Sektor energetyczny RAPORT ENERGA Rekomendacja Cena docelowa (PLN) Cena bieżąca (PLN)
KUPUJ 18,8 17,50
Stopa dywidendy
5,6%
Potencjał wzrostu
12,7%
Kapitalizacja (mln PLN)
7 246
Free float Bloomberg Reuters
50% ENG PW ENGP.WA
ENEA Rekomendacja Cena docelowa (PLN) Cena bieżąca (PLN)
KUPUJ 16,2 14,15
Stopa dywidendy
3,3%
Potencjał wzrostu
17,2%
Kapitalizacja (mln PLN)
6 246
Free float Bloomberg
ENAE.WA
Rekomendacja
TRZYMAJ
Cena bieżąca (PLN) Stopa dywidendy Potencjał wzrostu Kapitalizacja (mln PLN) Free float Bloomberg Reuters
18,6 18,02 4,8% 8,6%
Cena docelowa (PLN)
37% PGE PW PGEP.WA
TRZYMAJ 4,9
Cena bieżąca (PLN)
4,76
Stopa dywidendy
3,2%
Potencjał wzrostu
5,4%
Kapitalizacja (mln PLN)
8 342
Free float
60%
Bloomberg
TPE PW
Reuters
TPE.WA
ZE PAK Rekomendacja Cena docelowa (PLN) Cena bieżąca (PLN) Stopa dywidendy Potencjał wzrostu Kapitalizacja (mln PLN) Free float Bloomberg Reuters
TRZYMAJ 25,5 24,96 0,0% 2,3%
Cena docelowa (PLN) Cena bieżąca (PLN) Stopa dywidendy Potencjał wzrostu Kapitalizacja (mln PLN) Free float
50% ZEP PW ZEEP.WA
SPRZEDAJ 71,4 79,12 -3,7% 42 566 53798976% CEZ PW
Reuters
CEZP.PR
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
PGE jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 3,6 i 5,0 oraz P/E 7,8 i 10,4 na lata 2014/2015 PGE rozpoczęło swoja największa inwestycje jaką jest budowa dwóch bloków 900 MW w elektrowni Opole. Spółka jest jednak niezadłużona dlatego oczekujemy relatywnie wysokich dywidend w ciągu najbliższych lat, które mogą przekroczyd nawet poziom 1 PLN na akcję . Ze względu na rozwiązanie rezerw na CO2 oraz księgowania KDT z lat poprzednich oczekujemy w bieżącym roku poprawy raportowanych wyników. Oczekujemy także kontynuacji programów dobrowolnych odejśd, które istotnie przyczyniły się do utrzymania stabilnej bazy kosztowej w segmencie wytwarzania. ZE PAK jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 5,3 i 5,0 oraz P/E 35,1 i 14,1 na lata 2014/2015 ZE PAK zanotuje w tym roku znacznie słabsze marże na produkcji energii. Wpływ wzrostu rozpoznawania KDT będzie wg naszych szacunków na poziomie ok 25 mln PLN. Oczekujemy, że Spółka przyśpieszy w tym roku program inwestycyjny dotyczący modernizacji bloków w elektrowni Pątnówe I, co umożliwi Spółce zaksięgowanie bezpłatnych uprawnieo CO2, które ze względu na mniejsze inwestycje nie zostały zaksięgowane w tym roku. Podobnie jak w poprzednim roku oczekujemy utrzymania stabilnych kosztów zatrudnienia również w 2014 r.
3735,3%
Bloomberg
Stanisław Ozga, CFA doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
[email protected]
ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,5 i 5,7 oraz P/E 8,3 i 9,5 na lata 2014/2015 ENEA w bieżącym roku pokaże wzrost wyników finansowych mimo spowolnienia na rynku energii. W segmencie wytwarzania odczuwalny będzie spadek cen węgla oraz księgowanie KDT, które powinno przynieśd wg naszych oczekiwao ponad 200 mln PLN. W decydującą fazę wchodzi budowa bloku 1075 MW w elektrowni Kozienice co zwiększy istotnie nakłady inwestycyjne i zadłużenie Spółki, mimo tego oczekujemy zachowania obecnej polityki dywidendowej. ENEA rozpoczyna także program optymalizacji kosztów, który powinien przynieśd oszczędności 500 mln PLN do roku 2017.
1 298 569
CEZ Rekomendacja
Tauron jest notowany na poziomie EV/EBITDA 4,3 i 4,6 oraz P/E 7,7 i 8,7 na lata 2014/2015 Tauron jest największym sprzedawcą energii w Polsce dlatego odczuje wyraźnie spadek marzy w segmencie sprzedaży. W kolejnych latach Tauron zanotuje także niższe marże w segmencie wytwarzania, ponieważ niższych cen energii nie uda się już raczej skompensowad przy pomocy niższych cen węgla. Pozytywnie na wyniki w 2014 r. działad będzie rozwiązanie rezerwy z tytułu CO2, wpływy z tytułu programu operacyjna rezerwa mocy. W Spółce widoczny jest również wpływ programu oszczędności kosztów operacyjnych na lata 2012-2015.
33 694
Tauron Rekomendacja
Wydajemy rekomendację kupuj dla akcji ENERGA z ceną docelową w perspektywie 12 miesięcy na poziomie 18,80 PLN, rekomendację kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową 16,20 PLN, rekomendację trzymaj dla PGE z ceną docelową 18,60 PLN, rekomendację trzymaj dla akcji Tauron z cena docelową 4,90 PLN, rekomendację trzymaj dla akcji ZE PAK z ceną docelową 25,50 PLN oraz rekomendację sprzedaj dla akcji CEZ z ceną docelowa na poziomie 71,40 PLN. Rok 2014 mimo znacznego spadku cen energii, który przekroczy 10% oraz spadku wyników w segmencie sprzedaży wynikającego ze wzrostu kosztów zakupu energii powinien przynieśd poprawę wyników raportowanych. Wpłyną na to nie tylko czynniki jednorazowe jak księgowanie KDT czy rozwiązanie rezerwy z tytułu CO2, ale także widoczne efekty programów cięcia kosztów wprowadzane w ostatnich latach. Mimo spadku WACC w segmencie dystrybucji większośd spółek także powinna zaraportowad poprawę wyników w tym segmencie. Naszym zdaniem wobec dużej niepewności z oszacowaniem ostatecznej stopy zwrotu z nowych projektów, które są obecnie realizowane rynek powinien skoncentrowad się na bieżących wycenach spółek, a te wg naszych szacunków w ciągu najbliższych dwóch lat powinny stanowid wsparcie dla sektora. Mimo rozpoczęcia dużych inwestycji takie spółki jak Energa, PGE a także CEZ mogą zaoferowad bieżące stopy zwrotu w postaci dywidend przekraczających rentowności obligacji długoterminowych. Podstawowym problemem sektora pozostają marże w segmencie wytwarzania, ze względu na niskie ceny energii. Istotniejszej poprawy na rynku oczekujemy dopiero na przełomie bieżącego roku.
29% ENA PW
Reuters PGE Cena docelowa (PLN)
Energetyka
CEZ jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 6,6 i 6,9 oraz P/E 10,0 i 11,7 na lata 2014/2015 Utrzymujące się niskie ceny energii na rynku niemieckim wskazują, że wyniki CEZ będą się pogarszad w kolejnych latach. Biorąc pod uwagę aktualne założenia polityki klimatycznej UE na kolejną dekadę pozytywna jest dla Spółki niska emisyjnośd CO2 ze względu na posiadane elektrownie atomowe. W ostatnim okresie ceny terminowe energii na rynku niemieckim nie zareagowały jednak na wzrost CO2, co jest negatywnym scenariuszem dla Spółki. Mimo spadających wyników CEZ ze względu na ograniczenie nakładów inwestycyjnych będzie mógł zachowad obecną politykę dywidendowa. ENERGA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 5,3 i 5,2 oraz P/E 9,7 i 8,9 na lata 2014/2015. Dla ENERGI korzystne są zmiany zaproponowane w ostatniej wersji ustawy o OZE, która została zaakceptowana przez Komitet Stały Rady Ministrów. Wg naszych oczekiwao zmiany te opóźniają wejście w życie ustawy do 2016 r. oraz zwiększają wpływy z posiadanych elektrowni wodnych. Pozytywnie na wyniki Energi działa także wzrost cen zielonych certyfikatów. Zwiększa to cash flow dostępny dla akcjonariuszy i wspiera przyjętą politykę dywidendy.
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Argumenty inwestycyjne Ostatnie miesiące były aktywne jeżeli chodzi o otoczenie rynku energetycznego. Przyjęto m.in. program wsparcia dla wytwórców energii, który stanowi element rynków mocy i ma za zadanie poprawid sytuację wytwórców w okresie możliwych deficytów mocy szczytowej w kolejnych latach. Od początku roku działa już program operacyjna rezerwa mocy, wcześniej PSE rozstrzygnęło także przetarg na interwencyjną rezerwę zimną w latach 2016/2017 oraz przetarg na negawaty. Od momentu zaprezentowania we wrześniu 2013 r. założeo nowego systemu wsparcia dla OZE pojawiają się kolejne wersje ustawy. W szybkim tempie trwały również prace nad przywróceniem wsparcia dla kogeneracji. Pojawił się również kolejna aktualizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Również na forum europejskim zapadały decyzje i pojawiały się propozycje, które będą wpływad na sytuację polskiej energetyki w kolejnych latach.
Operacyjna rezerwa mocy Od początku roku do katalogu usług systemowych świadczonych na rzecz PSE weszła operacyjna rezerwa mocy. Operacyjną rezerwę mocy stanowią jednostki wytwórcze, które posiadają do dyspozycji wolne moce nie objęte umowami sprzedaży. Wielkośd operacyjnej rezerwy mocy stanowi 18% wielkości średniego maksymalnego godzinowego zapotrzebowania brutto na moc dla poszczególnych miesięcy poprzedniego roku. Po uruchomieniu interwencyjnej rezerwy zimnej wielkośd ta będzie korygowana o łączną moc jednostek świadczących tą usługę. Jednostki biorące udział w operacyjnej rezerwie mocy za gotowośd pracy na rzecz operatora w godzinach szczytu (7-22) otrzymują wynagrodzenie wyznaczone na podstawie średnich kosztów stałych bez kosztu amortyzacji, zarządu i sprzedaży, które w 2014 r. ma wynosid 37,13 PLN/MWh. W przypadku większej liczby zgłoszonych jednostek cena będzie proporcjonalnie redukowana. Wg naszych szacunków koszt programu może wynieśd ok. 400-500 mln PLN rocznie.
Interwencyjna rezerwa zimna Program skierowany jest do starych bloków, które po 2016 r. nie będą spełniad dyrektywy UE w sprawie emisji przemysłowych (IED), a będą wciąż potrzebne w polskim systemie energetycznym, ze względu na prognozy bilansu mocy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, które wskazują, że od 2016 r. mogą zaistnied trudności w pokryciu zapotrzebowania na moc przez krajowe jednostki wytwórcze. Bloki te mają przyznane derogacje w wysokości 17,5 tys. godzin pracy do wykorzystania w latach 2016-2023. PSE rozpisał przetarg na zimną rezerwę w różnych kategoriach bloków. W kategorii bloków 200460MW PSE podpisały z PGE GIEK umowy dotyczące przekazania dwóch bloków w elektrowni ZEDO o łącznej mocy 454 MW do zimnej rezerwy interwencyjnej w latach 20162017 z możliwością przedłużenia na dwa kolejne lata do 2019 r. Stawka za gotowośd do pracy interwencyjnej została ustalona na poziomie 24 PLN /MWh. Oczekujemy, że analogiczne umowy obejmą również bloki 120 MW, które posiada Tauron.
28 lutego 2014
2
Sektor energetyczny
Nowa ustawa o OZE W lutym br. zaprezentowano kolejną wersję ustawy o OZE, która została przyjęta przez Komitet Stały Rady Ministrów. W propozycji ustawy znalazły się zapisy obecne już w poprzednich wersjach ustawy z 2013 r. wprowadzające system aukcyjny w miejsce dotychczasowego wsparcia w postaci certyfikatów. Wg ustawy odnawialne źródła energii mają otrzymad wsparcie na okres 15 lat, ale nie dłużej niż do 2035 r. By zwiększyd konkurencyjnośd systemu wsparcie będzie przydzielane poprzez system aukcji, w których o wyborze oferty decydowad będzie cena. Do aukcji mogą zostad zakwalifikowane tylko instalacje, których oferta mieści się w granicach ceny referencyjnej dla poszczególnych technologii. Aukcje będą wspólne dla wszystkich technologii. Energia w nowych instalacjach będzie musiała zostad wyprodukowana w terminie 48 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji, a w przypadku energii elektrycznej wytworzonej w instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii elektrycznej energię promieniowania słonecznego – w terminie 24 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji, a siłę wiatru na morzu – w terminie 72 miesięcy od dnia zamknięcia aukcji. Oddzielne aukcje będą przeprowadzane dla instalacji o mocy poniżej 1MW, w ramach których ma byd przyznawane wsparcie dla co najmniej 25% wspieranej energii. Ze wsparcia zostaną wyłączone elektrownie wodne o mocy powyżej 5 MW, instalacje produkujące energię elektryczną z biomasy o mocy powyżej 50 MW lub energię z biomasy w kogeneracji o mocy powyżej 150 MW. Oddzielne aukcje będą organizowane także dla istniejących instalacji, które również będą mogły przystąpid do systemu aukcyjnego z wyjątkiem instalacji współspalających biomasę (z wyłączeniem instalacji dedykowanych), elektrowni wodnych o mocy powyżej 5 MW oraz instalacji produkujących energię elektryczną z biomasy o mocy powyżej 50 MW lub energię elektryczną z biomasy w kogeneracji o mocy powyżej 150 MW. Dotychczasowe instalacje otrzymują wsparcie na okres 15 lat od momentu gdy po raz pierwszy wyprodukowały energię elektryczną objętą systemem wsparcia. Wyjątkiem od reguły są elektrownie wodne o mocy powyżej 5 MW, które wsparcie tracą. Stanowi to złagodzenie zapisu z poprzednich wersji ustawy, który ograniczał wsparcie do elektrowni o mocy powyżej 1MW. W przypadku współspalania podtrzymane zostały poprzednie propozycje ograniczające wsparcie dla istniejących instalacji do 0,5 certyfikatu (z wyłączeniem instalacji dedykowanych) do kooca roku 2020 z możliwością ustanowienia innego współczynnika na kolejny okres. Według oczekiwao, ustawa już w marcu powinna trafid do Sejmu. Ustawa ma wejśd w życie z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem, co wg naszych oczekiwao faktycznie może oznaczad wejście w życie w ciągu pierwszych miesięcy 2016 r. Ustawa wprowadza także wysokośd opłaty zastępczej na poziomie 297,35 PLN oraz mechanizmy prowadzące do utrzymania odpowiedniej wysokości cen zielonych certyfikatów. Jednym z nich jest ograniczenie możliwości używania opłaty zastępczej w przypadku gdy średnia ważona cena praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia będzie niższa niż 75 % wartości opłaty zastępczej, przez okres co najmniej 3 miesięcy.
