Sektor energetyczny
Polska Energetyka
RAPORT
ENEA Rekomendacja Cena docelowa (PLN) Cena bieżąca (PLN)
KUPUJ 18,0 16,64
Stopa dywidendy
3,3%
Potencjał wzrostu
11,5%
Kapitalizacja (mln PLN)
7 346
Free float Bloomberg Reuters
29% ENA PW ENAE.WA
PGE Rekomendacja Cena docelowa (PLN) Cena bieżąca (PLN)
KUPUJ 20,6 18,25
Stopa dywidendy
7,2%
Potencjał wzrostu
20,1%
Kapitalizacja (mln PLN)
34 124
Free float Bloomberg Reuters
37% PGE PW PGEP.WA
Tauron Rekomendacja Cena docelowa (PLN)
KUPUJ 5,1
Cena bieżąca (PLN)
4,59
Stopa dywidendy
6,8%
Potencjał wzrostu
17,4%
Kapitalizacja (mln PLN)
8 044
Free float
60%
Bloomberg
TPE PW
Reuters
TPE.WA
Rekomendujemy kupno akcji PGE z ceną docelową 20,6 PLN, kupno akcji ENEA z ceną docelową 18,0 PLN oraz kupno akcji Tauron PE z ceną docelową 5,1 PLN. Uwzględniając wypłacane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w horyzoncie 12 miesięcznym wynoszą odpowiednio 20% dla PGE, oraz 12% dla ENEI i 17% dla Taurona. Uważamy, że spółki giełdowe z sektora energetycznego uwzględniają już w swoich wycenach czynniki obniżające poziom marży w kolejnych latach takie jak brak wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych, presja na ceny energii i wzrost cen węgla oraz wzrost kosztów z tytułu CO2. Czynnikami, które mogą przyczynić się do poprawy marży są przede wszystkim głębokie programy restrukturyzacji kosztów. Jednak ich efekty mogą być w pełni widoczne po ok. 2-3 latach. Preferowaną przez nas spółką w sektorze jest PGE, która dzięki silnym przepływom pieniężnym ma potencjał do wypłaty dywidendy na poziomie zbliżony do rentowności obligacji. Wszystkie wymienione spółki energetyczne stoją w obliczu dużych programów inwestycyjnych mających na celu wymianę mocy wytwórczych pochodzących z lat 60 i 70-tych. Ze względu na cykl inwestycyjny nakłady te będą widoczne najpierw w postaci wzrostu zadłużenia i kosztów odsetkowych, a w przychodach i zyskach spółek, w pełni pojawią się za kilka lat. ♦ PGE PGE jest notowane na poziomie EV/EBITDA 4,3 i 5,1 oraz P/E 8,2 i 9,6 na lata 2012/2013. Spółka w najbliższym okresie pomimo dużego programu inwestycyjnego powinna utrzymać poziom wypłaty dywidendy rzędu 40-50% zysku netto. Ze względu na sprzedaż Exatela w tym roku, stopa dywidendy w 2012 r. i 2013 r. może wynieść odpowiednio ok. 7% i 5%. W ciągu najbliższych dwóch lat na wyniki spółki niekorzystnie oddziaływać będą rezerwy z tytułu PPE tworzone w koszty segmentu wytwarzania. Wyniki będą wspierane przez pracę nowego bloku w Bełchatowie jak również prawdopodobne rozwiązanie części rezerw z tytułu KDT utworzonych w koszty 2011r.
♦ Enea ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,4 i 5,2 oraz P/E 10,4 i 9,8 na lata 2012/2013. Widoczny w wycenach wskaźnikowych na kolejne lata wzrost zadłużenia to efekt rozpoczęcia największej inwestycji w grupie, którą jest budowa bloku 1000 MW w Kozienicach. Wyniki w 2012r będą słabsze ze względu na efekt odwracania się czynników jednorazowych obecnych w wynikach 2011r. szczególnie w segmencie wytwarzania. W latach 2012/2013 nastąpi kolejny etap prywatyzacji spółki, ale udział w niej inwestora strategicznego nie jest obecnie przesądzony.
