. z myślą o poziomie unijnym wynoszącym 30%, który stanowił wcześniejszą propozycję Komisji Europejskiej w tym zakresie. Może oznaczad to mniejszy nacisk na rozwój energii odnawialnej, w krajach, w których wiązałoby się to ze zbyt wysokim kosztem. Na szczycie podniesiona została również kwestia przepływów transgranicznych, co ma również istotne znaczenie dla polskiej energetyki ze względu na utrzymujące się obecnie różnice cen pomiędzy rynkiem polskim, a rynkami ościennymi. Komisja Europejska ma podjąd pilne działania by zapewnid osiągnięcie minimalnego celu wynoszącego 10% dla istniejących połączeo międzysystemowych w 2020 r. oraz 15% do 2030 r. Operacyjna rezerwa mocy Operacyjna rezerwa mocy stanowi w tym roku istotne wsparcie dla polskiego rynku wytwórców energii. Wśród grup energetycznych program ten stanowił bezpośrednio najistotniejsze źródło przychodów dla Taurona, dla którego wpływy wyniosły w ciągu pierwszych dwóch kwartałów ok. 150 mln PLN. Dla innych spółek znacznie większe znaczenie miał efekt pośredni ORM jakim był wzrost cen energii na rynku terminowym i spotowym. Ze względu na prognozę przekroczenia kosztów ORM uwzględnionych w taryfie PSE Operator (na poziomie 400 mln PLN), w lipcu br. PSE zwróciło się do URE o obniżenie stawki za operacyjną rezerwę mocy z 37 PLN/MWh do 17 PLN/MWh. Obniżka stawki miała obowiązywad od września br. do kooca bieżącego roku. URE jednak do chwili obecnej nie zatwierdziło proponowanych zmian w tym zakresie. PSE Operator nie zgłaszał uwag do stawki ORM w roku 2015, które powinny byd na poziomie roku 2014 skorygowanym o inflację. Oznacza to, że wpływ tego programu na rynek energii powinien byd wciąż istotny. Obecnie ORM jest jednym z ważniejszych czynników decydujących o rentowności polskiej energetyki przy różnicy cen wynoszącej pomiędzy rynkiem polskim, a niemieckim ok. 8 EUR/ MWh. ORM ma obowiązywad wg założeo do 2015 r., po czym ma zostad zastąpiony częściowo przez rezerwę zimną. Trwają także prace nad docelowymi propozycjami dotyczącymi rynków mocy. Oczekujemy w najbliższym czasie opublikowane zostaną propozycje ich funkcjonowania. 3
EUR 65 Ceny energii w Polsce i Niemczech EUR 25 60 55 20 50 15 45 10 40 35 5 30 0 Ceny energii w Niemczech (base) (oś lewa) Ceny CO2 futures 2015 (oś prawa) Ceny energii w Polsce (base TGE) (oś lewa) Źródło: Bloomberg, DM PKO BP Nowa ustawa o OZE W lipcu br. ostatecznie trafiła do Sejmu nowa ustawa o OZE. Kolejne proponowane zmiany w kształcie ustawy obejmują jej czas wejścia w życie, który wg poprzedniej wersji miał nastąpid z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem. Wg rządowej interpretacji ustawa jest zgodna z zasadami udzielania pomocy publicznej i notyfikacja nie jest konieczna stąd proponowaną datą wejścia ustawy w życie jest obecnie 1 stycznia 2016 r. Ministerstwo Gospodarki zgłosiło także poprawki mające zredukowad potencjalna lukę inwestycyjną dotycząca źródeł OZE. Wprowadzono proces preselekcji inwestorów startujących w aukcjach oraz zobowiązanie przeprowadzenia pierwszej aukcji w terminie trzech miesięcy od wejścia ustawy w życie. Zużycie (2013) Popyt zgłaszany przez nowe jednostki Wydobycie Główny dostawca Szacowany udział dostaw węgla od głównego dostawcy Szacowane zużycie (2020) Tauron 9 2,4 5 KW 48% 8 PGE 6 4,5 KW 69% 10 ENEA 5 2,6 LWB 71% 7,5 ENERGA 1,6 LWB 90% 1,6 Źródło: szacunki DM PKO BP Zużycie węgla kamiennego (mln t) Konsolidacja sektora energetycznego W 2014 r. nastąpiło dalsze pogorszenie sytuacji sektora górniczego w Polsce, ze względu na kolejny rok spadku cen węgla, któremu dodatkowo towarzyszył spadek zużycia węgla w 4
energetyce, który wyniósł po 8 miesiącach ok. 2,4 mln ton. Szczególnie odbiło się to na wynikach i płynności największej spółki sektora Kompanii Węglowej, która wykazała po półroczu br. ponad 300 mln straty netto, wobec ok. 700 mln straty w 2013 r. Na tej bazie pojawiły się spekulacje dotyczące możliwości kupna przez grupy energetyczne poszczególnych kopalni. Wg wypowiedzi Ministerstwa Skarbu takie założenia nie znajdują się w planie ratunkowym dla sektora górniczego, ale grupy energetyczne mogłyby byd zainteresowane kupnem interesujących aktywów w celu konsolidacji łaocucha dostaw. Takie decyzję muszą mied jednak uzasadnienie ekonomiczne. Podkreślane jest również znaczenie wpływu akwizycji na konsumentów, którzy nie powinni odczud go w cenach energii. Obecnie największym konsumentem węgla w Polsce jest Tauron, który zużywa ok. 8-10 mln ton węgla rocznie, jednak jednocześnie wydobywa ok. 5 mln ton, z czego 70% stanowi węgiel energetyczny. Sytuacja ta jednak zmieni się w ciągu najbliższych lat,. Po otwarciu nowych bloków energetycznych w Opolu największym konsumentem węgla kamiennego zostanie PGE, które nie ma własnej bazy surowcowej, a dostawy zabezpiecza długoterminowymi umowami głównie z Kompanią Węglową. Program atomowy W ciągu ostatnich tygodni miały miejsce istotne wydarzenia dotyczące programu polskiej energetyki jądrowej, które przybliżają możliwośd podjęcia ostatecznej decyzji o budowie elektrowni atomowej. We wrześniu br. została podpisana umowa objęcia udziałów w spółce PGE EJ1, której zadaniem jest budowa elektrowni jądrowej przez PGE, Tauron, ENEĘ i KGHM. Przy czym Tauron, ENEA i KGHM otrzymali po 10% udziałów, a PGE zachowało 70%. Spółki zobowiązały się do proporcjonalnego pokrycia kosztów związanych z funkcjonowaniem projektu jądrowego przez okres 3 najbliższych lat, czyli do oczekiwanego momentu podjęcia ostatecznej decyzji o budowie elektrowni. Szacowane nakłady wspólników wynoszą ok. 1 mld PLN. Umowa zyskała akceptację UOKIK, który uznał, że taka koncentracja nie