28 lutego 2014
3
Sektor energetyczny
Technologia
Ilośd nowych mocy wprowadzonych do KSE w poszczególnych latach, które będą objęte wsparciem systemowy [MW] 2013
2015
2016
2017
2018
2019
2020
wiatr
815,5
550,0
570,0
575,0
580,0
585,0
590,0
biomasa
199,1
91,0
97,0
104,0
111,0
117,0
124,0
4
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
83,5
Razem 1 018,6 644,5 670,5 Źródło: Opracowanie Ministerstwa Gospodarki na podstawie założeo.
682,5
694,5
705,5
797,5
woda
Energia wytworzona (GWh) Wyszczególnienie
Energia wodna
2013
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2 435,0
2 423,3
2 438,5
2 453,7
2 469,5
2 485,2
2 933,0
Energia słoneczna
1,2
46,9
77,1
107,3
137,5
171,5
205,5
Energia wiatrowa
5 922,7
7 857,6
9 301,2
10 754,8
12 218,4
13 692,0
15 190,4
Biomasa
8 058,0
9 495,2
10 284,4
11 147,2
12 076,8
13 085,4
14 160,8
spalenie wielopaliwowe
3 853,2
2 000,0
2 000,0
2 000,0
2 000,0
2 000,0
2 000,0
jednostki dedykowane
3 595,7
6 490,0
6 980,0
7 470,0
7 960,0
8 450,0
8 940,0
609,1
1 005,2
1 304,4
1 677,2
biogaz
Razem 16 416,9 19 823,0 22 101,2 24 463,0 Źródło: Opracowanie Ministerstwa Gospodarki na podstawie założeo, ARE, DM PKO BP
28 lutego 2014
2 116,8
2 635,4
3 220,8
26 902,2
29 434,1
32 489,7
4
Sektor energetyczny
Przywrócenie wsparcia dla kogeneracji W styczniu 2014 r. Sejm przyjął także ustawę wprowadzającą ponownie wsparcie dla Kogeneracji, po przerwie w 2013 r. Wsparcie miałoby objąd zarówno kogenerację gazową, jak też pozostałe paliwa. Ustawa zakłada utrzymanie na dotychczasowym poziomie obowiązku umarzania czerwonych certyfikatów i istotnym wzroście obowiązku żółtych certyfikatów wynikajmy ze zwiększenia mocy gazowych. Wsparcie zostało ustalone do 2018 r., co może okazad się jednak okresem niewystarczającym dla pozytywnych decyzji inwestycyjnych o budowie kolejnych jednostek wytwórczych. Wsparcie przełoży się także na wzrost kosztów zakupu energii i istotny spadek rentowności w segmencie sprzedaży. Oczekiwany okres wejścia ustawy w życie to początek maja lub kwietnia br.
Program atomowy W styczniu br. pojawiła się kolejna aktualizacja programu polskiej energetyki jądrowej. Dokument wyznacza nowy harmonogram przygotowania inwestycji i budowy elektrowni jądrowej w Polsce. W dokumencie znajdują się również zaktualizowane prognozy zużycia energii w Polsce i rozwoju nowych mocy. Podtrzymano w nich projekcję krajowego zużycia energii, która zakłada wzrost z ok 120 TWh obecnie do 161,4 TWh w 2030r., co daje średnioroczny wzrost na poziomie 1,5%, który zakładany jest mimo wdrażania programu poprawy efektywności energetycznej. Prognozy przygotowane przez ARE są w dużym stopniu zbieżne z uaktualnionymi prognozami PSE w zakresie zapotrzebowania na moc szczytową. Czynnikami zwiększającymi zużycie maja byd wzrost gospodarczy oraz relatywnie niskie na tle UE zużycie energii na mieszkaoca, które wynosi ok. 4,1 TWh wobec średniej dla 15 „starych” krajów unii na poziomie 7,5 tys. TWh. W związku z prognozą moc zainstalowana w źródłach odnawialnych powinna wzrosnąd z ok. 33,5 GW obecnie do ok. 44,5 GW. Z Analizy wynika, że podstawowym problemem dla krajowego systemu energetycznego pomijając nawet prognozowany wzrost zapotrzebowania na energię będzie zastąpienie ok. 12 GW mocy wygasających do 2030r. z czego ok. 6MW wygasa do 2020 r. oraz 6GW do 2030r. Moce wygasające do 2020 r, będą zastąpione przez inwestycje, które są obecne prowadzone lub wkrótce się rozpoczną natomiast jak zostaną zastąpione moce wycofywane po 2025r. wciąż pozostaje kwestią otwartą.
28 lutego 2014
5
Sektor energetyczny
Moc osiągalna netto źródeł wytwarzania energii elektrycznej wg technologii przy parametrach dla nowobudowanych źródeł wytwarzania
źródło: Ministerstwo Gospodarki
Według prognoz zawartych w programie energetyki jądrowej biorąc pod uwagę prezentowane koszty wytwarzania w poszczególnych instalacjach energetyka atomowa staje się realną alternatywą dla technologii opartych na węglu. W zmodyfikowanych założeniach do kalkulacji kosztów wytwarzania przyjęto stopę dyskontową na poziomie 6%, współczynnik wykorzystania mocy 0,9 oraz czas eksploatacji wynoszący 60 lat, oraz ceny CO2 w latach 2025 i 2035 na poziomie odpowiednio 25 i 35 EUR. Nakłady na budowę pierwszej elektrowni wraz z kosztami przygotowawczymi szacowane są na poziomie 40-60mld PLN. Analizując koszty wytwarzania poszczególnych technologii należy brad pod uwagę także dużą wrażliwośd projektów jądrowych na takie parametry jak nakłady inwestycyjne, i oczekiwany koszt kapitału. Można zauważyd, że parametry zaproponowane w programie różnią się od wartości uzyskanych przy umowie zawartej ostatnio między Wielką Brytanią a konsorcjum EDF budującym elektrownię w Hinkley Point, gdzie wynegocjowano cenę 92,5 Funta za MWh z możliwością obniżenia do 89,5 Funta w przypadku budowy nowej elektrowni. Średnioważony Koszt kapitału przyjęty do realizacji tej inwestycji wynosi 10%. A czas wsparcia wynosi 35 lat. Nakłady inwestycyjne mają wynieśd 16 mld funtów na łączną moc elektrowni 3200 MW.
28 lutego 2014
6
Sektor energetyczny
Uśredniony jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej w źródłach przewidzianych do uruchomienia w 2025 r. przy parametrach dla nowobudowanych źródeł wytwarzania 200
180
2,5 11,7
160
23,1
140
EUR'2012/MWh
Koszt bilansowania mocy
120
6,3 3,1
100 80
2,5 6,5
16
24,4
29,8
9,3 14,5
60 33,4
23,4
9,3
10
26,4
28,9
42,7
0
25,5
79,9 41,5
64,9 13,5
14,1
2,5 7,6
29,8
Koszt emisji CO2
151,8
20,1
Koszt paliwa Koszt O&M
Koszty inwestycyjne
14,9 14,6
Koszty rezerwowania mocy Koszt transportu i składowania CO2
34,9
30,3
94,1
40
20
7,9 3,9
11,1
6,2 3
16,8
80,3
65,8
58,1 38,7 5,4 8
40,9
6,1
38,3
46,2
34,3
18
źródło: ARE S.A.
Program pokazuje że przygotowanie do budowy elektrowni jest konsekwentnie przygotowywane, natomiast sama decyzja o budowie elektrowni nie została jeszcze podjęta. Nawet zakładając mniejszy wzrost zapotrzebowania na moc faktem pozostaje, że wciągu najbliższych kilku lat trzeba będzie podjąd decyzje o budowie nowych źródeł wytwórczych. Naszym zdaniem za decyzją o budowie elektrowni atomowej przemawiają na pewno prognozy kosztów CO2, które mogą znacznie wzrosnąd w obliczu nowych informacji na temat polityki klimatycznej UE po 2020 r. Nakłady inwestycyjne nawet szacowane w ostrożny sposób będą jednak zbyt wysokie by budowad elektrownie tylko z finansowania poszczególnych spółek. Szacujemy, że finansowanie zewnętrzne będzie możliwe przy ustaleniu określonego systemu wsparcia np.: w postaci kontraktów różnicowych jak w modelu brytyjskim. Nawet jeżeli budowa elektrowni nie rozpocznie się w określonych harmonogramem terminach to w ciągu najbliższych lat znacznie wzrosną nakłady na ten projekt. W styczniu 2013 r.podpisano kontrakt na badania lokalizacyjne i środowiskowe o wartości PLN 252 mln z konsorcjum firm: WorleyParsons Nuclear Services JSC, WorleyParsons International Inc., WorleyParsons Group Inc. W tym roku ma zostad podpisany kontrakt na inżyniera-doradcę technicznego w procesie budowy pierwszej elektrowni jądrowej. Do przetargu zgłosiły się firmy AMEC Nuclear i Exelon Generation Company oraz konsorcjum Mott MacDonald Limited i AF-Consult i konsorcjum firm: URS Polska Tractebel Engineering. Wg informacji prasowych oferty opiewają na kwoty od 1,6 mld PLN do 3,8 mld PLN. Wcześniej PGE EJ 1 szacowała, że wyda na ten cel 1,25 mld PLN.
28 lutego 2014
7
Sektor energetyczny
Polityka klimatyczna UE W lutym Parlament Europejski uchwalił ostatecznie wprowadzenie backloadingu, czyli przesunięcia uprawnieo z lat 2014-2016 łącznie 900 mln sztuk na lata 2019-2020. Skutki programu będą odczuwalne już 2014 r., w którym wycofane z aukcji ma zostad 400 mln praw. W kolejnych latach ma zostad wycofane odpowiednio 300 i 200 mln uprawnieo. Uprawnienia maja powrócid w roku 2019 w liczbie 300 mln i 600 mln w roku 2020. Mimo, że decyzja o programie była już raczej przesądzona to silny wzrost cen uprawnieo CO2, który nastąpił od połowy stycznia podniósł ich cenę o ok. 2EUR do 6,7 EUR/ tonę. Nie wpłynęło to jednak na ceny energii na rynku niemieckim, które pozostały na niskich poziomach. Pojawiły się również oznaki kierunku polityki klimatycznej UE w kolejnych latach. W styczniu Komisja Europejska zaprezentowała założenia polityki energetycznej po 2020 r. Głównymi założeniami tej polityki są m.in: ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o 40% do roku 2030 względem roku 1990. Oznacza to zwiększenie rocznego liniowego wskaźnika redukcji
28 lutego 2014
8
Sektor energetyczny
emisji z 1,74% do 2,2%. Kolejnymi założeniami są cel udziału energii odnawialnej na poziomie 27% w 2030r. oraz reforma systemu EU ETS zakładająca wprowadzenie wbudowanego mechanizmu rezerwy stabilizacyjnej w przypadku wystąpienia istotnej nadwyżki CO2. W lutym Parlament Europejski przyjął także rezolucję wzywającą Komisję Europejską i kraje członkowskie do zwiększenia poziomu efektywności energetycznej o 40% oraz celu 30% energii z odnawialnych źródeł energii w roku 2030.
28 lutego 2014
9
Sektor energetyczny
Segment wytwarzania Segment wytwarzania zanotuje w 2014 r. kolejny po 2013 r spadek marży ze względu na spadek cen energii, który przekracza 10%. W tym roku w przypadku producentów na węglu kamiennym możliwości kompensacji spadku marży spadkiem cen węgla będą znacznie mniejsze niż w roku ubiegłym. W przypadku spółek, które zdecydowały się wdrożenie programów oszczędności kosztów w tym głównie programów dobrowolnych odejśd widoczne będą efekty w postaci utrzymania dotychczasowej bazy kosztów stałych. Od wprowadzeniu obliga giełdowego dla handlu energią w Polsce ceny energii elektrycznej w Niemczech mimo braku fizycznej interakcji rynków były benchmarkiem dla cen polskich. Obecnie ceny te nadal wykazują podobny trend, ale ceny w Polsce po wzroście w lutym są wyraźnie wyższe dotyczy to m.in. pasma na 2015 i 2016 r. Mimo istotnych wzrostów cen CO2 na przełomie stycznia i lutego br. terminowe ceny energii na rynku niemieckim pozostały bez zmian. Jednym z powodów niższych cen jest słabszy popyt i nadwyżka mocy na rynku niemieckim. Niemcy stały się także istotnym eksporterem energii. Na wzrosty cen zareagowały natomiast ceny energii na TGE, które wzrosły dla kontraktów BASE na 2015 rok ze 156 PLN/MWh w połowie stycznia do 166 PLN/ MWh w lutym. Szacujemy, że zjawisko to może się utrzymywad. Efekt ten może byd związany z rosnącym popytem na energię w Polsce, mniejszym udziałem OZE oraz z wprowadzeniem programu operacyjna rezerwa mocy, który zdjął z rynku częśd podaży. Patrząc na obecny poziom marży można oczekiwad że bieżący rok może byd najsłabszym okresem i w ciągu dwóch kolejnych lat ceny mogą się odbudowywad. Wyraźniejszej poprawy sytuacji można jednak oczekiwad naszym zdaniem, w przypadku istotniejszych wzrostów cen surowców energetycznych na świecie.
28 lutego 2014
10
Sektor energetyczny
Segment dystrybucji W segmencie dystrybucji wyniki będą determinowane przez spadek stopy zwrotu z WRA związany ze spadkiem stopy wolnej od ryzyka w modelu kalkulacji WACC, która jest oparta na rentowności obligacji 10 letnich. Jednak mimo istotnego spadku WACC na poziomie 130 bp oczekujemy, że Spółki, które w 2013 r nie rozpoznawały jeszcze całości WRA mogą w bieżącym roku pokazad nieco lepszy poziom EBITDA, ze względu na dodatkowe zyski z tytułu dochodzenia do WRA, oraz oszczędności kosztów operacyjnych. W kolejnym roku wyniki w segmencie powinny ulec poprawie ze względu na wyższe rentowności obligacji dziesięcioletnich. Średnia liczona dla nowego okresu wynosi obecnie ok 4,4% wobec stopy 4%, na podstawie której wyznaczono WACC w 2013 r. Obecny okres dystrybucji kooczy się w 2015 r. W ubiegłym roku rozpoczęły się dyskusje na temat modelu dla nowego okresu dystrybucyjnego po 2015 r. Planowane zmiany mają dotyczyd wprowadzenia parametrów jakościowych pracy sieci jak SAIDI i SAIFI.