♦ Tauron Tauron jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,2 i 5,2 oraz P/E 6,7 i 9,5 na lata 2012/2013. W wynikach spółki w roku bieżącym widoczne będą znaczne rezerwy w PKE z tytułu programu dobrowolnych odejść. W przyszłym roku dodatkowo dojdzie efekt braku wsparcia ze strony KDT oraz likwidacji zielonych certyfikatów dla elektrowni wodnych. Braki te uda się częściowo pokryć przez poprawę wyników w segmencie dystrybucji i oddanie kilku instalacji do spalania biomasy. Obecna stopa wypłaty dywidendy powinna utrzymać się także w 2013r., a stopy zwrotu z dywidendy wynoszą w tym okresie ok. 5%
Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13
[email protected]
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Łączny wynik na działalności energetycznej (zysk brutto przed opodatkowaniem) przedsiębiorstw energetycznych 10 973
12 000
10 054 534
10 000
2 111
2 179
1 425
508
1 574
5 165
1 901
749 1 400
1 045 1 025 232 983
2 554
1 189 690
3 297
2008
2009
1 632 mln PLN
8 000 6 000 4 000 2 000 0
646 1 412 2 245
2 362
Elektrownie na węglu brunatnym Elektrociepłownie Przedsiębiorstwa obrotu łącznie
2 544 2010
3 483
2011
Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie wodne Operatorzy systemów dystrybucyjnych
Źródło: ARE
W 2011r. zyski przedsiębiorstw energetycznych rosły głównie za sprawą poprawy marży w segmencie dystrybucji ze względu na rozpoznawanie większej części WRA, niż w poprzednim roku. Suma zysków w elektrowniach na węglu brunatnym zwiększyła się ze względu na wzrost produkcji energii, który wyniósł 8,4% głównie za sprawą elektrowni Bełchatów i pozwolił obniżyć jednostkowe koszty stałe. Wyniki pozostałych segmentów rynku znajdowały sie na poziomie zbliżonym do 2010r.
Rok 2012 oznacza początek zmian czekających sektor wytwórców energii w najbliższych latach. Zmiany obejma zarówno wytwórców energii konwencjonalnej jak i z odnawialnych źródeł energii.
W bieżącym roku jednym z głównym tematów dla energetyki pozostawać będą zmiany w wynagradzaniu wytwórców odnawialnych źródeł energii, które zostaną wprowadzone w nowej ustawie o OZE.
Pierwotny projekt ustawy zgłoszony w grudniu 2011r nabiera nowego kształtu w toku konsultacji społecznych. Pierwotnie ustawa nie zakładała gwarancji ceny i gwarancji zakupu dla energii wytworzonej w odnawialnych źródłach energii. Konsultacje społeczne ustawy wywołały wiele dyskusji i postulatów, które szły w kierunku przywrócenia tych istotnych zapisów.
Wg dostępnych informacji prasowych w nowej propozycji ustawy spełnionych zostanie większość postulatów środowisk zajmujących się energetyka odnawialną.
Należą do nich przede wszystkim wprowadzenie gwarancji zakupu energii z OZE, gwarancja ceny minimalnej oraz minimalnej ceny opłaty zastępczej, dodatkowo ma istnieć
24 kwietnia 2012
2
Sektor energetyczny
mechanizm zabezpieczający przed nadmiernym spadkiem ceny certyfikatów pochodzenia energii. Minimalna stawka opłaty zastępczej ma znaleźć się bezpośrednio w ustawie. Wcześniej wielkość opłaty zastępczej miała być uzależniona od ceny energii. Odnawialne źródła energii mają mieć również pierwszeństwo w przyłączaniu do sieci. Źródła, które rozpoczęły działalność przed wejściem w życie ustawy (co może nastąpić już od 2013r) będą wspierane na dotychczasowych zasadach przez 15 lat. Przywilej ten nie dotyczył będzie współspalania biomasy, które ma być wspierane do 2020r i to w ograniczonym zakresie. Szczególnie ważne dla wytwórców OZE jest także potwierdzenie informacji, że poszczególne jednostki będą wynagradzane wg jednego współczynnika przez 15 lat. Współczynniki korygujące dla poszczególnych źródeł mają być wpisane w pierwszym pięcioletnim okresie ich obowiązywania do ustawy. Kolejne współczynniki mają być ustalane co trzy lata. Oprócz energii wspierane ma być także „zielone ciepło”, ale szczegóły nie są jeszcze znane. Nie znane są również aktualne propozycje współczynników dla konkretnych źródeł. Przesądzona wydaje się natomiast sprawa braku kontynuacji wsparcia dla elektrowni wodnych pochodzących sprzed 1997r. W poszczególnych grupach energetycznych elektrownie spełniające kryteria wsparcia stanowią tylko kilka procent produkcji energii w elektrowniach wodnych.