doprowadzi do ograniczenia konkurencji. Zielone światło dla inwestycji pojawiło się potencjalnie także ze strony Komisji Europejskiej, która mimo wcześniejszych wątpliwo wyraziła zgodę na pomoc publiczną dla brytyjskiego projektu Hinkley Point C. Zgoda Komisji nastąpiła po modyfikacji warunków umowy z konsorcjum EDF, które wg doniesieo prasowych zakładają obecnie mniejszy poziom pomocy publicznej i większy udział brytyjskich podatników w potencjalnych zyskach przedsięwzięcia. Bez zmian została natomiast cena strike energii elektrycznej na poziomie 92,5 GBP/ MWh. Pomijając fakt, że zgoda ta może zostad jeszcze oprotestowana w Europejskim Trybunale sprawiedliwości oznacza to, ze podobne projekty będą mogły otrzymad pomoc publiczną pod warunkiem podziału nadwyżek zysków ponad określoną stopę zwrotu z podatnikami. Potencjalnie ogranicza, to ryzyko, że największy planowany projekt w polskiej energetyce o szacowanej wartości 40-60mld PLN mógłby obciążyd rachunki wyników zaangażowanych spółek. 5
PLN/MWh Sektor energetyczny Segment wytwarzania Rok 2014 jest okresem najniższych cen energii w Polsce w ciągu ostatnich 5 lat. Wg naszych szacunków średnia cena energii w bieżącym roku wyniesie ok. 164 PLN wobec 181,6 PLN w 2013 r. Mimo spadku cen węgla najniższe będą również marże w segmencie wytwarzania. W przypadku producentów o wysokich kosztach zmiennych sytuacja ta jest w pewnym stopniu kompensowana poprzez przychody z operacyjnej rezerwy mocy. Operacyjna rezerwa mocy wpłynęła także w dużym stopniu na utrzymywanie się różnicy cen pomiędzy rynkiem polskim, a niemieckim, która wynosiła w okresie ok. 30 PLN/MWh. Pozwoliło to na wyższe ceny zakontraktowane na 2015 r. i lepsze perspektywy sektora. Oczekujemy, że średnia cena na 2015 r. przekroczy 173 PLN/MWh, co przy oczekiwanym braku podwyżek cen węgla powinno bezpośrednio przełożyd się na marżę. W przypadku niektórych spółek zyski zostaną zmniejszone w wyraźny sposób przez rosnące koszty CO2. Kontrakty forward na 2016 r. notowane na TGE wskazują na możliwośd kolejnych zwyżek cen energii mimo spadających cen surowców energetycznych i przesunięcia w dół krzywej forward na rynku niemieckim. Dane te należy jednak traktowad obecnie indykatywnie ze względu na wolumen obrotów. Wspierająco na rynek będzie działad wciąż operacyjna rezerwa mocy. Istotna będzie także wielkośd wyłączeo remontowych przed wejściem w życie nowych norm emisyjnych. Benchmarkiem dla polskich cen energii pozostawad więc będą wciąż raczej koszty zmienne wytwórców. Czynniki, które mogłyby przyczynid się do zmniejszenia różnicy zaczną działad dopiero w późniejszym okresie. Należą do nich zwiększenie możliwości importowych energii oraz uruchomienie nowych bloków energetycznych. Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeo 2011 r. - październik 2014 r.) 280 260 240 220 200 180 160 140 Mies. kurs BASE (PLN/MWh) Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) BASE_Y-12 PEAK5_Y-12 BASE_Y-13 PEAK5_Y-13 BASE_Y-14 PEAK5_Y-14 BASE_Y-15 PEAK5_Y-15 Źródło: TGE, DM PKO BP 6
[%] GWh Sektor energetyczny Krajowe zużycie energii brutto 15 000 14 500 14 000 13 500 13 000 12 500 12 000 11 500 11 000 Źródło: PSE 2010 2011 2012 2013 2014 W 2014 r. mimo słabszych pierwszych miesięcy, gdzie zużycie energii spadało ze względu na bazę pogodową widoczny będzie wzrost zużycia energii. Po trzech kwartałach wzrost zużycia wynosi ponad 0,3%. Spada natomiast produkcja energii elektrycznej, której powodem są w dużym stopniu wyższe ceny energii w Polsce niż na rynkach ościennych co wstrzymuje eksport energii. Saldo wymiany zagranicznej spadło r/r o ok. 5 TWh, na co złożyło się pogorszenie salda wymiany równoległej o ok. 2,7 TWh i wzrost importu ze Szwecji ok. 2,4 TWh. Spadek produkcji był szczególnie widoczny w elektrowniach na węglu kamiennym, gdzie wyniósł po trzech kwartałach 5,9%. Segment dystrybucji 7,0% 6,5% 6,0% 5,5% Średnia rentownośd obligacji 10-letnich (1 październik - 31 września) 5,0% 4,5% 4,0% 3,5% 3,0% 2,5% Rentownośd 10-letnich obligacji Źródło: Treasury BondSpot Poland, DM PKO BP Średnia roczna rentownośd 10-letnich obligacji 7
W segmencie dystrybucji wyniki będą determinowane przez spadek stopy zwrotu z WRA w w 2015 r. związany ze spadkiem stopy wolnej od ryzyka w modelu URE, która jest oparta na rentowności obligacji 10 letnich. Oczekiwany spadek stopy zwrotu w 2015 r. wyniesie ok 0,2%, przy zakładanej średniej rentowności obligacji w ostatnim kalkulacyjnym okresie na poziomie 4%. Do znacznie większych spadków może dojśd jeżeli rentowności obligacji utrzymają sie na obecnym poziomie, wynoszącym ok. 2,7%. Nie będzie już także dodatkowych zysków z tytułu dochodzenia do rozpoznawania pełnego WRA, tak jak w poprzednich latach. Jedną z form łagodzenia wpływu niższej stopy zwrotu na cash flow spółek dystrybucyjnych może byd czasowe ograniczenie nakładów inwestycyjnych. Przyśpieszeniu może ulec natomiast proces instalacji inteligentnych liczników w związku z rządowymi propozycjami ustawy nakładającej taki obowiązek. Obecny okres dystrybucji kooczy się w 2015 r. W ubiegłym roku rozpoczęły się dyskusje na temat modelu dla nowego okresu dystrybucyjnego. Planowane zmiany mają dotyczyd wprowadzenia parametrów jakościowych pracy sieci jak SAIDI i SAIFI. Segment sprzedaży W 2013 r. segment sprzedaży osiągał ponadprzeciętne marże wynikające z braku obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, spadku cen zielonych certyfikatów oraz spadku cen energii. W bieżącym roku widoczny jest znaczny spadek marży z tytułu wyższych kosztów zielonych certyfikatów oraz wprowadzenia od maja obowiązku zakupu czerwonych i żółtych