Segment sprzedaży W 2013 r. segment sprzedaży osiągnął ponadprzeciętne marże wynikające z braku obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów, spadku cen zielonych certyfikatów oraz spadku cen energii. Z tego względu w segmencie należy się spodziewad znacznego obniżenia marży ze względu na wzrost kosztu zakupu energii. Od II kwartału br. na rynek wróci prawdopodobnie obowiązek umarzania żółtych i czerwonych certyfikatów, rosną także ceny zielonych certyfikatów. Ze względu na konkurencję nie spodziewamy się wzrostu marży z tytułu różnic cen energii. Ponieważ taryfa G po obniżkach z kooca 2013 r jest nadal rentowna nie zakładamy, że wzrost obowiązku umorzenia świadectw może prowadzid do podwyższenia taryfy.
28 lutego 2014
11
Sektor energetyczny
Koszty i marże w taryfie G PLN 290
Marża
270
koszty finansowania koszty operacyjne
250
białe certyfikaty 230 fioletowe certyfikaty
210
czerwone certyfikaty żółte certyfikaty
190
zielone certyfikaty
170
Cena energii 150 1H 2013
1H2013
2H2013
2H2013
2014
2014
Taryfa G
źródło: szacunki DM PKO BP
28 lutego 2014
12
Sektor energetyczny
Energa
RAPORT
Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena docelowa (PLN) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN) Kapitalizacja (mln PLN) EV (mln PLN) Liczba akcji (mln szt.) Free float Free float (mln PLN) Śr. obrót/dzieo (mln PLN) Kod Bloomberga Kod Reutersa Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy
17,50 18,8 15,80 80,00 7 246,17 10 551,17 414,07 50,0% 3 623,09 1,16 ENG PW ENGP.WA Energa -1,4% 9,8% 4,2%
Akcjonariat Skarb Paostwa Poprzednie rekom. Kupuj
WIG 6,1% -3,1% 8,0%
% akcji i głosów 50,00 62,96 data cena doc. 17/01/2014 18,20
Podtrzymujemy rekomendację Kupuj dla akcji ENERGI z wyceną na poziomie 18,80 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENERGA pozostaje naszym top pickiem w sektorze energetycznym. Nowe propozycje ustawy o OZE zwiększają przepływy pieniężne Spółki w ciągu najbliższych lat. Z jednej strony przesuwa się czas wejścia ustawy w życie z drugiej strony zwiększa się moc elektrowni wodnych, które będą objęte wsparciem. Wspiera to obecną politykę dywidendową spółki, która zakłada wypłatę 0,97 PLN i 1,21 PLN na akcję w dwóch najbliższych latach. Korzystne dla ENERGI są zapisy nowej wersji ustawy o OZE, która została zaakceptowana przez Komitet Stały Rady Ministrów. Ustawa pozostawia wsparcie dla elektrowni wodnych o mocy do 5 MW. Dodatkowo nowe propozycje ustalają czas wejścia w życie ustawy z pierwszym dniem miesiąca następującego po upływie 12 miesięcy od dnia wydania pozytywnej decyzja Komisji Europejskiej o zgodności pomocy publicznej przewidzianej w niniejszej ustawie ze wspólnym rynkiem. Daje to przesłanki do przesunięcia okresu wejścia w życie ustawy na 2016 rok. Pozytywnie na wyniki ENERGI będzie wpływał także wzrost zielonych certyfikatów widoczny w 2014 r, których ceny dochodzą do 240 PLN. Od początku roku działa także program operacyjna rezerwa mocy, który zakłada pokrywanie kosztów stałych pracy bloków w godzinach szczytu. Wg naszych szacunków elektrownia Ostrołęka będzie mogła skorzystad z programu ponieważ w niewielkim stopniu zabezpieczała się umowami sprzedaży. Pojawiła się nowa wersja programu polskiej energetyki jądrowej, która określa planowany termin oddania pierwszego bloku na 2024r. W tym kontekście uważamy, że ewentualny dalszy rozwój mocy konwencjonalnych Spółki w szczególności elektrowni Ostrołęka i bloku gazowego w Grudziądzu będzie zależał bezpośrednio od decyzji związanych z projektem jądrowym.
Energa
18 17,5 17 16,5 16 15,5 15 14,5 14 13,5 13-12-11
14-01-16 Energa
Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
[email protected]
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
14-02-13 WIG normalized
Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 Sprzedaż 11 177 EBITDA 1 629 EBIT 906 Zysk netto 457 Zysk skorygowany 657 EPS (PLN) 1,10 DPS (PLN) 1,58 P/E P/BV EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
15,85 0,94 5,32
2013 11 417 1 817 1 040 649 849 1,57 1,16
2014P 10 912 2 076 1 202 747 747 1,80 0,97
2015P 10 200 2 255 1 327 816 816 1,97 1,21
2016P 10 745 2 203 1 221 708 708 1,71 1,24
11,16 0,92 5,81
9,71 0,88 5,32
8,88 0,85 5,16
10,23 0,83 5,52
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wycena
Wyceniamy Spółkę modelem DCF na 18,80 PLN na akcję. Oprócz wyceny opartej na modelu DCF, dodatkowo zamieszczamy wycenę porównawczą Spółki na tle spółek z sektora. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do 2023 r. W naszej wycenie przyjęliśmy inwestycje na poziomie szacowanym w podstawowym programie inwestycyjnym. Jeżeli chodzi o program inwestycji dodatkowych, wzięliśmy pod uwagę wyłącznie nakłady przygotowawcze na CCGT w Grudziądzu i nową elektrownię na Wiśle.
ENERGA: model DCF 2014P
2015P
2016P
2017P
1 201 617,5
1 326 846,3
1 220 584,2
1 317 233,8
25,0%
25,0%
25,0%
25,0%
901 213,2
995 134,7
915 438,1
987 925,4
-1 820 306,0
-1 810 233,0
-1 682 787,8
-1 569 989,3
874 245,5
928 243,2
982 082,9
1 035 605,3
17 578,4
18 579,2
19 609,5
-35 161,0
-62 425,7
94 565,7
195 123,7
488 702,4
WACC
7,7%
7,5%
7,4%
7,3%
Współczynnik dyskonta
1,00
1,08
1,15
1,24
>2017P
PLN tys. Skorygowany EBIT Stopa podatkowa NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF
DFCF
Wzrost w fazie II
-62 425,7
3 191 431,0
Suma DFCF - Faza II
8 891 218,1
Wartośd Firmy (EV)
12 082 649,1
Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Wartośd godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
168 980,7
394 381,7
7,1% 1,33 11 493 764,9
1,50%
Suma DFCF - Faza I
Dług netto
87 947,4
25,0%
3 304 999,8 36 074,9 676 695,5 8 064 878,8 414 19,5 18,8 0,97 17,50 13%
Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski
28 lutego 2014
14
Sektor energetyczny
Założenia do wyceny
ENERGA: WACC 2014P
2015P
2016P
2017P
2018P
Stopa wolna od ryzyka
4,4%
4,4%
4,4%
4,4%
4,4%
Premia za ryzyko
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,5%
1,5%
1,5%
1,5%
1,5%
Beta Premia za ryzyko długu Stopa podatkowa
25,0%
25,0%
25,0%
25,0%
25,0%
Koszt kapitału własnego
9,4%
9,4%
9,4%
9,4%
9,4%
koszt długu
5,9%
5,9%
5,9%
5,9%
5,9%
waga długu
34,3%
37,7%
40,4%
41,9%
44,5%
7,7%
7,5%
7,4%
7,3%
7,2%
WACC Żródło:prognozy DM PKO BP ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny
2014P Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t)
2015P
2016P
2017P
2018P
164
173
178
183
189
288,7
294,4
300,3
306,3
312,5
Wolumen produkcji energii w el.Ostrołęka netto (TWh)
2,7
2,8
3,0
3,0
3,0
Wolumen sprzedazy doklientów koocowych (TWh)
18,8
19,2
19,6
19,9
20,3
WACC dla RAB
7,3%
7,5%
7,5%
7,5%
7,5%
Żródło:prognozy DM PKO BP
Wycena porównawcza ENERGA spółka
Kapitalizacja EUR mln
2013
P/E 2014
2015
EDF GDF SUEZ RWE AG IBERDROLA FORTUM OYJ
52147,3 42417,4 17634,8 30732,9 1536,6
15,2 12,4 7,4 11,9 14,3
14,0 13,1 12,2 13,7 15,2
13,1 12,5 12,0 12,9 15,1
5,5 7,1 3,8 7,9 10,0
5,3 7,3 4,4 8,3 11,4
5,1 7,1 4,4 8,0 11,6
4,3% 8,5% 3,4% 5,8% 5,8%
4,5% 7,2% 3,5% 5,6% 6,0%
4,7% 6,8% 3,5% 5,7% 6,0%
CEZ ENEA TAURON PGE ENERGA ZE PAK Średnia
10250,0 1536,6 1971,9 8074,8 1716,3 306,6
7,6 10,1 6,2 8,6 11,2 12,1 10,6
9,2 8,3 7,7 7,8 9,7 35,1 13,3
10,5 9,5 8,7 10,4 8,9 14,1 11,6
5,7 3,8 3,7 3,7 5,8 3,4 5,5
6,3 4,5 4,3 3,6 5,3 5,3 6,0
6,6 5,7 4,6 5,0 5,2 5,0 6,2
7,3% 2,5% 3,2% 4,8% 5,5% 0,0% 4,6%
6,2% 3,3% 3,2% 5,6% 6,9% 0,0% 4,7%
5,3% 3,6% 0,0% 5,6% 7,1% 0,0% 4,4%
11,2 4,9%
9,7 -26,9%
8,9 -23,5%
5,8 5,8%
5,3 -11,5%
5,2 -17,1%
16,7
24,0
22,9 21,2 50%
16,5
19,8
21,1 19,1 50%
ENERGA
premia/dyskonto do średniej cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
EV/EBITDA 2013 2014
2015
Stopa zwrotu z dywidendy 2013 2014 2015
17,50
20,16
źródło: Bloomberg, DM PKO BP
28 lutego 2014
15
Sektor energetyczny
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys. PLN)
2010
2011
2012
2013P
2014P
2015P
11 416 757 10 912 428 10 200 308
2016P
Przychody ze sprzedaży towarów, produktów i usług
9 467 760
10 368 005
11 176 799
10 745 275
EBITDA
1 407 588
1 519 701
1 629 246
1 816 642
2 075 863
2 255 089
2 202 667
Dystrybucja energii elektrycznej
650 794
924 192
1 224 626
1 402 378
1 489 884
1 676 287
1 787 574
Sprzedaż
242 677
167 510
264 467
201 640
156 147
159 515
162 959
257 188
474 863
464 799
298 141
w tym:
Wytwarzanie CHP Elektrownie systemowe
10 152
10 420
4 194
97 215
115 985
-107 420
483 567
372 148
261 400
5 294
2
24 012
26 208
26 994
27 804
28 638
-764
-41 338
-74 800
-76 670
-78 587
-80 552
-82 566
Wyłączenia i korekty konsolidacyjne
-81 348
-29 219
32 766
5 899
6 562
7 236
7 921
Zysk operacyjny
816 170
863 993
906 221
1 040 052
1 201 618
1 326 846
1 220 584
668
1 077
215
OZE Usługi Pozostałe
Udział w zysku (stracie ) jednostek stowarzyszonych Saldo przychodów i kosztów finansowych
-21 228
35 210
-279 888
-161 721
-220 358
-245 079
-275 571
Zysk przed opodatkowaniem
795 610
899 203
626 333
877 677
981 259
1 081 767
945 014
Podatek dochodowy
170 993
196 613
166 548
219 419
235 502
259 624
235 308
19 940
38 656
-614
-8 920
872
-6 470
-1 251
604 299
663 933
457 035
649 337
746 629
815 673
708 455
2013P
2014P
2015P
2016P
12 625 696 13 578 002 14 466 353
15 173 513
Zysk netto przypadający na udziały niekontrolujące Zysk netto przypadający na właścicieli jednostki dominujacej Bilans (tys. PLN) Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne Aktywa przxeznaczone do sprzedazy
2010
2011
2012
8 965 130
9 713 449
10 697 396
269 389
312 492
378 563
8 451 134
9 150 663
10 000 916
390 033
393 934
11 863 446 12 809 507 13 691 496
382 348
386 172
14 392 201
244 607
250 293
317 917
379 902
382 323
384 823
387 378
3 674 822
3 967 324
4 205 209
4 105 645
4 035 337
4 348 604
3 632 552
312 992
395 872
376 928
376 928
370 143
363 481
356 938
1 454 898
1 521 376
1 524 080
1 438 762
1 489 119
1 541 238
1 595 182
223 377
272 802
235 143
320 800
328 502
336 390
344 470
1 683 555
1 777 274
2 069 058
1 969 155
1 847 573
2 107 495
1 335 963
16 873 628 17 613 339 18 814 957
18 806 065
192
4 510
10 168
12 640 143
13 685 283
14 912 773
7 026 123
7 825 784
7 671 227
7 862 390
8 206 753
8 520 387
8 714 507
887 478
59 726
47 295
36 075
36 947
30 477
29 226
Zobowiązania
4 726 543
5 799 773
7 194 250
8 975 163
9 369 640 10 264 094
10 062 333
Zobowiązania długoterminowe
2 631 723
3 571 701
4 801 461
6 631 303
7 001 686
7 905 837
7 728 579
Kredyty i pożyczki, obligacje
1 033 636
1 904 236
3 105 357
4 924 891
5 309 736
6 220 356
6 016 356
Rezerwy długoterminowe
599 573
667 262
710 786
793 672
817 482
842 006
867 266
Rezerwa z tytułu odroczonego podatku dochodowego Rozliczenia międzyokresowe przychodów i dotacje rządowe
553 507 442 910
525 581 465 939
519 686 456 010
576 691 326 427
588 248 276 572
600 555 233 222
613 140 222 119
AKTYWA RAZEM Kapitał własny przypadający właścicielom jednostki dominujacej Udziały niekontrolujace
Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki, obligacje Rezerwy Rozliczenia międzyokresowe bierne kosztów Zobowiązania handlowe i pozostałe Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe TOTAL LIABILITIES AND EQUITYY
142 287
2 096
8 683
9 622
9 622
9 648
9 698
9 698
2 094 820
2 228 072
2 392 789
2 343 861
2 367 954
2 358 257
2 333 754
42 770
44 965
389 639
349 264
326 764
269 164
233 164
353 998
511 319
555 345
460 822
466 352
471 948
439 856
85 805
122 751
117 765
75 070
76 827
78 624
80 464
970 433
893 551
880 271
872 737
902 410
933 092
964 817
585 967
595 601
605 428
615 453
16 873 628 17 613 339 18 814 957
18 806 065
641 814
655 485
449 769
12 640 143
13 685 283
14 912 773
Rachunek przepływów pieniężnych (tys. PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej
1 179 234
1 481 920
1 334 667
1 710 648
1 841 232
1 988 996
1 966 108
-1 003 314
-2 003 682
-1 803 142
-2 808 188
-1 704 801
-1 837 015
-1 709 569
620 553
616 474
742 307
1 037 321
-258 013
107 941
-1 028 071
ROE
8,6%
8,5%
6,0%
8,3%
9,1%
9,6%
8,1%
ROA
4,8%
4,9%
3,1%
3,8%
4,2%
4,3%
3,8%
-607 149
171 927
1 425 938
3 305 000
3 788 926
4 382 025
4 913 557
-0,4
0,1
0,9
1,8
1,8
1,9
2,2
Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki
Dług netto Dług netto/EBITDA Żródło:prognozy DM PKO BP
28 lutego 2014
16
Sektor energetyczny
ENEA
RAPORT
Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena docelowa (PLN) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN) Kapitalizacja (mln PLN) EV (mln PLN) Liczba akcji (mln szt.) Free float Free float (mln PLN) Śr. obrót/dzieo (mln PLN) Kod Bloomberga Kod Reutersa
14,15 16,2 11,96 16,10 6 245,81 5 694,02 441,40 29,2% 1 823,78 7,88 ENA PW ENEA.WA
Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy 12 miesięcy
Enea 13,4% -9,2% 0,2% -2,9%
Akcjonariat Skarb Paostwa
% akcji i głosów 52,1% 52,1%
Poprzednie rekom. Trzymaj
WIG 4,9% -2,7% 6,5% 15,7%
data cena doc. 2013-05-14 14,20
Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie 16,20 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztowej w Grupie, którego efekty powinny byd widoczne już w tym roku w postaci oszczędności kosztów stałych w wysokości ok. 100 mln PLN i ok. 500 mln PLN do 2017 r. ENEA dodatkowo rozpozna również większe niż do tej pory przychody z KDT, które szacujemy w 2014 r. na 200 mln PLN. Po sprzedaży akcji przez Vatenfall zmaterializowało się ryzyko podaży akcji i zwiększył się free float spółki. ENEA rozpoczęła proces optymalizacji kosztów. Efektem programu mają byd oszczędności kosztowe w wysokości 500 mln PLN do 2017 r.z czego 100 mln PLN powinno byd już widoczne w bieżącym roku. Podstawą programu jest program dobrowolnych odejśd, który kierowany będzie głównie do osób, które nabędą w tym czasie uprawnienia emerytalne. Koszty programu będą widoczne w postaci rezerw na odprawy dla pracowników. Częśd rezerw z tego tytułu zostanie zawiązana już w IV kw. 2013 r. ENEA ogłosiła program inwestycyjny, który zakłada inwestycje w wysokości 20 mld PLN do 2020 r. Podstawę programu stanowi wytwarzanie, gdzie główną inwestycja jest nowy blok 1075 MW w Kozienicach. Dodatkowo program obejmuje budowę odnawialnych źródeł energii o mocy ok. 500 MW oraz inwestycje w kogenerację, głównie poprzez akwizycję. Obecnie spółka bierze udział w przetargu na zakup MPEC Białystok. Ze względu na spadające ceny energii w tym roku powinny istotnie wzrosnąd przychody z tytułu rozpoznawania KDT. Rok 2014 r. jest ostatnim okresem, za który Spółka może rozpoznad przychody z tego tytułu. W 2015 r nastąpi dodatkowo rozliczenie koocowe. Oczekujemy, że w bieżącym roku przychody z tego tytułu w bieżącym roku wyniosą 200 mln PLN. Wobec ok. 25 mln w 2013 r.