Wspołczynniki korelacyjne zaprezentowane w uzasadnieniu ustawy o OZE 2,5 2 1,5 1 0,5
ne od el .w st ar e
ol ta ika ow fo t
sp ó w
a w el .w
ia tro
łsp
of f- s ho
ala ni e
re
20 kW > a w ia tro
el .w
el .b
io m
as o
wa
el .w
od
CH
P
na
10 M
20 M
W
W
0
Źródło: MG
24 kwietnia 2012
3
Sektor energetyczny
TWh
Wykonanie obowiązku umorzenia certyfiaktów OZE 25
20%
23
18%
21
16%
19
14%
17
12%
15
10%
13
8%
11
6%
9
4%
7
2%
5
0% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 obowiązek umorzenia certyfikatów OZE
produkcja energii z OZE
Wymagane umorzenie certyfikatów OZE %
Źródło: ARE, MG PEP SA
Oprócz wprowadzenia ustawy o OZE dojdzie prawdopodobnie także do zmiany rozporządzenia w sprawie szczegółowego zakresu obowiązków uzyskania i przedstawienia do umorzenia świadectw pochodzenia, uiszczenia opłaty zastępczej, zakupu energii elektrycznej i ciepła wytworzonych w odnawialnych źródłach energii oraz obowiązku potwierdzania danych dotyczących ilości energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnym źródle energii, które zmieni wielkość obowiązku zakupu energii z OZE. W 2011r. rynek zielonych certyfikatów był praktycznie zbilansowany, a produkcja energii w instalacjach odnawialnych źródeł energii wyniosła 12 543 GWh. Zbilansowanie rynku wynikało z wielkości współczynnika obowiązku zużycia energii z OZE przez odbiorców końcowych, który jest na poziomie 10,4%, niezmiennym od 2010r. Brak zmian w rozporządzeniu prowadziłby do powstania znacznych nadwyżek na rynku zielonych certyfikatów w kolejnych latach. Prawdopodobna nadwyżka certyfikatów w 2012r, przy wzroście popytu zostanie „skonsumowana” w kolejnym okresie.
W roku 2012 kończy się także okres obowiązywania rozporządzeń o czerwonych i żółtych certyfikatach. Obecnie szczegóły i zakres kontynuowania tego obowiązku nie są znane, przedstawiciele branży zakładają jednak, że polityka wsparcia będzie kontynuowana. Szczególnie dotyczy to kogeneracji gazowej.
Negatywnie na energetykę oddziaływał będzie wzrost cen węgla, który nastąpił od IV kwartału 2011 i przełożył się na cały 2012 rok. Część wytwórców energii, miała wprawdzie podpisane kontrakty indeksowane do inflacji lub wzrostu cen producentów, ale podwyżki na niezabezpieczoną cześć dostaw mają wzrost rzędu 10-15%. Podwyżki zakończyły okres praktycznie stałych cen węgla w energetyce trwający od 2009r. Ceny w 2009 i 2010r wynosiły ok. 11 PLN/GJ i utrzymywały się na tym poziomie aż do IV kwartału 2011r. Braki węgla na rynku przyspieszyły podwyżki, które już w IV kwartale przełożyły się na ceny węgla. W 2011r. średnia cena energii wzrosła o 2,8% przy wzroście cen węgla ok 3-4%. W bieżącym roku szacowany wzrost cen na rynku energii wyniesie 3,1%, a wzrost cen węgla dla energetyki szacujemy na ok. 8-10%. Perspektywy nie są korzystne również na 2013r. Biorąc pod uwagę ceny kontraktów BASE na ten rok na poziomie ok. 213-214 PLN i PEAK ok. 246 PLN dalszy spadek marży w wytwarzaniu jest również bardzo prawdopodobny w przyszłym roku. Wzrost kosztów z tytułu CO2 raczej nie zostanie w całości przeniesiony na klientów.