certyfikatów. W związku ze wzrostem cen kosztów energii sprzedawcy z urzędu złożyli wnioski o podwyższenie taryfy G. Wnioski te nie zostały jednak zaakceptowane. Kolejne wnioski o podwyżki na poziomie kilku procent spodziewane są na przełomie roku ze względu na wyższe ceny energii zakontraktowanej na 2015 r. W 2015 r. możliwe jest częściowe uwolnienie rynku energii dla gospodarstw domowych. Zmiany w rozporządzeniu taryfowym miałyby polegad wg URE na wyznaczaniu taryfy jako ceny maksymalnej. Miałoby to ułatwid sprzedawcom z urzędu konkurowanie z ofertami niezależnych sprzedawców. W naszej opinii decyzja ta może przyczynid się do zwiększenia konkurencji na rynku jednak nie przewidujemy diametralnych zmian. De facto dla działalności niezależnych sprzedawców potrzebne są ceny, które będą dawad odpowiedni poziom marży. Natomiast częściowa deregulacja na pewno uprości proces decyzyjny i pozwoli na szybsza reakcje na zmianę czynników rynkowych. 8
RAPORT ENEA Sektor energetyczny Kupuj (podtrzymana) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 16,05 Cena docelowa (PLN) 17,5 Min 52 tyg (PLN) 12,03 Max 52 tyg (PLN) 16,40 Kapitalizacja (mln PLN) 7 084,47 EV (mln PLN) 8 082,86 Liczba akcji (mln szt.) 441,40 Free float 48,0% Free float (mln PLN) 3 400,55 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 5,75 Kod Bloomberga ENA PW Kod Reutersa ENEA.WA Zmiana kursu Enea WIG 1 miesiąc -1,8% -1,6% 3 miesiące 4,4% 4,9% 6 miesięcy 11,2% 3,7% 12 miesięcy 9,8% -1,4% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 52,1% 52,1% Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 17,50 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty są widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 180 mln PLN i ok. 500 mln PLN do kooca 2017 r. ENEA w tym roku rozpoznała także przychody z KDT za lata 2014-2015, które wyniosły 258 mln PLN. Oczekujemy istotnych efektów synergii po zakupie MPEC Białystok. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztów. Efektem programu mają byd oszczędności kosztowe w wysokości 500 mln PLN do 2017 r. z czego 179 mln PLN powinno byd już widoczne w bieżącym roku. Podstawą programu jest program dobrowolnych odejśd, który kierowany będzie głównie do osób, które nabędą w tym czasie uprawnienia emerytalne. Koszty programu będą widoczne w postaci rezerw na odprawy dla pracowników. Częśd rezerw z tego tytułu zostanie zawiązana już w IV kw. 2013 r. ENEA jako pierwsza grupa giełdowa odda do użytkowania duży blok energetyczny, który powinien pozytywnie wpływad na wyniki Spółki od 2017r. Dodatkowo po zakupie MPEC Białystok istotnie powinna poprawid się rentownośd EC Białystok. Spółka rozpoznała w II kwartale przychody z tytułu KDT w wysokości 258 mln dotyczące lat 2013, 2014 oraz rozliczenia koocowego. W wyniku spraw sądowych Spółka może otrzymad wg naszych szacunków dodatkowo ponad 100 mln PLN. Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 2014-02-28 16,20 16,4 Enea 14,9 13,4 11,9 21 paź 9 sty 20 mar 3 cze 13 sie 23 paź Enea WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 10 096 9 151 9 590 9 858 10 362 EBITDA 1 573 1 673 1 668 1 471 1 616 EBIT 847 887 971 755 881 Zysk netto 717 615 765 523 545 Zysk skorygowany 717 615 765 523 545 EPS (PLN) 1,62 1,39 1,73 1,19 1,23 DPS (PLN) 0,48 0,36 0,57 0,52 0,36 P/E 9,88 11,51 9,26 13,54 13,00 P/BV 0,65 0,62 0,59 0,58 0,56 EV/EBITDA 3,45 3,50 4,85 6,98 7,34 P-prognozy DM PKO BP r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023. Dodatkowo zakładamy przyznanie bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 w latach 2021-2030 w wysokości 23 mln ton. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 17,50 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF ENEA: model DCF tys PLN 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P EBIT 971 450 755 360 880 772 905 533 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 786 875 611 842 713 426 733 482 CAPEX -3 530 537-3 230 537-2 690 484-2 284 435 Amortyzacja 696 690 715 253 735 680 916 923 Zmiany w kapitale obrotowym -17 945 0 0 0 FCF -2 064 918-1 903 443-1 241 378-634 031 WACC 7,9% 7,1% 6,7% 6,4% 6,4% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,22 1,29 DFCF -2 064 918-1 777 952-1 087 119-521 605 14 607 444 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I -2 582 576 Suma DFCF - Faza II 11 738 426 Wartośd Firmy (EV) 9 155 850 Dług netto 998 392 Aktywa poza operacyjne 0 Zobowiązania wobec pracowników 733 324 Wartośd godziwa 7 381 324 Liczba akcji (mln szt.) 441 443 Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014 16,7 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 17,5 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,36 Cena bieżąca 16,05 Oczekiwana stopa zwrotu 11% Źródło: prognozy DM PKO BP 10
Założenia do wyceny ENEA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 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 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% koszt długu 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% waga długu 15% 33% 42% 46% 47% WACC 7,8% 7,0% 6,7% 6,4% 6,4% Źródło: prognozy DM PKO BP ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) 163 173 183 188 192 Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 210,0 210,0 212,6 215,3 218,0 Wolumen produkcji energii Kozienice(TWh) 11,4 11,4 11,5 14,0 18,1 Wolumen sprzedaży (TWh) 13,7 13,9 13,5 13,5 13,5 Cena uprawnieo CO2 (EUR) 6,5 6,7 7,0 7,2 7,5 Źródło: prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza ENEA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln 2014 2015 2016 2014 2015 2016 2014 2015 2016 EDF 41152,7 10,7 10,4 10,7 