Enea
18,5
16
13,5
11
14 lut
30 kwi Enea
Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
12 lip
23 wrz
4 gru
20 lut
WIG znormalizowany
Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 Sprzedaż 10 096 EBITDA 1 573 EBIT 847 Zysk netto 717 Zysk skorygowany 717 EPS (PLN) 1,62 DPS (PLN) 0,48 P/E P/BV EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
8,71 0,57 2,92
2013 9 050 1 500 714 621 621 1,41 0,36
2014P 9 590 1 690 915 750 750 1,70 0,47
2015P 9 817 1 686 891 655 655 1,48 0,51
2016P 10 307 1 667 691 413 413 0,94 0,45
10,06 0,54 3,80
8,33 0,52 4,48
9,53 0,50 5,71
15,11 0,49 6,69
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023 Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 16,20 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą ENEI na tle spółek z sektora. Wycena DCF
ENEA: model DCF 2014P
2015P
2016P
2017P
>2017P
EBIT Stopa podatkowa
915 349 19,0%
890 695 19,0%
691 024 19,0%
1 107 587 19,0%
19,0%
NOPLAT
741 432
721 463
559 730
897 145
CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym
-3 230 537 774 690 9 989
-3 230 537 795 253 178 295
-2 690 484 975 680 -172 822
-2 284 435 996 923 -71 908
FCF
-1 704 426
-1 535 526
-1 327 896
-462 275
WACC Współczynnik dyskonta DFCF
8,5% 1,00 -1 704 426
7,7% 1,08 -1 425 556
7,3% 1,16 -1 148 730
7,2% 1,24 -373 161
tys PLN
Wzrost w fazie II
1,50%
Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II
-2 465 455 9 911 095
Wartośd Firmy (EV)
7 445 639
Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Wartośd godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014
7,2% 1,33 12 097 512
-551 792 0 733 324 7 225 383 441 443 16,4
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN)
16,2
Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy
0,36
Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
14,2 17%
Źródło: prognozy PKO DM
28 lutego 2014
18
Sektor energetyczny
Założenia do wyceny
ENEA: WACC 2014P Stopa wolna od ryzyka Premia za ryzyko Beta Premia za ryzyko długu Stopa podatkowa Koszt kapitału własnego koszt długu waga długu WACC Źródło: prognozy PKO DM
4,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 20% 8,5%
2015P 4,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 36% 7,7%
2016P 4,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 45% 7,3%
2017P 4,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 48% 7,2%
2018P 4,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 48% 7,2%
ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 163 10,0 11,5 13,7 7,0
Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) Wolumen produkcji energii Kozienice(TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnieo CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO DM
2015P 170 10,2 11,5 13,9 8,0
2016P
2017P 178 10,5 11,5 13,5 9,0
2018P 185 10,7 14,0 13,5 10,0
193 11,0 18,1 13,5 11,0
Wycena porównawcza
ENEA spółka EDF GDF SUEZ RWE AG IBERDROLA FORTUM OYJ CEZ ENEA TAURON PGE ENERGA ZE PAK Średnia
Kapitalizacja EUR mln 52147,3 42417,4 17634,8 30732,9 1536,6 10250,0 1536,6 1971,9 8074,8 1716,3 306,6
ENEA
premia/dyskonto do średniej cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
2013 15,2 12,4 7,4 11,9 14,3
P/E 2014 14,0 13,1 12,2 13,7 15,2
2015 13,1 12,5 12,0 12,9 15,1
EV/EBITDA 2013 2014 5,5 5,3 7,1 7,3 3,8 4,4 7,9 8,3 10,0 11,4
7,6 10,1 6,2 8,6 11,2 12,1 10,6
9,2 8,3 7,7 7,8 9,7 35,1 13,3
10,5 9,5 8,7 10,4 8,9 14,1 11,6
5,7 3,8 3,7 3,7 5,8 3,4 5,5
6,3 4,5 4,3 3,6 5,3 5,3 6,0
6,6 5,7 4,6 5,0 5,2 5,0 6,2
10,1 -5,4%
8,3 -37,3%
9,5 -17,9%
3,8 -30,9%
4,5 -25,4%
5,7 -8,3%
15,0
22,6
17,2 18,3 50%
20,5
19,0
15,4 18,3 50%
2015 5,1 7,1 4,4 8,0 11,6
Stopa zwrotu z dywidendy 2013 2014 2015 4,3% 4,5% 4,7% 8,5% 7,2% 6,8% 3,4% 3,5% 3,5% 5,8% 5,6% 5,7% 5,8% 6,0% 6,0% 7,3% 2,5% 3,2% 4,8% 5,5% 0,0% 4,6%
6,2% 3,3% 3,2% 5,6% 6,9% 0,0% 4,7%
5,3% 3,6% 0,0% 5,6% 7,1% 0,0% 4,4%
14,15
18,27
źródło: Bloomberg, DM PKO BP
28 lutego 2014
19
Sektor energetyczny
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement pozostałe Wyłączenia i Koszty nieprzypisane
2009 7 139 957
2010 7 836 875
2011 9 708 512
2012 10 096 032
2013P 9 049 630
2014P 9 590 474
2015P 9 816 814
2016P 10 307 046
215 525 140 755 235 460 29 812 -54 510 -61 437
313 618 263 527 209 283 41 404 -15 523 -100 345
475 727 325 372 155 975 46 696 -157 809
301 850 415 550 241 938 53 807 -166 598
99 068 461 743 308 313 46 960 -102 381
228 569 485 250 232 306 47 899 -78 675
245 474 532 819 143 794 48 857 -80 249
67 798 565 462 89 784 49 834 -81 853
Zysk operacyjny EBITDA Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto
505 605 1 160 837 7 766 139 685 653 056 -139 446 21 513 589
711 964 1 356 653 988 100 264 813 216 -173 835 119 639 262
845 961 1 528 774 4 529 138 621 989 111 -195 183 -771 794 699
846 547 1 596 284 304 61 316 908 167 -196 558 -5 607 717 216
813 703 1 579 579 319 76 217 890 240 -169 146 0 721 094
915 349 1 690 039 335 10 544 926 228 -175 983 0 750 244
890 695 1 685 948 352 -82 068 808 979 -153 706 0 655 273
691 024 1 666 705 370 -181 039 510 354 -96 967
2009 2010 8 374 673 8 737 868 76 075 174 349 8 060 674 8 308 650 237 924 254 869 3 849 971 4 098 837 300 830 242 058 925 513 922 460 1 721 085 2 034 692 902 543 899 627 12 229 688 12 836 705
2011 9 830 686 171 808 9 076 871 582 007 4 309 962 483 022 1 091 531 1 517 048 1 218 361 14 162 151
2012 11 011 502 271 726 10 459 377 280 399 3 685 419 502 654 1 449 314 637 956 1 095 495 14 710 462
2013P 12 469 474 284 875 11 916 481 268 118 3 320 022 507 173 1 418 300 232 399 1 162 150 15 794 541
2014P 14 907 873 264 259 14 372 328 271 286 3 399 993 532 532 1 446 666 267 994 1 152 801 18 312 912
2015P 17 542 966 259 941 17 006 377 276 648 3 404 605 559 158 1 475 599 268 504 1 101 343 20 952 615
2016P 19 175 244 174 349 18 721 180 279 714 3 928 815 587 116 1 505 111 269 030 1 567 558 23 109 103
Bilans (tys PLN) Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM Kapitał Własny
9 372 628
9 876 471
10 479 762
10 938 288
11 454 209
12 011 076
12 438 479
12 652 489
23 778
23 897
29 088
22 721
20 127
20 328
20 532
20 737
Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM
2 857 060 2 960 234 1 406 198 1 373 976 107 056 72 362 407 093 428 134 142 583 158 521 749 466 714 959 1 450 862 1 586 258 49 951 42 398 125 542 146 864 128 039 181 971 1 147 330 1 215 025 12 229 688 12 836 705
3 682 389 1 659 243 73 379 454 363 153 497 978 004 2 023 146 45 516 182 246 386 732 1 408 652 14 162 151
3 772 174 1 748 504 50 797 542 511 491 321 663 875 2 023 670 24 043 177 407 376 402 1 445 818 14 710 462
4 340 331 2 578 550 817 262 550 649 576 437 634 202 1 761 782 25 495 192 312 384 692 1 159 283 15 794 541
6 301 835 4 476 633 2 717 262 550 649 579 978 628 744 1 825 203 27 548 185 073 388 587 1 223 995 18 312 912
8 514 137 6 494 109 4 717 262 550 649 597 861 628 338 2 020 027 27 933 140 675 392 524 1 458 895 20 952 615
10 456 613 8 517 628 6 717 262 550 649 621 306 628 411 1 938 985 28 213 131 236 431 777 1 347 760 23 109 103
Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
850 134 -2 332 519 -235 731
1 275 667 -1 067 613 -210 970
1 143 379 -590 266 -235 380
1 242 077 -1 109 029 -255 668
1 584 287 -1 964 571 -158 919
1 502 191 -3 203 537 1 691 998
1 395 206 -3 221 591 1 774 927
1 344 334 -2 681 538 1 803 418
5,5% 4,2% -2 466 621 -2,1
6,5% 5,0% -2 819 559 -2,1
7,6% 5,6% -2 616 514 -1,7
6,6% 4,9% -1 658 611 -1,1
6,3% 4,6% -551 792 -0,3
6,2% 4,1% 1 324 014 0,8
5,3% 3,1% 3 375 348 2,0
3,3% 1,8% 4 908 887 2,9
Kapitały mniejszości
Wskaźniki ROE ROA Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM
28 lutego 2014
413 387
20
Sektor energetyczny
PGE
RAPORT
Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena docelowa (PLN) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN) Kapitalizacja (mln PLN) EV (mln PLN) Liczba akcji (mln szt.) Free float Free float (mln PLN) Śr. obrót/dzieo (mln PLN) Kod Bloomberga Kod Reutersa
18,02 18,6 13,68 19,40 33 693,50 29 600,83 1 869,78 37,0% 12 466,60 39,70 PGE PW PGEP.WA
Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy 12 miesięcy
PGE 8,1% -1,6% 21,8% 19,3%
Akcjonariat Skarb Paostwa
% akcji i głosów 61,9% 61,9%
Poprzednie rekom. Trzymaj
WIG 4,9% -2,7% 6,5% 15,7%
data cena doc. 2013-05-14 16,90
Wydajemy rekomendację Trzymaj dla PGE z ceną docelową na poziomie 18,60 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Mimo spadku cen energii na wyniki PGE pozytywnie wpływają efekty programu dobrowolnych odejśd wdrożonego przez Spółkę w 2012r. w postaci stabilnej bazy kosztów stałych oraz przychody z tytułu KDT, w tym dodatkowo księgowanie przychodów z lat ubiegłych. Oczekujemy, że mimo rozpoczęcia swojej największej inwestycji w Opolu PGE będzie kontynuowało swoją dotychczasową politykę dywidendy również w kolejnych latach. PGE rozpoczęło realizację swojej dotychczasowej największej inwestycji jaką jest budowa dwóch bloków w elektrowni Opole. Termin rozpoczęcia kolejnej inwestycji jaką jest blok 460MW w Turowie ze względu na oferty odbiegające od zakładanego budżetu inwestycji stoi pod znakiem zapytania. W programie inwestycyjnym PGE znajdowały się również bloki gazowe w tym największy budowany wraz z ZA Puławy . Ze względu na okres wsparcia do roku 2018 r, trudno obecnie określid czy inwestycje te zostaną rozpoczęte. PGE zawiązało na koniec 2013 r. rezerwę na uprawnienia CO2 przydzielane za wykonywanie inwestycji określonych w ramach KPI. W 2014 r. oczekujemy rozwiązania rezerwy z tego tytułu co naszym zdaniem przyczyni się do poprawy wyników Spółki oraz umożliwi utrzymanie poziomu wypłaty dywidendy również w 2015 r. PGE jest obecnie głównym wykonawcą programu nuklearnego (docelowo ma posiadad 70% w spółce celowej). W ciągu najbliższych lat zaczną się pojawiad istotniejsze wydatki związane z projektem, nawet jeżeli sama budowa kolejny raz zostanie opóźniona lub zawieszona. Łączne wydatki związane z przetargami na prace lokalizacyjne oraz inżyniera kontraktu mogą wynieśd ponad 1,5 mld PLN.