24 kwietnia 2012
4
Sektor energetyczny
Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych 200 190 180
PLN/M Wh
170 160 150 140 130 120 110 100 2007
2008
2009
2010
Elektrownie na węglu kamiennym Ceny energi elektrycznej
2011
Elektrownie na węglu brunatnym
Źródło: ARE, URE
Presja na marże spotyka się z działaniami mającymi na celu obniżenie kosztów stałych działalności. Zarówno PGE jak i Tauron planują programy dobrowolnych odejść w segmentach wytwarzania, które obejmą ok. 20% zatrudnionych tam osób. Oznaczać to będzie konieczność tworzenia rezerw z tego tytułu, które obciążą koszty dwóch kolejnych lat.
Pewnych zmian branża oczekuje w segmencie obrotu. Zmiany te mają dotyczyć uwolnienia taryfy G. Obecnie po zmianach taryf, jakie miały miejsce na koniec 2011r, i polegały na podniesieniu taryfy średnio o 5,1% przy szacowanym przez nas wzroście kosztów o ok. 3,5-4%. Sprawia to, że taryfa G generuje już niewielką rentowność na poziomie operacyjnym. Uwolnienie taryfy G może spowodować dalszy kilkuprocentowy wzrost rentowności operacyjnej tego segmentu. Szacujemy, że w 2011r dalej trwała presja na marże w segmentach WN i SN, które uległy dalszemu obniżeniu. Na podobnym poziomie udało się utrzymać marże po kosztach zmiennych w taryfie C. Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym w kraju wg odbiorców (bez Ec przemysłowych i Ec niezależnych)
34 351 35 000
32 744 28 616
27 673
30 000
23 467
25 000 20 000
16 237
17 554
29 807
29412
26 336 21 565
23 433
22 017 19 843
17 382
14 311 14 199
15 000
10 081 10 000
11 276 9 105
7 650
6 506 3 340
5 000
2 408
1 356
36
4 166
474
0
2
8
2009
2010
10,2
0 2005
2009
2010
Odbiorcy na WN
2011
2005
2009
2010
Odbiorcy SN Umowy sprzedaży
2011
2005
2009
2010
Odbiorcy na nN (grupa C)
2011
2005
2011
Gosp. Domowe i rolne
Umowy kompleksowe
Źródło: ARE
24 kwietnia 2012
5
Sektor energetyczny
Cały czas zniżkowały ceny CO2, ze względu na słabe nastroje gospodarcze w strefie Euro, podaż praw do emisji z programu NER300 (EBI od początku grudnia do końca marca sprzedało 78,6 mln praw EUA) oraz brak uzgodnień co do możliwości zaostrzenia polityki redukcji emisji CO2. Konferencja klimatyczna w Durbanie uzgodniła wprawdzie porozumienie mające na celu wypracowanie do 2015 roku uzgodnień o kontynuowaniu porozumienia z Kioto, do którego miałyby przystąpić także kraje dotychczas nieobecne jak USA, Brazylia, Chiny i Indie. Zawarto także deklaracje przedłużenia protokołu na drugi okres rozliczeniowy. Porozumienie miałoby obowiązywać po 2020r. Nie zapadły jednak żadne decyzje o konkretnych działaniach. Po konferencji w Durbanie z protokołu z Kioto wystąpiła Kanada tłumacząc to względami ekonomicznymi.
Polska kolejny raz sprzeciwiała się polityce środowiskowej UE i zawetowała przyjęcie Mapy drogowej dojścia do gospodarki niskowęglowej w 2050. Mapa zakładała m.in.: redukcję CO2 o 40% do 2030r, o 60% do 2040r oraz o minimum 80% do 2050r. Głównym argumentem Polski przeciwko przyjmowaniu nawet niewiążących zobowiązań w tej sprawie było oczekiwanie na rezultaty negocjacji klimatycznych mających wypracować porozumienie obowiązujące po 2020r.
Ze względu na spadek cen uprawnień do emisji UE próbuje przedsięwziąć kroki mające na celu zwiększenie ceny uprawnień. Polegać mają redukcji puli przyznanych uprawnień na lata 2013-2020r nawet o 10%, czyli ok. 1,4 mld praw.