4,5 4,3 4,2 5,7% 5,8% 5,9% GDF SUEZ 43648,0 13,9 12,9 13,9 6,3 6,0 5,8 5,6% 5,7% 5,9% RWE AG 16187,1 12,4 12,2 12,4 4,9 4,9 5,1 3,7% 3,7% 3,8% IBERDROLA 34494,3 15,5 14,7 15,5 8,6 8,4 8,1 5,0% 5,0% 5,2% FORTUM OYJ 1678,2 15,7 16,2 15,7 8,7 11,7 11,5 6,0% 5,9% 5,6% CEZ 11721,5 11,1 13,2 11,1 6,8 7,4 7,7 5,8% 5,0% 4,6% ENEA 1678,2 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 3,6% 3,2% 2,2% TAURON 2218,0 7,8 8,9 9,7 4,3 4,7 5,3 3,6% 2,8% 2,4% PGE 9819,4 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 5,0% 5,0% 5,0% ENERGA 1716,3 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 4,1% 5,1% 5,2% ZE PAK 402,6 10,4 8,4 7,5 4,2 4,3 4,3 2,1% 2,1% 2,1% Średnia 11,7 12,3 12,3 5,9 6,5 6,6 4,6% 4,5% 4,4% ENEA 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 premia/dyskonto do średniej -21,1% 10,5% 5,8% -17,3% 8,0% 11,6% cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta 20,3 14,5 15,2 19,4 14,9 14,4 16,7 16,2 wagi 50% 50% wycena porównawcza 16,45 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 11
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 7 139 957 7 836 875 9 708 512 10 096 032 9 150 520 9 590 474 9 858 362 10 362 038 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 215 525 313 618 475 727 301 850 199 404 337 816 160 662 282 976 Segment dystrybucji 140 755 263 527 325 372 415 550 503 745 485 250 496 897 504 506 Segment sprzedaży 235 460 209 283 155 975 241 938 250 710 152 306 102 064 97 773 Sement pozostałe 29 812 41 404 46 696 53 807 60 513 61 723 62 958 64 217 Wyłączenia i Koszty nieprzypisane -54 510-15 523-157 809-166 598-27 340-65 645-67 220-68 699-61 437-100 345 Zysk operacyjny 505 605 711 964 845 961 846 547 987 032 971 450 755 360 880 772 EBITDA 1 160 837 1 356 653 1 528 774 1 596 284 1 736 769 1 668 140 1 470 612 1 616 453 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 7 766 988 4 529 304 331 1 336 1 403 1 473 Saldo działalności finansowej 139 685 100 264 138 621 61 316 48 552 8 286-85 736-183 594 Zysk przed opodatkowaniem 653 056 813 216 989 111 908 167 945 231 981 072 671 027 698 651 Podatek dochodowy -139 446-173 835-195 183-196 558-229 867-215 836-147 626-153 703 Zyski (straty) mniejszości 21 119-771 -5 607 0 0 0 Zysk (strata) netto 513 589 639 262 794 699 717 216 715 364 765 237 523 401 544 948 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Aktywa Trwałe 8 374 673 8 737 868 9 830 686 11 011 502 12 369 473 15 187 405 17 902 821 19 775 436 Wartości niematerialne i prawne 76 075 174 349 171 808 271 726 275 011 264 259 259 941 174 349 Rzeczowe aktywa trwałe 8 060 674 8 308 650 9 076 871 10 459 377 11 811 566 14 645 413 17 359 462 19 314 265 Pozstałe aktywa długoterminowe 237 924 254 869 582 007 280 399 282 896 277 733 283 418 286 822 Aktywa Obrotowe 3 849 971 4 098 837 4 309 962 3 685 419 3 939 064 3 666 562 3 535 993 4 000 663 Zapasy 300 830 242 058 483 022 502 654 521 498 547 573 574 952 603 699 Należności 925 513 922 460 1 091 531 1 449 314 1 345 966 1 372 885 1 400 343 1 428 350 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 721 085 2 034 692 1 517 048 637 956 498 405 507 895 513 293 513 657 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 902 543 899 627 1 218 361 1 095 495 1 573 195 1 238 209 1 047 405 1 454 956 AKTYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 14 162 151 14 710 462 16 322 025 18 853 967 21 438 813 23 776 099 Kapitał Własny 9 372 628 9 876 471 10 479 762 10 938 288 11 487 948 12 010 125 12 301 150 12 686 275 Kapitały mniejszości 23 778 23 897 29 088 22 721 19 321 19 514 19 709 19 906 Zobowiązania 2 857 060 2 960 234 3 682 389 3 772 174 4 834 076 6 843 842 9 137 664 11 089 824 Zobowiązania długoterminowe 1 406 198 1 373 976 1 659 243 1 748 504 2 556 816 4 530 351 6 550 536 8 576 857 Kredyty i pożyczki 107 056 72 362 73 379 50 797 819 909 2 719 909 4 719 909 6 719 909 Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych 407 093 428 134 454 363 542 511 476 237 550 649 550 649 550 649 Pozostałe rezerwy 142 583 158 521 153 497 491 321 628 111 632 188 652 779 679 027 Zobowiązania handlowe i pozostałe 749 466 714 959 978 004 663 875 632 559 627 605 627 199 627 272 Zobowiązania krótkoterminowe 1 450 862 1 586 258 2 023 146 2 023 670 2 277 260 2 313 491 2 587 128 2 512 968 Kredyty i pożyczki 49 951 42 398 45 516 24 043 22 648 24 587 24 931 25 180 Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych 125 542 146 864 182 246 177 407 270 809 264 355 220 750 213 713 Pozostałe rezerwy 128 039 181 971 386 732 376 402 443 530 447 990 452 496 497 746 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 147 330 1 215 025 1 408 652 1 445 818 1 540 273 1 576 560 1 888 951 1 776 329 PASYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 14 162 151 14 710 462 16 322 025 18 853 967 21 438 813 23 776 099 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 850 134 1 275 667 1 143 379 1 242 077 1 693 455 1 519 566 1 260 359 1 246 109 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -2 332 519-1 067 613-590 266-1 109 029-1 817 028-3 503 537-3 221 591-2 681 538 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235 731-210 970-235 380-255 668 601 880 1 648 378 1 770 429 1 842 980 Wskaźniki ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,6% 6,2% 6,4% 4,3% 4,3% ROA 4,2% 5,0% 5,6% 4,9% 4,4% 4,1% 2,4% 2,3% Dług netto -2 466 621-2 819 559-2 616 514-1 658 611-1 229 043 998 392 3 184 142 4 776 476 Dług netto/ EBITDA -2,1-2,1-1,7-1,1-0,7 0,6 2,2 3,0 Źródło: ENEA, P - prognoza DM PKO BP 12