PGE
20,5
18
15,5
13 14 lut
30 kwi PGE
Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
12 lip
23 wrz
4 gru
20 lut
WIG znormalizowany
Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 Sprzedaż 29 385 EBITDA 6 791 EBIT 3 871 Zysk netto 3 211 Zysk skorygowany 3 211 EPS (PLN) 1,72 DPS (PLN) 1,83 P/E P/BV EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
10,5 0,8 4,6
2013 28 558 7 895 4 922 3 936 3 936 2,11 0,86
2014P 28 812 8 375 5 396 4 345 4 345 2,32 1,00
2015P 29 514 7 327 4 291 3 237 3 237 1,73 1,00
2016P 29 365 7 546 4 394 3 111 3 111 1,66 0,86
8,6 0,8 3,7
7,8 0,7 3,6
10,4 0,7 5,0
10,8 0,7 5,5
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023 Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 18,60 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF PGE: model DCF 2014P
2015P
2016P
2017
>2017
EBIT Stopa podatkowa
5 396 490 19,0%
4 290 569 19,0%
4 393 842 19,0%
4 304 043 19,0%
19,0%
NOPLAT
4 371 157
3 475 361
3 559 012
3 486 275
-5 544 293 2 978 634 94 857
-11 185 158 3 036 527 119 848
-9 325 075 3 152 563 88 061
-8 528 044 3 312 858 90 330
1 710 641
-4 793 118
-2 701 561
-1 819 241
tys PLN
CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC Współczynnik dyskonta DFCF
Wzrost w fazie II
9,6% 8,8% 8,4% 8,1% 1,00 1,09 1,18 1,27 1 710 641 -4 405 677 -2 291 454 -1 427 539
1,50%
Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II
6 062 898 28 188 456
Wartośd DCF
34 251 354
Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości Wartośd firmy Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014
8,2% 1,38 40 665 383
-4 092 669 683 880 2 564 590 413 994,0 36 049 318,9 1 869 784 19,3
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy
18,6
Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
18,0 9%
1,00
Źródło: prognozy PKO DM
28 lutego 2014
22
Sektor energetyczny
Założenia do wyceny PGE: WACC 2014P Stopa wolna od ryzyka Premia za ryzyko Beta Premia za ryzyko długu Stopa podatkowa Koszt kapitału własnego koszt długu waga długu WACC Źródło: prognozy PKO DM
2015P 4,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 13,1% 8,8%
4,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% -4,4% 9,6%
2016P 4,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 22,3% 8,4%
2017P 4,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 28,3% 8,1%
2018P 4,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 9,4% 5,9% 27,0% 8,2%
PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2014P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/t) Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży energii (TWh) Cena uprawnieo CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski
2015P
2016P
2017P
2018P
163,0 225,5
170,0 229,6
177,7 234,8
185,3 240,2
193,1 245,7
57,8 32,5 7,0
62,9 33,1 8,0
63,4 33,8 9,0
63,7 34,4 10,0
67,1 35,1 11,0
Wycena porównawcza
PGE spółka
Kapitalizacja EUR mln
2013
P/E 2014
2015
EDF
52147,3
15,2
14,0
13,1
5,5
5,3
5,1
4,3%
4,5%
4,7%
GDF SUEZ
42417,4
12,4
13,1
12,5
7,1
7,3
7,1
8,5%
7,2%
6,8%
RWE AG
17634,8
7,4
12,2
12,0
3,8
4,4
4,4
3,4%
3,5%
3,5%
IBERDROLA
30732,9
11,9
13,7
12,9
7,9
8,3
8,0
5,8%
5,6%
5,7%
1536,6
14,3
15,2
15,1
10,0
11,4
11,6
5,8%
6,0%
6,0%
FORTUM OYJ CEZ
EV/EBITDA 2013 2014
2015
Stopa zwrotu z dywidendy 2013 2014 2015
10250,0
7,6
9,2
10,5
5,7
6,3
6,6
7,3%
6,2%
5,3%
ENEA
1536,6
10,1
8,3
9,5
3,8
4,5
5,7
2,5%
3,3%
3,6%
TAURON
1971,9
6,2
7,7
8,7
3,7
4,3
4,6
3,2%
3,2%
0,0%
PGE
8074,8
8,6
7,8
10,4
3,7
3,6
5,0
4,8%
5,6%
5,6%
ENERGA
1716,3
11,2
9,7
8,9
5,8
5,3
5,2
5,5%
6,9%
7,1%
ZE PAK
306,6
12,1
35,1
14,1
3,4
5,3
5,0
0,0%
0,0%
0,0%
10,6
13,3
11,6
5,5
6,0
6,2
4,6%
4,7%
4,4%
8,6
7,8
10,4
3,7
3,6
5,0
-19,5%
-41,6%
-10,4%
-31,7%
-39,6%
-19,1%
22,4
30,9
20,1
26,4
29,8
22,3
Średnia PGE
premia/dyskonto do średniej cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
18,02 24,5
26,2
50%
50% 25,31
źródło: Bloomberg, DM PKO BP
28 lutego 2014
23
Sektor energetyczny
Prognozy finansowe
Rachunek zysków i strat (tys PLN) Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania Segment dystrybucji Segment sprzedaży detalicznej Segment sprzedaży hurtowej Odnawialne żródła energii Sement pozostałe i korekty konsolidacyjne
2009 21 623 350
2010 20 476 465
2011 28 111 354
2012 29 385 054
2013P 28 558 040
2014P 28 812 283
2015P 29 514 124
2016P 29 365 124
4 026 302 263 244 397 681 439 397 77 603 140 502
2 981 692 566 722 204 472 173 119 153 981 105 347
2 953 508 703 349 112 749 178 631 86 952 55 105
2 013 143 1 028 953 218 672 554 790 102 569 -47 611
2 217 205 1 189 489 360 860 933 200 200 782 20 776
3 134 950 1 204 202 130 356 653 360 252 326 21 295
2 037 585 1 253 955 139 021 587 264 251 023 21 721
2 023 129 1 273 176 141 802 609 857 323 722 22 156
5 344 729 7 983 406 242 157 -208 352 5 378 534 -1 041 311 966 511 3 370 712
4 185 333 6 834 026 227 019 -136 102 4 276 250 -673 400 612 967 3 014 120
4 090 294 6 800 850 174 373 1 846 541 6 111 208 -1 184 189 36 028 4 892 695
3 870 516 6 790 567 -13 570 245 591 4 102 537 -869 703 22 042 3 211 070
4 922 311 7 895 190 0 -4 843 4 917 468 -934 319 46 995 3 936 154
5 396 490 8 375 123 0 -2 308 5 394 182 -1 024 895 24 019 4 345 268
4 290 569 7 327 096 0 -328 337 3 962 232 -752 824 -27 954 3 237 362
4 393 842 7 546 405 0 -591 850 3 801 992 -722 378 -31 127 3 110 741
Bilans (tys PLN) Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM
2009 41 964 446 153 335 38 945 664 2 865 447 12 483 352 1 271 165 2 059 119 1 440 245 7 712 823 54 447 798
2010 44 137 422 202 629 41 442 181 2 492 612 9 742 569 1 090 549 1 618 591 4 303 006 2 730 423 53 879 991
2011 44 444 933 216 921 42 974 819 1 253 193 14 317 698 1 305 327 1 767 739 7 192 394 4 052 238 58 762 631
2012 44 857 306 462 422 43 189 196 1 205 688 13 396 629 2 213 180 1 894 733 4 493 223 4 795 493 58 253 935
2013P 47 298 752 861 093 45 050 141 1 387 518 14 677 190 1 750 922 2 209 327 4 190 492 6 526 450 61 975 942
2014P 49 882 667 886 925 47 615 801 1 379 941 14 017 452 1 803 450 2 253 513 4 142 811 5 817 678 63 900 119
2015P 58 072 673 898 899 55 764 432 1 409 343 10 646 837 1 857 553 2 321 118 4 190 738 2 277 429 68 719 511
2016P 64 396 820 1 020 250 61 936 943 1 439 627 9 584 832 1 913 280 2 390 752 4 244 270 1 036 530 73 981 653
Kapitał Własny
38 849 752
37 554 665
41 113 610
40 671 811
43 499 292
45 931 601
47 508 275
49 154 148
Zysk z działalności operacyjnej EBITDA Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto
Kapitały mniejszości
7 681 428
595 958
413 994
289 493
304 368
313 499
322 904
332 591
Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM
15 598 046 9 762 322 4 056 270 1 131 702 3 465 603 1 108 747 5 835 724 969 929 801 866 765 455 3 298 474 54 447 798
16 325 326 7 471 585 1 804 429 1 236 661 3 302 173 1 128 322 8 853 741 914 956 781 541 3 149 483 4 007 761 53 879 991
17 649 021 7 275 616 1 341 351 1 279 944 3 380 492 1 273 829 10 373 405 697 661 804 987 3 829 475 5 041 282 58 762 631
17 582 124 8 395 251 1 085 244 1 324 742 4 838 473 1 146 792 9 186 873 811 447 829 137 2 848 958 4 697 331 58 253 935
18 476 650 10 397 297 2 040 536 1 371 108 5 794 197 1 191 456 8 079 353 393 245 854 011 2 370 396 4 461 701 61 975 942
17 968 517 10 591 409 2 090 976 1 419 097 5 953 014 1 128 322 7 377 108 405 042 879 631 1 594 776 4 497 659 63 900 119
21 211 235 13 715 413 5 040 271 1 468 765 6 078 055 1 128 322 7 495 822 421 244 906 020 1 546 531 4 622 027 68 719 511
24 827 505 17 253 367 8 399 339 1 520 172 6 205 533 1 128 322 7 574 138 433 881 933 201 1 420 625 4 786 431 73 981 653
Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
7 298 888 -3 628 590 1 898 319
6 610 960 -7 468 274 -4 111 761
6 942 012 -3 326 656 -4 142 841
6 842 734 -1 950 885 -2 311 313
7 985 757 -4 304 112 -1 609 060
6 706 521 -5 544 293 -1 871 000
6 515 908 -11 185 158 1 129 000
6 693 236 -9 325 075 1 390 940
8,7% 6,2% -2 679 735 -0,3
8,0% 5,6% -17 474 0,0
11,9% 8,3% -4 109 258 -0,6
7,9% 5,5% -2 492 511 -0,3
9,0% 6,4% -4 092 669 -0,6
9,5% 6,8% -3 321 659 -0,5
6,8% 4,7% 3 184 087 0,6
6,3% 4,2% 7 796 690 1,3
Wskaźniki ROE ROA Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM
28 lutego 2014
24
Sektor energetyczny
Tauron
RAPORT
Zmieniamy rekomendację dla akcji Tauron z kupuj na trzymaj z ceną docelową na poziomie 4,90 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Bieżący rok będzie dla Spółki dużym wyzwaniem w segmencie wytwarzania, gdzie nie będzie możliwe skompensowanie spadku cen energii niższymi cenami węgla. Tauron wg maszych oczekiwao rozpocznie także w tym roku realizację swojej największej inwestycji jaką jest budowa bloku 900 MW w Jaworznie, co zwiększy istotnie nakłady inwestycyjne w kolejnych latach.
Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena docelowa (PLN) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN) Kapitalizacja (mln PLN) EV (mln PLN) Liczba akcji (mln szt.) Free float Free float (mln PLN) Śr. obrót/dzieo (mln PLN) Kod Bloomberga Kod Reutersa Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy 12 miesięcy
4,76 4,9 3,72 5,36 8 342,14 13 280,45 1 752,55 59,6% 4 967,74 12,03 TPE PW TPE.WA Tauron 17,3% -8,3% 9,2% 17,2%
Akcjonariat Skarb Paostwa KGHM ING OFE
WIG 4,9% -2,7% ¨ 6,5% 15,7%
% akcji i głosów 30,1% 30,1% 10,4% 10,4% 5,1% 5,1%
Poprzednie rekom. Kupuj
W 2014 r nastąpił kolejny spadek cen energii elektrycznej, który na rynku hurtowym przekroczył 10%. W przypadku Taurona będzie oznaczało to istotny spadek marży ponieważ wg naszych oczekiwao nie uda się już skompensowad go spadkami cen węgla. Tauron przygotowuje się do swojej największej inwestycji jaką jest budowa bloku 900 MW w Jaworznie. Mimo przedłużających się procedur z gwarancjami bankowymi dla konsorcjum, które wygrało przetarg oczekujemy, że inwestycja zostanie rozpoczęta w tym roku. W tym roku oczekujemy również rozpoczęcia budowy bloku gazowego 400 MW w Łagiszy, który może byd realizowany przy współudziale Polskich Inwestycji Rozwojowych. Tauron jest największym sprzedawca energii w Polsce. W 2013 roku Spółka pokazała rekordowe wyniki w segmencie sprzedaży oparte na niższych kosztach zakupu energii. W bieżącym roku nastąpi znaczny spadek rentowności w tym segmencie głównie ze względu na wzrost cen zielonych certyfikatów, a także na ponowne wejście w życie obowiązku umarzania czerwonych i żółtych certyfikatów.
data cena doc. 2013-05-14 4,60
Tauron
5,4
4,8
4,2
3,6
14 lut
30 kwi
12 lip
Tauron
Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
[email protected]
23 wrz
4 gru
20 lut
WIG znormalizowany
Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 Sprzedaż 23 138 EBITDA 3 659 EBIT 2 153 Zysk netto 1 467 Zysk skorygowany 1 467 EPS (PLN) 0,84 DPS (PLN) 0,31 P/E P/BV EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
5,7 0,5 3,52
2013 21 251 3 581 1 942 1 340 1 340 0,76 0,15
2014P 18 579 3 398 1 563 1 080 1 080 0,62 0,15
2015P 19 517 3 480 1 467 957 957 0,55 0,00
2016P 20 630 3 558 1 474 928 928 0,53 0,00
6,2 0,5 3,71
7,7 0,4 4,32
8,7 0,4 4,60
9,0 0,4 4,81
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 4,90 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą Taurona na tle spółek z sektora. Wycena DCF
Tauron: model DCF 2014P
2015P
2016P
2017P
>2017P
1 562 533 19,0%
1 467 243 19,0%
1 474 150 19,0%
1 422 603 19,0%
19,0%
tys PLN EBIT Stopa podatkowa NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC Współczynnik dyskonta DFCF
Wzrost w fazie II
918 728 14 338 438
Wartośd DCF
15 257 166
Dług netto Aktywa pozaoperacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości Wartośd firmy
4 938 319 0 1 624 067 0,0 8 694 779,6
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
1 188 467
1 194 061
1 152 309
-4 150 928 2 012 594 188 566
-4 156 873 2 083 564 19 446
-4 050 989 2 118 263 27 579
-953 454
-1 138 433
-898 694
-807 996
7,5% 1,00 -953 454
7,3% 1,07 -1 061 352
7,1% 1,15 -782 220
7,0% 1,23 -657 347
7,0% 1,31 18 711 539
1,50%
Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II
Liczba akcji (mln szt.) Wartośd firmy na akcję na 31.12.2014
1 265 652 -4 054 748 1 835 642 0
1 752 549 4,96
4,9 0,15 4,76 5%
Źródło: prognozy PKO DM
28 lutego 2014
26
Sektor energetyczny
Założenia do wyceny Tauron:WACC 2013P 4,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 9,4% 5,9% 35,6% 7,8%
Stopa wolna od ryzyka Premia za ryzyko Beta Premia za ryzyko długu Stopa podatkowa Koszt kapitału własnego koszt długu waga długu WACC Źródło: prognozy PKO DM
2014P 4,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 9,4% 5,9% 41,6% 7,5%
2015P 4,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 9,4% 5,9% 46,3% 7,3%
2016P 4,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 9,4% 5,9% 49,5% 7,1%
2017P 4,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 9,4% 5,9% 52,2% 7,0%
2018P 4,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 9,4% 5,9% 52,4% 7,0%
Tauron: Kluczowe założenia do wyceny 2014P 163 205,0 22,0 36,9 7,0
Cena energii elektrycznej Tauron (PLN/MWh) Koszt węgla energetycznego Tauron (PLN/t) Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży Cena uprawnieo CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski
2015P 170 209,1 21,1 37,4 8,0
2016P 178 214,3 22,4 37,9 9,0
2017P 185 219,7 21,4 38,4 10,0
2018P 193 225,2 26,8 38,9 11,0
Wycena porównawcza
Tauron spółka
Kapitalizacja EUR mln
2013
P/E 2014
2015
EDF GDF SUEZ RWE AG IBERDROLA FORTUM OYJ
52147,3 42417,4 17634,8 30732,9 1536,6
15,2 12,4 7,4 11,9 14,3
14,0 13,1 12,2 13,7 15,2
13,1 12,5 12,0 12,9 15,1
5,5 7,1 3,8 7,9 10,0
5,3 7,3 4,4 8,3 11,4
5,1 7,1 4,4 8,0 11,6
4,3% 8,5% 3,4% 5,8% 5,8%
4,5% 7,2% 3,5% 5,6% 6,0%
4,7% 6,8% 3,5% 5,7% 6,0%
CEZ ENEA TAURON PGE ENERGA ZE PAK Średnia
10250,0 1536,6 1971,9 8074,8 1716,3 306,6
7,6 10,1 6,2 8,6 11,2 12,1 10,6
9,2 8,3 7,7 7,8 9,7 35,1 13,3
10,5 9,5 8,7 10,4 8,9 14,1 11,6
5,7 3,8 3,7 3,7 5,8 3,4 5,5
6,3 4,5 4,3 3,6 5,3 5,3 6,0
6,6 5,7 4,6 5,0 5,2 5,0 6,2
7,3% 2,5% 3,2% 4,8% 5,5% 0,0% 4,6%
6,2% 3,3% 3,2% 5,6% 6,9% 0,0% 4,7%
5,3% 3,6% 0,0% 5,6% 7,1% 0,0% 4,4%
6,2 -41,5%
7,7 -41,9%
8,7 -25,0%
3,7 -32,5%
4,3 -28,0%
4,6 -26,0%
8,1
8,2
6,3 7,6 50%
7,0
6,6
6,4 6,7 50%
Tauron
premia/dyskonto do średniej cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
EV/EBITDA 2013 2014
2015
Stopa zwrotu z dywidendy 2013 2014 2015
4,76
7,13
źródło: Bloomberg, DM PKO BP
28 lutego 2014
27
Sektor energetyczny
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (tys PLN) Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segmenty wytwarzania Segment ciepła Segment dystrybucji Segment sprzedaży Sement wydobycie Segment OZE Segment obsługa klienta Segmenty pozostałe Pozycje nieprzypisane Zysk z działalności operacyjnej EBITDA Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto
2009 13 694 622
2010 15 428 879
2011 20 755 222
2012 23 137 926
677 144
656 169
621 061
155 621 301 837 147 031 55 141
509 281 88 145 5 908 89 407
614 205 278 835 4 805 100 578
6 579 -22 570 1 320 783 2 642 001 0 -94 714 1 226 069 -277 906 173 737 774 426
35 445 14 904 1 399 259 2 758 486 -236 -141 709 1 257 314 -265 931 132 727 858 656
71 692 -79 687 1 611 489 3 057 051 -1 046 -44 507 1 565 936 -326 576 19 349 1 220 011
293 460 148 634 1 065 660 452 113 174 945 103 879 12 008 34 048 -131 346 2 153 401 3 839 897 0 -217 552 1 935 849 -394 550 74 497 1 466 802
Bilans (tys PLN) Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM
2009 18 475 838 824 751 17 260 573 390 514 3 679 655 536 201 1 874 996 236 355 1 032 103 22 155 493
2010 18 959 101 970 530 17 524 936 463 635 4 471 183 408 560 2 273 145 315 497 1 473 981 23 430 284
2011 23 416 777 560 344 22 475 647 380 786 5 110 219 574 790 2 743 344 1 286 415 505 670 28 526 996
Kapitał Własny
11 858 566
14 704 825
2 375 100
Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
Kapitały mniejszości
Wskaźniki ROE ROA Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: Tauron, P - prognoza PKO DM
28 lutego 2014
2013P 18 967 856
2014P 18 578 729
2015P 19 517 317
2016P 20 629 765
-499 600 160 530 1 276 414 871 607 77 309 137 523 29 634 12 346 -93 827 1 942 301 3 658 380 0 -217 384 1 724 917 -362 510 22 282 1 340 126
-202 073 179 230 1 126 844 474 111 99 879 147 686 30 064 12 729 -96 642 1 562 533 3 398 175 0 -228 905 1 333 628 -253 389 0 1 080 239
-415 739 193 730 1 228 747 450 405 108 578 179 735 30 500 13 126 -97 609 1 467 243 3 479 837 0 -285 218 1 182 025 -224 585 0 957 440
2012 25 471 230 617 219 24 112 737 741 274 5 802 447 708 282 3 036 695 1 026 541 1 030 929 31 273 677
2013P 27 166 930 1 518 253 24 718 588 930 089 4 410 246 476 475 2 137 635 837 355 958 781 31 577 177
2014P 29 434 491 1 586 574 26 937 694 910 222 5 113 186 500 299 2 161 876 877 979 1 573 033 34 547 677
2015P 31 567 137 1 640 518 29 076 028 850 591 6 029 062 525 314 2 325 427 886 872 2 291 449 37 596 199
2016P 33 730 216 1 714 341 31 149 337 866 538 6 972 221 551 579 2 318 608 884 480 3 217 553 40 702 437
15 632 321
16 235 110
17 354 926
18 172 301
19 129 741
20 058 015
507 246
454 897
493 123
531 410
531 410
479 419
479 419
7 921 827 4 027 449 1 267 697 955 406 1 174 096 630 250 3 894 378 631 692 106 588 831 402 2 324 696 22 155 493
8 218 213 4 070 063 1 143 988 1 023 589 1 251 054 651 432 4 148 150 348 479 169 492 989 253 2 640 926 23 430 284
12 439 778 7 597 081 4 308 176 1 203 375 1 435 013 650 517 4 842 697 228 930 153 676 1 023 328 3 436 763 28 526 996
14 545 444 9 148 067 5 264 678 1 568 219 1 433 371 881 799 5 397 377 301 472 155 213 1 115 527 3 825 165 31 273 677
13 690 840 9 411 370 5 610 838 1 545 749 1 348 450 906 333 4 279 470 286 262 156 765 1 021 188 2 815 255 31 577 177
15 843 967 11 529 377 7 611 607 1 576 664 1 379 464 961 641 4 314 590 308 902 158 333 1 031 400 2 815 955 34 547 677
17 987 038 13 619 132 9 645 204 1 608 197 1 411 192 954 539 4 367 906 325 625 159 916 1 041 714 2 840 651 37 596 199
20 165 003 15 756 793 11 645 204 1 640 361 1 443 649 1 027 579 4 408 210 328 700 161 515 1 052 131 2 865 863 40 702 437
1 963 199 -1 354 024 -543 464
2 520 345 -1 508 476 -512 864
2 208 926 -5 689 534 2 514 764
3 520 329 -3 282 929 148 438
3 620 897 -3 868 589 737 118
2 931 882 -4 054 748 1 737 118
2 869 344 -4 150 928 2 000 000
3 082 977 -4 156 873 2 000 000
6,5% 3,5% 867 286 0,4
5,8% 3,7% 18 486 0,0
7,8% 4,3% 4 031 436 1,3
9,0% 4,7% 4 535 221 1,3
7,7% 4,2% 4 938 319 1,4
5,9% 3,1% 6 347 476 1,9
5,0% 2,5% 7 679 380 2,2
4,6% 2,3% 8 756 351 2,5
-417 109 199 313 1 287 523 443 199 110 749 134 837 30 942 13 535 -98 585 1 474 150 3 557 714 0 -328 133 1 146 017 -217 743 0 928 273
28
Sektor energetyczny
PAK
RAPORT
Trzymaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena docelowa (PLN) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN) Kapitalizacja (mln PLN) EV (mln PLN) Liczba akcji (mln szt.) Free float Free float (mln PLN) Śr. obrót/dzieo (mln PLN) Kod Bloomberga Kod Reutersa Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy 12 miesięcy
24,96 25,5 23,21 30,00 1 267,97 2 258,17 50,80 48,4% 613,70 0,61 ZE PAK ZEEP.WA ZE PAK 6,6% -3,1% 1,6% -7,8%
WIG 4,9% -2,7% 6,5% 15,7%
Akcjonariat % akcji i głosów Zygmunt Solorz-Żak 51,55 ING Otwarty Fundusz Emerytalny 11,81 Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 13/08/2013 26,70
Wydajemy rekomendację Trzymaj dla akcji ZE PAK z ceną docelową 25,50 PLN w perspektywie 12 miesięcy. ZE PAK rozpoczął w tym roku program inwestycyjny związany z modernizacją elektrowni Patnów I. Program jest dla Spółki szczególnie istotny ponieważ dodatkowo stanowi główne zadanie inwestycyjne wpisane do KPI. Inwestycja w blok gazowy w Adamowie w obecnych warunkach ekonomicznych została zamrożona. Nie podjęto natomiast ostatecznej decyzji co do budowy gazowego bloku kogeneracyjnego w Koninie. Wyniki finansowe ZE PAK przy obecnych cenach energii są silnie wspierane przez przychody z tytułu KDT, które w 2013 r. mogły wynieśd ok. 146 mln PLN. W tym roku wpływy te wg naszych oczekiwao powinny wzrosnąd do ok. 170 mln PLN. Utrata marży z tytułu niższych cen energii będzie jednak znacznie większa niż przyrost przychodów z tytułu KDT. Z tytułu niewykonania planu inwestycyjnego za 2013 r. Spółka będzie mogła uzyskad w 2013t. prawdopodobnie tylko częśd uprawnieo i stworzyła z tego tytułu rezerwę na CO2 w wysokości 150,6 mln PLN. Oczekujemy, że w przypadku realizacji inwestycji PAK będzie mógł odzyskad te uprawnienia. Pozytywnie dla Spółki przebiega spór prawny w związku z koncesją Ministra Środowiska dotyczącą odkrywki Tomisławice. Minister Środowiska w styczniu br. wydał decyzję o odmowie stwierdzenia nieważności koncesji. W ZE PAK do kwietnia br. trwają redukcje zatrudnienia, które mają objąd ok. 300 osób. W tym roku były zamrożone również płace, co przyczyniło się do poprawy wyniku operacyjnego. Oczekujemy również stałych kosztów zatrudnienia w 2014 r.
ZE PAK
34
30
26
22
14 lut
30 kwi
12 lip
ZE PAK
23 wrz
4 gru
Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
[email protected] PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
20 lut
WIG znormalizowany
Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 Sprzedaż 2 748 EBITDA 918 EBIT 596 Zysk netto 455 Zysk skorygowany 455 EPS (PLN) 8,74 DPS (PLN) P/E P/BV EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
2,9 0,3 2,7
2013 2 590 579 250 107 107 2,06 -
2014P 2 379 478 139 37 37 0,71 -
2015P 2 482 582 232 92 92 1,77 -
2016P 2 577 594 142 2 2 0,04 -
12,1 0,3 3,4
35,1 0,3 5,3
14,1 0,3 5,0
658,6 0,3 5,1
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wycena Spółkę wyceniamy modelem DCF. Dodatkowo prezentujemy wycenę porównawczą dla spółek z sektora. W modelu zakładamy realizację bloku 120 MW w Koninie, oraz modernizacji elektrowni Pątnów I i budowę nowych odkrywek w przedstawionym przez spółkę zakresie. Zakładamy odłączenie starych jednostek w Elektrowni Konin w 2017 r. i w Elektrowni Adamów w 2018 r. Pątnów I wg naszych założeo będzie pracował do kooca 2028 r., a Pątnów II do 2050 r. Zakładamy również restrukturyzację zatrudnienia w kopalniach oraz zmniejszenia zatrudnienia w ZE PAK po wyłączeniu bloków węglowych.