Nie do końca rozstrzygnięta jest kwestia przydziałów bezpłatnych uprawnień CO2 dla dotychczasowych wytwórców oraz nowych instalacji. Polska złożyła propozycję przydziału uprawnień we wrześniu minionego roku, ale do tej pory nie otrzymała odpowiedzi z UE, mimo półrocznego terminu na przedstawienie stanowiska. Według przedstawionych propozycji w pierwszym roku obowiązywania nowego okresu handlu instalacje miałyby otrzymać ok. 53% bezpłatnych uprawnień.
Krajowe zużycie energii brutto 15 000 14 500 14 000 GWh
13 500 13 000 12 500 12 000 11 500
Źródło: PSE
24 kwietnia 2012
2009
2010
2011
zi e ń gr ud
to pa d lis
rn ik pa źd zie
wr ze sie ń
eń s ie rp i
iec lip
cz er wi ec
m aj
iec ień kw
m ar ze c
ty lu
st yc ze ń
11 000
2012
6
Sektor energetyczny
Wsparciem dla sektora są cały czas dodatnie dynamiki wzrostu produkcji i zużycia energii elektrycznej. W 2011r. dodatnią dynamikę rocznych zmian wykazywały wszystkie miesiące z wyjątkiem grudnia (ze względu na ciepłą pogodę). Produkcja energii brutto w 2011r. wzrosła o 4,36%, a zużycie energii o 1,88%. Jednym z powodów była cały czas dobra koniunktura gospodarcza. Wzrost PKB wyniósł 4,3%, a produkcji przemysłowej 7,3%. Skutkowało to wzrostem zużycia głównie w przemyśle. W sektorze największych klientów zużycie wzrosło o 2%, w sektorze średnich napięć (duże i średnie firmy ) dynamiki były na poziomie 4,8%. Natomiast w segmencie niskich napięć i gospodarstw domowych dynamiki były lekko ujemne. Po zamknięciu elektrowni atomowych w Niemczech znacznie w stosunku do 2010r. wzrósł export energii, saldo wymiany netto wyniosło 5,2 TWh wobec 1,3 TWh w 2011r.
Nieco inne tendencje możemy obserwować na rynku w pierwszych trzech miesiącach 2012r, jednak zdaniem branży duży wpływ na zużycie, produkcję i ceny energii na rynku SPOT mogły mieć czynniki sezonowe. Największe dynamiki zużycia energii miały miejsce w lutym (+7,3% r/r) ze względu na niskie temperatury. Zmiana pogody w marcu, import energii z Nord Pool i Ukrainy spowodowały załamanie produkcji -6%r/r oraz znaczne spadki cen na RDN. W pierwszym kwartale zarówno dynamiki produkcji, jak i krajowego zużycie energii były dodatnie i wyniosły ogółem 0,6% i 1,6%. Taka sytuacja na rynku sprzyjała kontynuacji tendencji do wzrostu produkcji energii w blokach na węglu brunatnym +10,4% od początku roku i spadku produkcji w elektrowniach na węglu kamiennym o 6,5%.
Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (styczeń 2011 r. - marzec 2012 r.) 280,00 260,00
PLN/MWh
240,00 220,00 200,00 180,00
ty
m ar ze c
lu
zi e ń
yc ze ń st
gr ud
to pa d lis
ń pa źd zie rn ik
eń
wr ze sie
iec
Mies. kurs BASE (PLN/MWh) BASE_Y-12 BASE_Y-13
s ie rp i
lip
m aj cz er wi ec
iec ień kw
ty lu
m ar ze c
st
yc ze ń
160,00
Mies. kurs PEAK (PLN/MWh) PEAK5_Y-12 PEAK5_Y-13
Źródło: TGE
Ceny energii w kontraktach rocznych na TGE były stabilne przez cały 2011r. Spadały natomiast ceny energii w kontraktach terminowycvh na EEX. Wpływ na to mógł mieć również wzrost poziomu produkcji energii w źródłach odnawialnych w Niemczech, których udział w produkcji brutto wyniósł w 2011r. ok. 20%. Spadek produkcji energii w elektrowniach atomowych wynoszący 32,6 TWh został głównie skompensowany właśnie przez te źródła. Indykatywne ceny energii szacowane na podstawie kontraktów BASE i PEAK na kolejne lata wskazują także, że spadek cen energii może mieć charakter nie tylko chwilowy, a moment zrównania się cen energii w Polsce i Niemczech może nastąpić już w
24 kwietnia 2012
7
Sektor energetyczny
ciągu 2 lat. Warto zauważyć, że na popyt na energię coraz większy wpływ mogą mieć regulacje unijne dotyczące zwiększania efektywności energetycznej. W Niemczech w 2011r. nastąpił spadek zużycia energii elektrycznej mimo bardzo dobrej koniunktury gospodarczej. Przy wzroście PKB o 3% i produkcji przemysłowej o 8,7% zużycie energii spadło o 0,3%.