RAPORT Energa Sektor energetyczny Trzymaj (obniżona z: Kupuj) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 24,90 Cena docelowa (PLN) 23,8 Min 52 tyg (PLN) 14,99 Max 52 tyg (PLN) 24,90 Kapitalizacja (mln PLN) 10 310,27 EV (mln PLN) 14 403,24 Liczba akcji (mln szt.) 414,07 Free float 50,0% Free float (mln PLN) 5 155,14 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 23,45 Kod Bloomberga ENG PW Kod Reutersa ENGP.WA Zmiana kursu Energa WIG 1 miesiąc 4,0% -1,6% 3 miesiące 16,7% 4,9% 6 miesięcy 37,3% 3,7% 12 miesięcy -1,4% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 50,00 62,96 - - - - - - - - Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 28/02/2014 18,80 Zmieniamy rekomendację z Kupuj do Trzymaj dla akcji ENERGI z wyceną na poziomie 23,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Cena ENERGI naszym zdaniem dyskontuje już zmiany na rynku energi, które pozytywnie wpływają na wyniki Spółki. Dotyczy to szczególności segmentu wytwarzania i segmentu sprzedaży. Atrakcyjna dla inwestorów jest polityka dywidendowa Spółki, która zakłada wypłatę 1,21 PLN i 1,27 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Cena akcji Energi wzrosła od ceny emisyjnej z IPO o ponad 40 %. Dodatkową stopę zwrotu dla inwestorów przyniosła również polityka dywidendowa. W 2014r. stopa zwrotu z dywidendy była na jednym z najwyższych poziomów dla polskich spółek energetycznych i wyniosła pond 5%. Oprócz czynników fundamentalnych pozytywnie działały również inwestycje portfelowe. Akcje Energii weszły w maju br. do indeksu MSCI oraz we wrześniu do indeksu FTSE World, co wygenerowało dodatkowy popyt na akcje Spółki. Wg naszych szacunków prawdopodobne jest również wejście Energi do indeksu WIG20 w 2015 r. W pierwszym półroczu istotnie poprawiły się skorygowane wyniki segmentu wytwarzania. Oprócz pozytywnego wpływu farm wiatrowych znaczny udział we wzroście zysków miała el. Ostrołęka, która uzyskała dodatkowe przychody z operacyjnej rezerwy mocy, oraz zanotowała zdecydowanie wyższe marże na sprzedaży energii. Pojawiły się informacje na temat możliwego zainteresowania ze strony CEZ kupnem akcji ENERGI. Wg wypowiedzi Skarbu Paostwa, decyzje prywatyzacyjne nie zostaną jednak podjęte w tym roku, i będą przedmiotem analiz z uwzględnieniem strategii dla całego sektora energetycznego. 26 24 22 20 18 16 14 12 11 gru 27 lut 13 maj 23 lip 2 paź Energa WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 stanislaw.ozga@pkobp.pl PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Energa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 11 177 11 380 10 937 10 429 10 698 EBITDA 1 629 1 806 2 193 2 166 2 190 EBIT 906 1 039 1 329 1 247 1 218 Zysk netto 457 649 867 781 720 Zysk skorygowany 657 849 867 781 720 EPS (PLN) 1,10 1,57 2,09 1,89 1,74 DPS (PLN) 1,58 1,16 0,97 1,21 1,24 P/E 22,56 15,89 11,90 13,21 14,32 P/BV 1,34 1,28 1,29 1,25 1,22 EV/EBITDA 7,20 7,33 6,57 6,95 7,12 P - prognoza DM PKO BP r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Wycena Wyceniamy Spółkę modelem DCF na 23,80 PLN na akcję. Oprócz wyceny opartej na modelu DCF, dodatkowo zamieszczamy wycenę porównawczą Spółki na tle spółek z sektora. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do 2023 r. Dodatkowo zakładamy przyznanie bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 w latach 2021-2030 w wysokości 3,8 mln ton. W naszej wycenie przyjęliśmy inwestycje na poziomie szacowanym w podstawowym programie inwestycyjnym. Jeżeli chodzi o program inwestycji dodatkowych, wzięliśmy pod uwagę wyłącznie nakłady przygotowawcze na CCGT w Grudziądzu i nową elektrownię na Wiśle. ENERGA: model DCF PLN tys. 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P Skorygowany EBIT 1 328 734,1 1 247 336,1 1 218 371,7 1 306 083,0 Stopa podatkowa 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% NOPLAT 996 550,5 935 502,1 913 778,7 979 562,2 CAPEX -1 820 306,0-1 810 233,0-1 682 787,8-1 569 989,3 Amortyzacja 864 245,5 918 243,2 972 082,9 1 025 605,3 Zmiany w kapitale obrotowym 19 492,4 20 489,3 21 516,8-34 449,7 FCF 20 997,7 23 023,0 181 557,0 469 628,0 WACC 7,2% 7,0% 6,9% 6,8% 6,3% Współczynnik dyskonta 1,00 1,07 1,14 1,22 1,30 DFCF 20 997,7 21 516,0 158 734,6 384 357,4 13 954 754,0 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I 3 358 598,3 Suma DFCF - Faza II 11 181 761,4 Wartośd Firmy (EV) 14 540 359,7 Dług netto 4 092 968,7 Aktywa poza operacyjne 31 320,6 Zobowiązania wobec pracowników 644 472,0 Wartośd godziwa 9 771 598,5 Liczba akcji (mln szt.) 414 Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014 23,6 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 23,8 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,21 Cena bieżąca 24,90 Oczekiwana stopa zwrotu 0% Źródło: prognozy DM PKO BP 14
Założenia do wyceny ENERGA: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 3.5% 3.5% 3.5% 3.5% 3.5% Premia za ryzyko 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% Beta 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 Premia za ryzyko długu 1.5% 1.5% 1.5% 1.5% 1.5% Stopa podatkowa 25.0% 25.0% 25.0% 25.0% 25.0% Koszt kapitału własnego 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% 8.5% koszt długu 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% waga długu 28.4% 31.5% 33.9% 35.2% 36.1% WACC 7.2% 7.0% 6.9% 6.8% 6.8% Żródło:prognozy DM PKO BP ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) 189 185 185 185 188 Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 250.4 252.9 257.9 263.1 268.4 Wolumen produkcji energii w el.ostrołęka netto (TWh) 2.7 2.7 2.9 2.9 2.9 Wolumen sprzedazy doklientów koocowych (TWh) 18.8 19.2 19.6 19.9 20.3 WACC dla RAB 7.3% 7.1% 6.8% 6.8% 6.8% Żródło:prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza ENERGA spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln 2014 2015 2016 2014 2015 2016 2014 2015 2016 EDF 41152,7 10,7 10,4 10,7 4,5 4,3 4,2 5,7% 5,8% 5,9% GDF SUEZ 43648,0 13,9 12,9 13,9 6,3 6,0 5,8 5,6% 5,7% 5,9% RWE AG 16187,1 12,4 12,2 12,4 4,9 4,9 5,1 3,7% 3,7% 3,8% IBERDROLA 34494,3 15,5 14,7 15,5 8,6 8,4 8,1 5,0% 5,0% 5,2% FORTUM OYJ 1678,2 15,7 16,2 15,7 8,7 11,7 11,5 6,0% 5,9% 5,6% CEZ 11721,5 11,1 13,2 11,1 6,8 7,4 7,7 5,8% 5,0% 4,6% ENEA 1678,2 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 3,6% 3,2% 2,2% TAURON 2218,0 7,8 8,9 9,7 4,3 4,7 5,3 3,6% 2,8% 2,4% PGE 9819,4 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 5,0% 5,0% 5,0% ENERGA 1716,3 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 4,1% 5,1% 5,2% ZE PAK 402,6 10,4 8,4 7,5 4,2 4,3 4,3 2,1% 2,1% 2,1% Średnia 11,7 12,3 12,3 5,9 6,5 6,6 4,6% 4,5% 4,4% ENERGA 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 premia/dyskonto do średniej 1,4% 7,8% 16,5% 8,5% 4,2% 5,0% cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta 24,6 23,1 21,4 23,0 23,9 23,7 23,0 23,5 wagi 50% 50% wycena porównawcza 23,26 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 15
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys. PLN) 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Przychody ze sprzedaży towarów, produktów i usług 9 467 760 10 368 005 11 176 799 11 379 735 10 936 899 10 429 392 10 697 647 EBITDA 1 407 588 1 519 701 1 629 246 1 806 068 2 192 980 2 165 579 2 190 455 w tym: Dystrybucja energii elektrycznej 650 794 924 192 1 224 626 1 402 378 1 489 884 1 630 694 1 697 941 Sprzedaż 242 677 167 510 264 467 201 640 156 147 159 515 162 959 Wytwarzanie 246 614 591 979 620 881 375 562 CHP 10 152 10 420 4 194 Elektrownie systemowe 97 215 115 985-107 420 OZE 483 567 372 148 261 400 Usługi 5 294 2 24 012 26 208 26 994 27 804 28 638 Pozostałe -764-41 338-74 800-76 670-78 587-80 552-82 566 Wyłączenia i korekty konsolidacyjne -81 348-29 219 32 766 5 899 6 562 7 236 7 921 Zysk operacyjny 816 170 863 993 906 221 1 039 478 1 328 734 1 247 336 1 218 372 Udział w zysku (stracie ) jednostek stowarzyszonych 668 1 077 215 Saldo przychodów i kosztów finansowych -21 228 35 210-279 888-161 721-211 593-239 131-268 995 Zysk przed opodatkowaniem 795 610 899 203 626 333 877 103 1 117 162 1 008 205 949 376 Podatek dochodowy 170 993 196 613 166 548 219 276 268 119 241 969 236 395 Zysk netto przypadający na udziały niekontrolujące 19 940 38 656-614 -8 970 17 505 14 504 6 831 Zysk netto przypadający na właścicieli jednostki dominujacej 604 299 663 933 457 035 648 857 866 548 780 740 719 812 Bilans (tys. PLN) 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Aktywa Trwałe 8 965 130 9 713 449 10 697 396 12 649 536 13 600 238 14 500 005 15 218 608 Wartości niematerialne i prawne 269 389 312 492 378 563 398 677 402 664 406 690 410 757 Rzeczowe aktywa trwałe 8 451 134 9 150 663 10 000 916 11 760 776 12 716 836 13 608 826 14 319 531 Pozstałe aktywa długoterminowe 244 607 250 293 317 917 490 083 480 738 484 489 488 319 Aktywa Obrotowe 3 674 822 3 967 324 4 205 209 4 325 904 3 938 315 4 206 197 3 491 001 Zapasy 312 992 395 872 376 928 302 043 296 606 291 267 286 025 Należności 1 454 898 1 521 376 1 524 080 1 469 543 1 520 977 1 574 211 1 629 309 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 223 377 272 802 235 143 202 013 206 890 211 889 217 012 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 683 555 1 777 274 2 069 058 2 352 305 1 913 842 2 128 830 1 358 656 Aktywa przxeznaczone do sprzedazy 192 4 510 10 168 109 116 AKTYWA RAZEM 12 640 143 13 685 283 14 912 773 17 084 556 17 538 553 18 706 202 18 709 609 Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominujacej 7 026 123 7 825 784 7 671 227 8 034 479 7 977 114 8 255 673 8 461 023 Udziały niekontrolujace 887 478 59 726 47 295 13 816 31 321 45 825 52 655 Zobowiązania 4 726 543 5 799 773 7 194 250 9 036 261 9 530 118 10 404 704 10 195 930 Zobowiązania długoterminowe 2 631 723 3 571 701 4 801 461 6 520 014 6 865 371 7 739 846 7 545 540 Kredyty i pożyczki, obligacje 1 033 636 1 904 236 3 105 357 4 931 001 5 315 846 6 226 466 6 022 466 Rezerwy długoterminowe 599 573 667 262 710 786 549 499 565 984 582 963 600 452 Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego 553 507 525 581 519 686 544 001 554 440 565 591 576 980 Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe 442 910 465 939 456 010 489 234 422 796 358 472 339 288 Zobowiązania handlowe i pozostałe 2 096 8 683 9 622 6 279 6 304 6 354 6 354 Zobowiązania krótkoterminowe 2 094 820 2 228 072 2 392 789 2 516 247 2 664 748 2 664 858 2 650 391 Kredyty i pożyczki, obligacje 42 770 44 965 389 639 344 761 690 964 643 402 616 288 Rezerwy 353 998 511 319 555 345 444 108 449 437 454 831 423 902 Rozliczenia międzyokresowe bierne kosztów 85 805 122 751 117 765 126 813 129 780 132 817 135 925 Zobowiązania handlowe i pozostałe 970 433 893 551 880 271 889 902 920 159 951 444 983 793 Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe 641 814 655 485 449 769 710 663 474 407 482 364 490 482 TOTAL LIABILITIES AND EQUITYY 12 640 143 13 685 283 14 912 773 17 084 556 17 538 553 18 706 202 18 709 609 Rachunek przepływów pieniężnych (tys. PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 1 179 234 1 481 920 1 334 667 1 700 168 1 942 365 1 938 114 1 960 891 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -1 003 314-2 003 682-1 803 142-2 808 188-1 737 972-1 837 015-1 709 569 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 620 553 616 474 742 307 1 037 321-249 227 113 889-1 021 495 Wskaźniki ROE 8,6% 8,5% 6,0% 8,1% 10,9% 9,5% 8,5% ROA 4,8% 4,9% 3,1% 3,8% 4,9% 4,2% 3,8% Dług netto -607 149 171 927 1 425 938 2 923 457 4 092 969 4 741 038 5 280 099 Dług netto/ebitda -0,4 0,1 0,9 1,6 1,9 2,2 2,4 Żródło:prognozy DM PKO BP 16