ZE PAK: model DCF 2014P
2015P
2016P
2017P
2018P
2019P
2020P
2021P
tys PLN
2022 >2022P
EBIT Stopa podatkowa
138 749,9 19,0%
232 324,8 19,0%
142 404,0 19,0%
136 397,2 19,0%
-72 127,6 -174 909,5 -303 797,1 -295 255,3 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%
-257 609,2 19,0%
NOPLAT
112 387,4
188 183,1
115 347,2
110 481,7
-58 423,3 -141 676,7 -246 075,7 -239 156,8
-208 663,5
CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym
-923 265,0 339 569,3 -8 311,5
-860 157,5 349 915,0 -8 477,8
-526 828,2 452 062,4 -7 547,3
-376 328,0 -211 857,9 -151 634,9 -111 508,9 -105 409,2 471 684,2 467 453,3 459 491,6 454 958,4 450 559,1 -7 698,3 34 597,7
-106 336,5 444 177,3
FCF
-479 619,8
-330 537,2
33 034,1
198 139,6
231 769,9
166 180,0
97 373,8
105 993,2
129 177,4
WACC Współczynnik dyskonta DFCF
8,2% 1,00 -479 619,8
8,1% 1,08 -305 843,8
8,0% 1,17 28 313,9
8,0% 1,26 157 198,7
8,1% 1,36 170 168,2
8,1% 1,47 112 877,4
7,3% 1,58 61 629,3
7,3% 1,70 62 508,7
7,3% 1,82 70 984,9 2 288 057,7
Suma DFCF
2 166 275,2
Wartośd Firmy (EV)
2 166 275,2
Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Wartośd firmy
673 365,5 30 000,0 242 530,0 1 280 379,7
Liczba akcji (mln szt.) Wartośd firmy na akcję na 31.12.2014
50,8 25,2
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy
25,5 0,00
Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
24,96 2%
Źródło: prognozy PKO DM
28 lutego 2014
30
Sektor energetyczny
Założenia do wyceny ZE PAK: WACC 2014P Stopa wolna od ryzyka Premia za ryzyko Beta Premia za ryzyko długu Stopa podatkowa Koszt kapitału własnego koszt długu waga długu WACC Źródło: prognozy PKO DM
2015P
4,4% 5,0% 1,0 2,0% 19,0% 9,4% 6,4% 29,6% 8,2%
2016P
4,4% 5,0% 1,0 2,0% 19,0% 9,4% 6,4% 31,5% 8,1%
4,4% 5,0% 1,0 2,0% 19,0% 9,4% 6,4% 34,3% 8,0%
2017P 4,4% 5,0% 1,0 2,0% 19,0% 9,4% 6,4% 32,4% 8,0%
2018P 4,4% 5,0% 1,0 2,0% 19,0% 9,4% 6,4% 31,8% 8,1%
ZE PAK: Kluczowe założenia do wyceny 2014P Cena energii elektrycznej ZE PAK (PLN/MWh) Cena zielonych certyfikatów (PLN/t) Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnieo CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO DM
163,0 286,0 10,7 1,0 7,0
2015P 170,0 286,0 10,8 1,0 8,0
2016P 177,7 286,0 10,8 1,0 9,0
2017P 185,3 286,0 11,6 1,0 10,0
2018P 193,1 286,0 9,0 1,0 11,0
Wycena porównawcza
ZE PAK spółka
Kapitalizacja EUR mln
2013
P/E 2014
2015
EDF GDF SUEZ RWE AG IBERDROLA FORTUM OYJ
52147,3 42417,4 17634,8 30732,9 1536,6
15,2 12,4 7,4 11,9 14,3
14,0 13,1 12,2 13,7 15,2
13,1 12,5 12,0 12,9 15,1
5,5 7,1 3,8 7,9 10,0
5,3 7,3 4,4 8,3 11,4
5,1 7,1 4,4 8,0 11,6
4,3% 8,5% 3,4% 5,8% 5,8%
4,5% 7,2% 3,5% 5,6% 6,0%
4,7% 6,8% 3,5% 5,7% 6,0%
CEZ ENEA TAURON PGE ENERGA ZE PAK Średnia
10250,0 1536,6 1971,9 8074,8 1716,3 306,6
7,6 10,1 6,2 8,6 11,2 12,1 10,6
9,2 8,3 7,7 7,8 9,7 35,1 13,3
10,5 9,5 8,7 10,4 8,9 14,1 11,6
5,7 3,8 3,7 3,7 5,8 3,4 5,5
6,3 4,5 4,3 3,6 5,3 5,3 6,0
6,6 5,7 4,6 5,0 5,2 5,0 6,2
7,3% 2,5% 3,2% 4,8% 5,5% 0,0% 4,6%
6,2% 3,3% 3,2% 5,6% 6,9% 0,0% 4,7%
5,3% 3,6% 0,0% 5,6% 7,1% 0,0% 4,4%
12,1 14,1%
35,1 164,4%
14,1 21,1%
3,4 -38,0%
5,3 -12,3%
5,0 -18,9%
21,9
9,4
20,6 17,3 50%
40,3
28,5
30,8 33,2 50%
ZE PAK
premia/dyskonto do średniej cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
EV/EBITDA 2013 2014
2015
Stopa zwrotu z dywidendy 2013 2014 2015
24,96
25,24
źródło: Bloomberg, DM PKO BP
28 lutego 2014
31
Sektor energetyczny
Prognozy finansowe
Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2011 PF Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 2 735 898 Koszt własny sprzedaży -1 990 283 Zysk brutto ze sprzedaży 745 615 Koszty sprzedaży -20 994 Koszty ogólnego zarządu -211 061 Saldo pozostałych przychodów/kosztów operacyjnych 13 489 Zysk operacyjny 527 049 Przychody finansowe 66 737 Koszty finansowe -166 623
2012 2 748 280 -1 936 316 810 014 -21 624 -217 393 25 235 596 232 49 010 -79 437
2013P 2 589 936 -1 960 580 627 406 -12 273 -213 915 -886 250 032 18 482 -101 093
2014P 2 378 512 -2 023 953 352 609 -12 641 -200 332 -886 138 750 51 971 -145 064
2015P 2 481 783 -2 047 260 432 573 -13 020 -186 342 -886 232 325 59 388 -177 758
2016P 2 576 611 -2 226 028 348 633 -13 411 -191 932 -886 142 404 51 269 -191 239
427 163 -84 321 342 842 3 284 339 558
565 805 -111 090 454 715 1 950 452 765
167 421 -60 367 107 054 2 010 105 044
45 656 -8 675 36 981 2 050 34 931
113 954 -21 651 92 303 2 091 90 212
2 434 -463 1 972 2 133 -161
Bilans (tys PLN) Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy Należności Pozostałe aktywa krótkoterminowe Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne AKTYWA RAZEM
2011 PF 5 361 601 4 363 5 069 968 287 270 1 100 989 175 032 224 408 256 345 445 204 6 462 590
2012 5 722 346 4 363 5 459 985 257 998 949 848 178 533 173 896 261 898 335 522 6 672 194
2013P 5 684 870 4 363 5 465 132 215 375 1 633 346 182 103 178 474 267 476 1 005 292 7 318 216
2014P 6 234 869 4 363 6 048 828 181 678 1 795 605 185 745 183 144 273 075 1 153 642 8 030 475
2015P 6 711 415 4 363 6 559 070 147 982 1 647 348 189 460 187 906 278 716 991 266 8 358 763
2016P 6 779 211 4 363 6 633 836 141 012 1 952 631 193 249 191 665 285 502 1 282 215 8 731 842
Kapitał Własny
3 257 291
3 730 885
3 988 240
4 025 221
4 117 524
4 119 496
379
2 329
4 339
6 389
8 480
10 613
3 205 299 1 969 184 1 098 707 218 077 515 964 136 436 1 236 115 410 647 24 453 163 544 637 471 6 462 590
2 941 309 1 785 195 930 447 224 619 493 692 136 436 1 156 114 330 647 24 453 163 544 637 470 6 672 194
3 329 975 2 073 861 1 248 011 231 358 458 057 136 436 1 256 114 430 647 24 453 163 544 637 470 7 318 216
4 005 254 2 809 139 2 003 074 238 299 431 330 136 436 1 196 115 370 647 24 453 163 544 637 471 8 030 475
4 241 239 3 044 625 2 258 138 245 448 404 604 136 436 1 196 614 371 147 24 453 163 544 637 470 8 358 763
4 612 346 3 395 732 2 601 881 252 811 404 604 136 436 1 216 614 391 147 24 453 163 544 637 470 8 731 842
2011 ZE PAK 622 100 -443 068 -272 239
2012 852 258 -711 370 -250 570
2013P 680 648 -334 500 323 623
2014P 514 391 -923 265 557 223
2015P 612 680 -860 157 85 102
2016P 637 903 -526 828 179 874
2013P 2,7% 1,5% 673 365 1,2
2014P 0,9% 0,5% 1 220 080 2,6
2015P 2,2% 1,1% 1 638 019 2,9
2016P 0,0% 0,0% 1 710 813 3,6
Zysk brutto Podatek dochodowy Zysk netto Zyski (straty) mniejszości Zyski (straty) jednostki dominującej
w tym kapitały mniejszości Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeo pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
Wskaźniki 2011 PF 2012 ROE 10,5% 12,2% ROA 5,3% 6,8% Dług netto 1 064 150 925 573 Dług netto/ EBITDA 1,2 1,0 Źródło: ZE PAK, P - prognoza PKO DM, dane dotyczące przepływów pieniężnych za 2011 r. dla ZE PAK
28 lutego 2014
32
Sektor energetyczny
CEZ
RAPORT
Sprzedaj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena bieżąca (CZK) Cena docelowa (PLN) Cena docelowa (CZK) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN) Kapitalizacja (mln PLN) EV (mln PLN) Liczba akcji (mln szt.) Free float Free float (mln PLN) Śr. obrót/dzieo (mln PLN) Kod Bloomberga Kod Reutersa Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy 12 miesięcy
79,12 517,40 71,4 458,7 71,01 94,02 42 259,18 68 744,71 534,12 31,0% 13 100,35 2,46 CEZ PW CEZP.PR CEZ -0,1% -4,3% 7,2% -12,1%
WIG 4,9% -2,7% 6,5% 15,7%
Akcjonariat % akcji i głosów ČEZ. a.s. 0,72 Skarb Paostwa Republiki Czeskiej 69,78 Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 28/06/2013 PLN 85,50 CZK 509,40
CEZ
120
Wydajemy rekomendację Sprzedaj dla akcji CEZ z ceną docelową 71,4 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Ceny energii dla CEZ dzięki korelacji z rynkiem niemieckim są na historycznie niskich poziomach. Spółka zabezpieczyła wprawdzie znaczną częśd wolumenów na 2015 r. po cenach ok.10% wyższych od obecnych cen rynkowych, ale obecne poziomy cen obniżają zdecydowanie prognozy wyników Spółki na kolejne lata. Osłabienie się czeskiej korony widoczne w ostatnich miesiącach ze względu na zabezpieczania walutowe także nie poprawi w dużym stopniu wyników. Mimo spadku wyników, ze względu na niższe nakłady inwestycyjne w kolejnych latach oczekujemy kontynuacji dotychczasowej polityki dywidendy. Wzrost cen CO2, jest zasadniczo korzystny dla CEZ, który produkuje w elektrowniach atomowych blisko połowę energii elektrycznej i dodatkowo posiada bezpłatne uprawnienia. Jednak wzrost cen CO2, który nastąpił w ciągu ostatniego miesiąca nie spowodował wzrostu cen energii, co negatywnie wpłynie na wyniki Spółki. W obecnej sytuacji szansą na wzrost cen energii może byd wzrost cen surowców energetycznych Jak gaz ziemny, węgiel i ropa naftowa. Czynniki te powinny naszym zdaniem istotnie wpływad na wycenę Spółki. Czechy są jednym z paostw europejskich, które posiadają nadwyżki wytwórcze dlatego nie oczekujemy, że zostaną tam wprowadzone elementy rynków mocy. Również na rynku niemieckim, na którym, CEZ zabezpiecza ceny energii raczej nie należy w ciągu najbliższych lat oczekiwad tego typu rozwiązao. Szansą dla CEZ jest dywidenda, która mimo spadków cen energii może byd utrzymana na dotychczasowym poziomie 50-60% zysku netto. CEZ kooczy już program inwestycyjny i nawet przy obecnych cenach energii może utrzymad dotychczasową politykę dywidendową. Po październikowych wyborach parlamentarnych w Czechach w styczniu br. został utworzony nowy rząd składający się z partii CSSD, ANO i KDU-CSL. Mimo wcześniejszych zapowiedzi CSSD, partii która jest głównym koalicjantem, rządząca koalicja nie ma obecnie w planach na przyszły rok wprowadzania wyższego podatku dochodowego m.in. od firm telekomunikacyjnych i energetycznych. CEZ odłożył rozstrzygnięcie kontraktu na budowę Temelina na drugi kwartał 2015 r. W obecnych warunkach ekonomicznych budowa będzie jednak trudna. Zgodnie z naszymi wcześniejszymi założeniami nie uwzględniamy projektu w wycenie.
102
84
66 14 lut
30 kwi
12 lip
CEZ
Stanisław Ozga, CFA, doradca inwestycyjny (0-22) 521-79-13
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
23 wrz
4 gru
20 lut
WIG znormalizowany
Dane finansowe (skonsolidowane) mln CZK 2012 Sprzedaż 215 258 EBITDA 85 509 EBIT 57 931 Zysk netto 41 429 Zysk skorygowany 41 429 EPS (CZK) 77,57 DPS (CZK) 45,00 P/E P/BV EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
6,72 1,08 5,24
2013 217 273 82 054 45 755 35 885 35 885 67,19 40,00
2014P 205 677 70 751 39 146 27 957 27 957 52,34 37,35
2015P 202 315 65 199 34 127 23 816 23 816 44,59 31,18
2016P 198 895 63 282 32 118 21 923 21 923 41,05 26,56
7,76 1,04 6,03
9,96 0,95 6,62
11,69 0,92 6,90
12,70 0,90 7,05
28 lutego 2014 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 458,7 CZK (71,4 PLN). Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą spółki CEZ na tle spółek z sektora. Wycena DCF CEZ: model DCF 2014P
2015P
2016P
2017P
>2017P
39 146
34 127
32 118
31 379
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
31 708
27 643
26 016
25 417
-52 398
-33 700
-32 500
-30 700
29 605
31 072
31 163
31 174
-23 000
5 773
5 999
-3 437
31 915
19 242
18 680
29 328
WACC
5,7%
5,7%
5,7%
5,7%
5,7%
Współczynnik dyskonta
1,00
1,06
1,12
1,18
1,25
31 915
18 208
16 730
mln CZK EBIT Stopa podatkowa NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF
DFCF
Wzrost w fazie II
1,50%
Suma DFCF - Faza I
175 564
Suma DFCF - Faza II
313 080
Wartośd Firmy (EV)
488 644
Dług netto
174 098
Rezerwy na skł. urz. jadrowych i poz.