RAPORT PGE Sektor energetyczny Trzymaj (podtrzymana) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 21,85 Cena docelowa (PLN) 22,4 Min 52 tyg (PLN) 15,74 Max 52 tyg (PLN) 22,47 Kapitalizacja (mln PLN) 40 854,77 EV (mln PLN) 38 160,99 Liczba akcji (mln szt.) 1 869,78 Free float 38,0% Free float (mln PLN) 15 524,81 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 48,97 Kod Bloomberga PGE PW Kod Reutersa PGEP.WA Zmiana kursu PGE WIG 1 miesiąc 7,8% -1,6% 3 miesiące 11,1% 4,9% 6 miesięcy 13,1% 3,7% 12 miesięcy 27,8% -1,4% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 61,9% 61,9% Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 2014-02-28 18,60 PGE Wydajemy rekomendację Trzymaj dla PGE z ceną docelową na poziomie 22,40 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Obecny rok powinien byd najsłabszy pod względem wyników oczyszczonych o wydarzenia jednorazowe. W przyszłym roku oczekujemy wzrostu marży na wytwarzaniu energii o ok. 500 mln PLN. Na wyniki PGE pozytywnie wpływad też będą efekty programu dobrowolnych odejśd widoczne w stabilnej bazie kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. PGE jest i pozostanie przez największym emitentem CO2 w Polsce. Roczny poziom emisji CO2 wynosi obecnie ok.60 mln ton. Z tej perspektywy bardzo ważne są dla Spółki rozstrzygnięcia odnośnie pakietu klimatycznego na lata 2021-2030, które mogą przynieśd wg naszych szacunków ponad 100 mln bezpłatnych uprawnieo. W czasie trwającej dyskusji wokół planu ratunkowego dla górnictwa pojawiły się informacje o możliwości kupna części kopalni przez grupy energetyczne. Wg wypowiedzi Ministerstwa Skarbu podstawą potencjalnych akwizycji miałby jednak byd rachunek ekonomiczny. Po oddaniu nowych bloków Elektrowni w Opolu PGE będzie największym konsumentem węgla energetycznego w Polsce na szacowanym poziomie ok. 10 mln ton. PGE sprzedało 30% udziałów w PGE EJ1 spółce budującej pierwszą elektrownie jądrową w Polsce i posiada w niej obecnie 70% udziałów. Spodziewane kapitałowe nakłady przygotowawcze na projekt jądrowy szacowane są na poziomie 1 mld PLN w ciągu najbliższych 2 lat. Po zaakceptowaniu przez Komisję Europejską pomocy publicznej dla projektu Hinkley Point C rosną szanse, że również w Polsce ryzyko biznesowe projektu jądrowego nie będzie ponoszone przez PGE. Na poziomie wyników wyzwaniem dla Spółki pozostanie realizacja zakładanego w strategii poziomu EBITDA 8-9 mld PLN od roku 2015. 21 18 15 29 paź 9 sty 20 mar 3 cze 13 sie 23 paź PGE WIG znormalizowany Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13 PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 30 481 30 145 27 852 28 108 29 666 EBITDA 6 791 8 033 7 927 7 948 8 165 EBIT 4 378 5 060 4 948 4 912 5 012 Zysk netto 3 616 4 118 3 977 3 737 3 675 Zysk skorygowany 3 616 4 118 3 977 3 737 3 675 EPS (PLN) 1,93 2,20 2,13 2,00 1,97 DPS (PLN) 1,83 0,86 1,10 1,10 1,10 P/E 11,3 9,9 10,3 10,9 11,1 P/BV 1,0 0,9 0,9 0,9 0,8 EV/EBITDA 5,6 4,6 4,8 5,6 6,1 P - prognoza DM PKO BP r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023. Dodatkowo zakładamy przyznanie bezpłatnych uprawnieo do emisji CO2 w latach 2021-2030 w wysokości 102 mln ton. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 22,40 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF PGE: model DCF tys PLN 2014P 2015P 2016P 2017 >2017 EBIT 4 947 906 4 911 954 5 011 941 4 947 854 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% NOPLAT 4 007 803 3 978 683 4 059 672 4 007 761 CAPEX -5 544 293-11 185 158-9 325 075-8 528 044 Amortyzacja 2 978 634 3 036 527 3 152 563 3 312 858 Zmiany w kapitale obrotowym 92 483 117 231 85 134 87 313 FCF 1 349 661-4 287 179-2 197 973-1 294 738 WACC 8,6% 7,9% 7,6% 7,3% 7,3% Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,16 1,25 1,34 DFCF 1 349 661-3 971 864-1 893 188-1 039 118 46 659 916 Wzrost w fazie II 1,50% Suma DFCF - Faza I 10 370 956 Suma DFCF - Faza II 30 734 451 Wartośd DCF 41 105 408 Dług netto -2 693 781 Zobowiązania wobec pracowników 2 564 590 Kapitały mniejszości 274 336,4 Wartośd firmy 40 960 262,3 Liczba akcji (mln szt.) 1 869 784 Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014 21,9 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 22,4 Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 1,10 Cena bieżąca 21,85 Oczekiwana stopa zwrotu 7% Źródło: prognozy DM PKO BP 18
Założenia do wyceny PGE: WACC 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Stopa wolna od ryzyka 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 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 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% koszt długu 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% waga długu -2,0% 12,6% 21,1% 26,5% 27,0% WACC 8,6% 7,9% 7,6% 7,3% 7,3% Źródło: prognozy DM PKO BP PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 163,0 173,0 183,0 188,5 192,3 Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/t) 225,5 225,5 228,1 230,7 233,3 Wolumen produkcji energii (TWh) 54,1 57,2 58,2 58,7 58,7 Wolumen sprzedaży energii (TWh) 32,5 33,1 33,8 34,4 35,1 Cena uprawnieo CO2 (EUR) 6,5 6,7 7,0 7,2 7,5 Źródło: prognozy DM PKO BP Wycena porównawcza PGE spółka Kapitalizacja P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy EUR mln 2014 2015 2016 2014 2015 2016 2014 2015 2016 EDF 41152,7 10,7 10,4 10,7 4,5 4,3 4,2 5,7% 5,8% 5,9% GDF SUEZ 43648,0 13,9 12,9 13,9 6,3 6,0 5,8 5,6% 5,7% 5,9% RWE AG 16187,1 12,4 12,2 12,4 4,9 4,9 5,1 3,7% 3,7% 3,8% IBERDROLA 34494,3 15,5 14,7 15,5 8,6 8,4 8,1 5,0% 5,0% 5,2% FORTUM OYJ 1678,2 15,7 16,2 15,7 8,7 11,7 11,5 6,0% 5,9% 5,6% CEZ 11721,5 11,1 13,2 11,1 6,8 7,4 7,7 5,8% 5,0% 4,6% ENEA 1678,2 9,3 13,5 13,0 4,8 7,0 7,3 3,6% 3,2% 2,2% TAURON 2218,0 7,8 8,9 9,7 4,3 4,7 5,3 3,6% 2,8% 2,4% PGE 9819,4 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 5,0% 5,0% 5,0% ENERGA 1716,3 11,9 13,2 14,3 6,4 6,7 6,9 4,1% 5,1% 5,2% ZE PAK 402,6 10,4 8,4 7,5 4,2 4,3 4,3 2,1% 2,1% 2,1% Średnia 11,7 12,3 12,3 5,9 6,5 6,6 4,6% 4,5% 4,4% PGE 10,3 10,9 11,3 4,8 5,6 6,1 premia/dyskonto do średniej -12,5% -10,8% -8,2% -17,9% -12,7% -7,1% cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta 25,0 24,5 23,8 26,6 25,0 23,5 24,4 25,0 wagi 50% 50% wycena porównawcza 24,73 źródło: Bloomberg, DM PKO BP 19
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 21 623 350 20 476 465 28 111 354 30 481 076 30 144 855 27 851 654 28 107 843 29 666 448 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 4 026 302 2 981 692 2 953 508 2 520 642 2 184 236 3 071 366 2 840 587 2 877 071 Segment dystrybucji 263 244 566 722 703 349 1 028 953 1 221 199 1 204 202 1 209 797 1 153 371 Segment sprzedaży detalicznej 397 681 204 472 112 749 218 672 279 568-89 644 11 563 52 355 Segment sprzedaży hurtowej 439 397 173 119 178 631 554 535 964 989 538 360 587 264 583 267 Odnawialne żródła energii 77 603 153 981 86 952 102 569 187 967 202 326 241 023 323 722 Sement pozostałe i korekty konsolidacyjne 140 502 105 347 55 105-47 612 222 482 21 295 21 721 22 156 Zysk z działalności operacyjnej 5 344 729 4 185 333 4 090 294 4 377 759 5 060 441 4 947 906 4 911 954 5 011 941 EBITDA 7 983 406 6 834 026 6 800 850 6 790 567 8 033 320 7 926 539 7 948 481 8 164 504 Udział w wyniku jednostek stowarzyszonych 242 157 227 019 174 373-13 570-987 0 0 0 Saldo działalności finansowej -208 352-136 102 1 846 541 245 846-270 -6 610-325 229-498 461 Zysk przed opodatkowaniem 5 378 534 4 276 250 6 111 208 4 610 035 5 059 184 4 941 296 4 586 726 4 513 480 Podatek dochodowy -1 041 311-673 400-1 184 189-966 128-916 021-938 846-871 478-857 561 Zyski (straty) mniejszości 966 511 612 967 36 028 27 931 24 694 25 177-21 352-19 264 Zysk (strata) netto jedn.dominującej 3 370 712 3 014 120 4 892 695 3 616 254 4 118 469 3 977 273 3 736 600 3 675 183 Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Aktywa Trwałe 41 964 446 44 137 422 44 444 933 44 857 306 47 738 225 50 331 109 58 519 719 64 824 289 Wartości niematerialne i prawne 153 335 202 629 216 921 462 422 717 827 739 362 749 343 850 505 Rzeczowe aktywa trwałe 38 945 664 41 442 181 42 974 819 43 189 196 45 626 300 48 191 959 56 340 590 62 513 102 Pozstałe aktywa długoterminowe 2 865 447 2 492 612 1 253 193 1 205 688 1 394 098 1 399 788 1 429 785 1 460 683 Aktywa Obrotowe 12 483 352 9 742 569 14 317 698 13 396 629 13 013 083 12 704 329 9 103 538 7 534 553 Zapasy 1 271 165 1 090 549 1 305 327 2 213 180 1 683 698 1 734 209 1 786 235 1 839 822 Należności 2 059 119 1 618 591 1 767 739 1 894 733 2 192 088 2 235 930 2 303 008 2 372 098 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 440 245 4 303 006 7 192 394 4 493 223 3 185 333 3 104 586 3 118 428 3 137 359 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 7 712 823 2 730 423 4 052 238 4 795 493 5 951 964 5 629 604 1 895 867 185 273 AKTYWA RAZEM 54 447 798 53 879 991 58 762 631 58 253 935 60 751 308 63 035 438 67 623 256 72 358 842 Kapitał Własny 38 849 752 37 554 665 41 113 610 40 671 811 43 648 263 46 120 505 47 508 904 48 704 527 Kapitały mniejszości 7 681 428 595 958 413 994 289 493 266 346 274 336 282 566 291 043 Zobowiązania 15 598 046 16 325 326 17 649 021 17 582 124 17 103 045 16 914 933 20 114 353 23 654 315 Zobowiązania długoterminowe 9 762 322 7 471 585 7 275 616 8 395 251 9 312 536 9 825 743 12 909 747 16 376 117 Kredyty i pożyczki 4 056 270 1 804 429 1 341 351 1 085 244 1 993 860 2 392 157 5 327 188 8 641 034 Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych 1 131 702 1 236 661 1 279 944 1 324 742 1 371 108 1 419 097 1 468 765 1 520 172 Pozostałe rezerwy 3 465 603 3 302 173 3 380 492 4 838 473 4 756 002 4 886 166 4 985 471 5 086 589 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 108 747 1 128 322 1 273 829 1 146 792 1 191 566 1 128 322 1 128 322 1 128 322 Zobowiązania krótkoterminowe 5 835 724 8 853 741 10 373 405 9 186 873 7 790 509 7 089 190 7 204 606 7 278 198 Kredyty i pożyczki 969 929 914 956 697 661 811 447 527 831 543 666 565 413 582 375 Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych 801 866 781 541 804 987 829 137 854 011 879 631 906 020 933 201 Pozostałe rezerwy 765 455 3 149 483 3 829 475 2 848 958 1 581 235 805 615 749 478 615 602 Zobowiązania handlowe i pozostałe 3 298 474 4 007 761 5 041 282 4 697 331 4 827 432 4 860 278 4 983 695 5 147 020 PASYWA RAZEM 54 447 798 53 879 991 58 762 631 58 253 935 60 751 308 63 035 438 67 623 256 72 358 842 Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 7 298 888 6 610 960 6 942 012 6 842 734 7 985 757 6 705 547 6 509 520 6 672 581 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -3 628 590-7 468 274-3 326 656-1 950 885-4 304 112-5 544 293-11 185 158-9 325 075 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 1 898 319-4 111 761-4 142 841-2 311 313-1 609 060-2 058 100 941 900 941 900 Wskaźniki ROE 8,7% 8,0% 11,9% 8,9% 9,4% 8,6% 7,9% 7,5% ROA 6,2% 5,6% 8,3% 6,2% 6,8% 6,3% 5,5% 5,1% Dług netto -2 679 735-17 474-4 109 258-2 492 511-4 004 759-2 693 781 3 996 733 9 038 136 Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0-0,6-0,4-0,5-0,3 0,5 1,1 Źródło: PGE, P - prognoza DM PKO BP 20