Wartośd godziwa Liczba akcji (mln szt.) Wartośd godziwa na akcję na 31.12.2014 Cena docelowa za 12 miesięcy (CZK) Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN)
43 827
265 670 538 493,8
458,7 71,4
Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy
39,66
Cena bieżąca
517,4
Oczekiwana stopa zwrotu
24 852 396 938
-4%
Źródło: prognozy PKO DM
28 lutego 2014
34
Sektor energetyczny
Założenia do wyceny CEZ: WACC 2014P
2015P
2016P
2017P
2018P
Stopa wolna od ryzyka
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
2,3%
Premia za ryzyko
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,5%
1,5%
1,5%
1,5%
1,5%
Beta Premia za ryzyko długu Stopa podatkowa
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
Koszt kapitału własnego
7,3%
7,3%
7,3%
7,3%
7,3%
koszt długu
3,8%
3,8%
3,8%
3,8%
3,8%
waga długu
39%
38%
39%
38%
38%
WACC
5,7%
5,7%
5,7%
5,7%
5,7%
Źródło: prognozy PKO DM
CEZ: Kluczowe założenia do wyceny 2014P
2015P
Cena energii elektrycznej CEZ (EUR/MWh)
2016P
2017P
2018P
43
40
39
40
40
39,6
40,6
41,6
42,6
43,7
Wolumen produkcji energii (TWh)
66020,7
67500,7
68984,7
66400,7
66400,7
Wolumen sprzedaży (TWh)
37962,0
37962,0
37962,0
37962,0
37962,0
Cena uprawnieo CO2 (EUR)
7,0
8,0
9,0
10,0
11,0
Cena brunatnego (CZK/GJ)
Źródło: prognozy PKO DM
Wycena porównawcza CEZ spółka
Kapitalizacja EUR mln
P/E
EV/EBITDA
Stopa zwrotu z dywidendy 2013
2014
2015
EDF
52147,3
15,2
14,0
13,1
5,5
5,3
5,1
4,3%
4,5%
4,7%
GDF SUEZ
42417,4
12,4
13,1
12,5
7,1
7,3
7,1
8,5%
7,2%
6,8%
RWE AG
17634,8
7,4
12,2
12,0
3,8
4,4
4,4
3,4%
3,5%
3,5%
IBERDROLA
30732,9
11,9
13,7
12,9
7,9
8,3
8,0
5,8%
5,6%
5,7%
1536,6
14,3
15,2
15,1
10,0
11,4
11,6
5,8%
6,0%
6,0%
FORTUM OYJ CEZ
2013
2014
2015
2013
2014
2015
10250,0
7,6
9,2
10,5
5,7
6,3
6,6
7,3%
6,2%
5,3%
ENEA
1536,6
10,1
8,3
9,5
3,8
4,5
5,7
2,5%
3,3%
3,6%
TAURON
1971,9
6,2
7,7
8,7
3,7
4,3
4,6
3,2%
3,2%
0,0%
PGE
8074,8
8,6
7,8
10,4
3,7
3,6
5,0
4,8%
5,6%
5,6%
ENERGA
1716,3
11,2
9,7
8,9
5,8
5,3
5,2
5,5%
6,9%
7,1%
ZE PAK Średnia
306,6
12,1 10,6
35,1 13,3
14,1 11,6
3,4 5,5
5,3 6,0
5,0 6,2
0,0% 4,6%
0,0% 4,7%
0,0% 4,4%
7,6 -28,4%
9,2 -30,5%
10,5 -9,9%
5,7 3,1%
6,3 4,5%
6,6 6,1%
110,5
113,9
87,9 104,1 50%
76,7
75,7
74,6 75,7 50%
CEZ
premia/dyskonto do średniej cena PLN wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
79,12
89,88
źródło: Bloomberg, DM PKO BP
28 lutego 2014
35
Sektor energetyczny
Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat (mln CZK)
2011
2012
2013
Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów209 i materiałów 761 215 258
2014P
2015P
2016P
217 273
205 677
202 315
198 895
Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Wytwarzanie i handel
42 129
42 454
24 775
22 004
15 011
12 692
Sprzedaż i dystrybucja
13 809
9 918
14 731
12 911
13 003
13 356
Wydobycie
2 917
2 255
2 951
2 695
2 535
2 449
Pozostałę
2 687
3 304
3 323
3 535
3 578
3 621
Zysk z działalności operacyjnej
61 542
57 931
45 755
39 146
34 127
32 118
EBITDA
87 312
85 509
82 054
70 751
65 199
63 282
Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych -3 680
451
-981
564
643
760
-7 425
-334
-4 378
-4 971
-5 344
Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto Bilans (mln CZK) Aktywa Trwałe Wartości niematerialne i prawne Rzeczowe aktywa trwałe Pozstałe aktywa długoterminowe Aktywa Obrotowe Zapasy
-5 910 51 952
50 957
44 440
35 332
29 799
27 535
-11 199
-10 804
-9 206
-7 093
-5 662
-5 232
-3
-1 276
-651
282
322
380
40 756
41 429
35 885
27 957
23 816
21 923
2011
2012
2013
2014P
2015P
2016P
467 301
494 897
486 518
524 213
528 313
533 285
16 553
21 604
20 798
25 674
24 353
28 765
386 837
419 754
426 560
445 017
450 657
451 787
63 911
53 539
39 160
53 522
53 303
52 733
131 000
141 173
154 618
152 307
160 266
164 222
9 344
11 703
10 609
13 636
13 508
13 749
Należności
55 410
56 561
68 575
53 798
57 786
60 388
Pozostałe aktywa krótkoterminowe
44 184
54 952
50 316
64 275
65 550
65 674
Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne
22 062
17 957
25 118
20 597
23 421
24 412
AKTYWA RAZEM
598 301
636 070
641 136
676 519
688 579
697 508
Kapitał Własny
232 190
254 219
263 125
290 185
297 615
305 696
5 365
3 984
5 049
3 607
3 925
4 301
Zobowiązania
366 111
381 851
378 011
386 335
390 964
391 812
Zobowiązania długoterminowe
240 700
262 908
258 295
272 893
277 904
281 863
Kredyty i pożyczki
164 685
176 106
168 396
178 396
176 818
175 251
Rezerwy
37 285
42 415
43 827
47 070
50 553
55 103
Zobowiązania handlowe i pozostałe
38 730
44 387
46 072
47 427
50 533
51 509
125 411
118 943
119 716
113 442
113 060
109 949
Kredyty i pożyczki
24 764
16 789
30 820
18 773
18 322
17 023
Pozostałe pasywa
22 461
28 887
25 473
25 904
26 842
27 494
Zobowiązania handlowe i pozostałe
78 186
73 267
63 423
68 765
67 896
65 432
598 301
636 070
641 136
676 519
688 579
697 508
Kapitały mniejszości
Zobowiązania krótkoterminowe
PASYWA RAZEM Rachunek Przepływów Pieniężnych (mln CZK)
61 773
64 612
72 556
57 973
54 876
49 347
Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -52 876
-53 135
-40 273
-52 398
-33 700
-32 500
-8 419
-15 795
-25 541
-10 096
-18 352
-15 856
ROE
17,6%
16,3%
13,6%
9,6%
8,0%
7,2%
ROA
6,8%
6,5%
5,6%
4,1%
3,5%
3,1%
167 387
174 938
174 098
176 572
171 719
167 862
1,9
2,0
2,3
2,6
2,6
2,7
Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej
Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
Wskaźniki
Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: CEZ, P - prognoza PKO DM
28 lutego 2014
36
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15, 02-515 Warszawa tel. (0-22) 521-80-00, fax (0-22) 521-79-46 e-mail:
[email protected] Biuro Analiz Rynkowych Dyrektor Sektor wydobywczy Przemysł paliwowy, chemiczny, spożywczy
Sektor energetyczny, deweloperski
Sektor finansowy
Handel, media, telekomunikacja, informatyka
Przemysł, budownictwo, inne
Analiza techniczna
Artur Iwaoski (022) 521 79 31
[email protected] Monika Kalwasioska (022) 521 79 41
[email protected] Stanisław Ozga (022) 521 79 13
[email protected] Jaromir Szortyka (022) 580 39 47
[email protected] Włodzimierz Giller (022) 521 79 17
[email protected] Piotr Łopaciuk (022) 521 48 12
[email protected] Przemysław Smolioski (022) 521 79 10
[email protected] Paweł Małmyga (022) 521 65 73
[email protected]
Analiza techniczna
Biuro Klientów Instytucjonalnych Wojciech Żelechowski Dariusz Andrzejak Krzysztof Kubacki Tomasz Ilczyszyn Michał Sergejev Tomasz Zabrocki
(0-22) 521 79 19
[email protected] (0-22) 521 91 39
[email protected] (0-22) 521 91 33
[email protected] (0-22) 521 82 10
[email protected] (0-22) 521 82 14
[email protected] (0-22) 521 82 13
[email protected]
Piotr Dedecjus Maciej Kałuża Igor Szczepaniec Marcin Borciuch Joanna Wilk Mark Cowley
(0-22) 521 91 40
[email protected] (0-22) 521 91 50
[email protected] (0-22) 521 65 41
[email protected] (0-22) 521 82 12
[email protected] (0-22) 521 48 93
[email protected] (0-22) 521 52 46
[email protected]
Objaśnienie używanej terminologii fachowej min (max) 52 tyg - minimum ( maksimum) kursu rynkowego akcji w okresie ostatnich 52 tygodni kapitalizacja - iloczyn ceny rynkowej akcji i liczby akcji EV - suma kapitalizacji i długu netto spółki free float (%) - udział liczby akcji ogółem pomniejszonej o 5% pakiety akcji znajdujące się w posiadaniu jednego akcjonariusza i akcje własne należące do spółki, w ogólnej liczbie akcji śr obrót/msc - średni obrót na miesiąc obliczony jako suma wartości obrotu za ostatnie 12 miesięcy podzielona przez 12 ROE - stopa zwrotu z kapitałów własnych ROA - stopa zwrotu z aktywów EBIT - zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny + amortyzacja EPS - zysk netto na 1 akcję DPS - dywidenda na 1 akcję CEPS - suma zysku netto i amortyzacji na 1 akcję P/E - iloraz ceny rynkowej akcji i EPS P/BV - iloraz ceny rynkowej akcji i wartości księgowej jednej akcji EV/EBITDA - iloraz kapitalizacji powiększonej o dług netto spółki oraz EBITDA marża brutto na sprzedaży - relacja zysku brutto na sprzedaży do przychodów netto ze sprzedaży marża EBITDA - relacja sumy zysku operacyjnego i amortyzacji do przychodów netto ze sprzedaży marża EBIT - relacja zysku operacyjnego do przychodów netto ze sprzedaży rentownośd netto - relacja zysku netto do przychodów netto ze sprzedaży Rekomendacje stosowane przez DM Rekomendacja KUPUJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają co najmniej 10% potencjał wzrostu kursu Rekomendacja TRZYMAJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają potencjał wzrostu kursu w przedziale od 0 do 10% Rekomendacja SPRZEDAJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają potencjał spadku kursu Rekomendacje wydawane przez DM obowiązują przez okres 12 miesięcy od daty wydania lub do momentu zrealizowania kursu docelowego, chyba, że w tym okresie zostaną zaktualizowane. DM dokonuje aktualizacji wydawanych rekomendacji w zależności od sytuacji rynkowej i subiektywnej oceny analityków. Częstotliwośd takich aktualizacji nie jest określona. Zastrzeżenie o spekulacyjnym charakterze rekomendacji oznacza, że horyzont inwestycji jest skrócony do 3 miesięcy, a inwestycja jest obarczona podwyższonym ryzykiem. Stosowane metody wyceny DM opiera się zasadniczo na trzech metodach wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobnymi wskaźnikami dla innych firm reprezentujących dany sektor) oraz model zdyskontowanych dywidend. Wadą metody DCF oraz modelu zdyskontowanych dywidend jest duża wrażliwośd na przyjęte założenia, w szczególności te, które odnoszą się do określenia wartości rezydualnej. Modelu zdyskontowanych dywidend nie można ponadto zastosowad w przypadku wyceny spółek nie mających ukształtowanej polityki dywidendowej. Zaletami obydwu wymienionych metod jest ich niezależnośd w stosunku do bieżących wycen rynkowych porównywalnych spółek. Zaletą metody wskaźnikowej jest z kolei to, że bazuje ona na wymiernej wycenie rynkowej danego sektora. Jej wadą jest zaś ryzyko, że w danej chwili rynek może nie wyceniad prawidłowo porównywalnych spółek. Powiązania, które mogłyby wpłynąd na obiektywnośd sporządzonej rekomendacji Zgodnie z naszą wiedzą, pomiędzy DM oraz analitykiem sporządzającym niniejszy raport a spółką, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w §9 i 10 Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 19 października 2005 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów. Inwestor powinien zakładad, że DM ma zamiar złożenia oferty świadczenia usług spółce, której dotyczy raport. Pozostałe klauzule Niniejsza publikacja została opracowana przez Dom Maklerski PKO BP S.A. wyłącznie na potrzeby klientów DM i podlega utajnieniu w okresie siedmiu następnych dni po dacie publikacji. Rozpowszechnianie lub powielanie w całości lub w części bez pisemnej zgody DM jest zabronione. Niniejsza publikacja została przygotowana z dochowaniem należytej staranności, w oparciu o fakty i informacje uznane za wiarygodne (w szczególności sprawozdania finansowe i raporty bieżące spółki), jednak DM nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania publikacji były wszelkie informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM bez uzgodnieo ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeo, które w przyszłości mogą okazad się nietrafne. DM nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM może świadczyd usługi na rzecz firm, których dotyczą analizy. DM nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w niniejszej analizie. Podmiotem sprawującym nadzór nad DM w ramach prowadzonej działalności jest Komisja Nadzoru Finansowego. Dom Maklerski PKO Banku Polskiego informuje, że świadczy usługę maklerską w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym, na podstawie zezwolenia Komisji Nadzoru Finansowego z dnia 7 października 2010 r. Jednocześnie Dom Maklerski PKO Banku Polskiego informuje, że przedmiotową usługę maklerską świadczy klientom zgodnie z obowiązującym „Regulaminem świadczenia usługi sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym w zakresie instrumen-