W ciągu ostatnich miesięcy nie podpisano jeszcze żadnej umowy na budowę bloków energetycznych. W ciągu najbliższych tygodni powinna zostać podpisana umowa na budowę elektrociepłowni w Stalowej Woli. Ostatecznie została wybrana oferta Abener Energia o wartości 1,57 mld. W przypadku dużych bloków węglowych EDF podpisał już umowę z Alstom na budowę bloku w Rybniku o mocy 900MW. PGE podpisało umowę na wykonawstwo dwóch bloków w Opolu o tej samej mocy, ale w tym przypadku zaskarżony przez organizację pozarządową został raport o oddziaływaniu na środowisko, W elektrowni Kozienice termin składania ofert trwa do 25 kwietnia br. W Ostrołęce przetarg w optymistycznym wariancie ma być rozstrzygnięty do końca roku. Przetarg trwa również w Jaworznie. W przypadku elektrowni Północ trwa wybór wykonawców i organizowane jest finansowanie. Reasumując rozpoczęcie prac budowlanych w żadnym z dużych projektów węglowych nie wydaje się możliwe w tym roku, realnie w połowie 2013r. Z tego względu przesuwa się także wejście nowych bloków do eksploatacji, co nastąpi prawdopodobnie w 2017/2018 roku.
Zgodnie z planem prywatyzacji przyjętym przez Radę ministrów prywatyzacja sektora energetycznego będzie kontynuowana w latach 2012-2013. Jako spółki przeznaczone do prywatyzacji wymieniane są PGE, ENEA, ENERGA ,ZE PAK oraz ZEW Niedzica. W ramach planowanych projektów preferowana ma być sprzedaż akcji na giełdzie. W lutym bieżącego roku Skarb Państwa sprzedał ok. 7% akcji PGE. Kolejnym etapem prywatyzacji może być sprzedaż akcji ZE PAK, co może nastąpić w drugiej połowie roku. Obecna strategia rządowa zakłada, że ENEA i ENERGA mogą być sprzedane również do inwestorów strategicznych. W przypadku ENERGI istotny w tej kwestii może być wyrok Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, który rozstrzygnie kwestię przejęcia tej spółki przez PGE. Rozprawa planowana jest na 14 maja br.
24 kwietnia 2012
8
Sektor energetyczny
PGE
RAPORT
PPE i strategia długoterminowa
Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) Cena docelowa (PLN) Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN)
18,25 20,6 17,01 24,04
Kapitalizacja (tys PLN) EV (tys PLN)
34 123 553 35 618 783
Liczba akcji (tys szt.) Free float Free float (tys PLN) Śr. obrót/dzień (tys PLN) Bloomberg Reuters
1 869 784 37,0% 12 625 715 49 300 PGE PW PGEP.WA
Zmiana kursu 1 miesiąc 3 miesiące 6 miesięcy 12 miesięcy
PGE
WIG
-2,8% -9,4% -5,4% -17,2%
-4,4% -0,7% -1,6% -21,2%
Akcjonariat
% akcji i głosów
Skarb Państwa
62,3%
62,3%
22
19
produkcję na węglu brunatnym nie odczuwa takiej presji na marże jak w pozostałych spółkach. Dodatkowo spadek rentowności w bieżącym roku będzie w pełni pokrywany przez wzrost wolumenów w Bełchatowie pochodzący z nowego bloku 858 MW. Mimo dobrych wyników PGE zdecydowało się wdrożyć program poprawy efektywności, który obejmie redukcje zatrudnienia sięgające 20% ogółu zatrudnionych. W dwóch pierwszych latach koszty programu mają wynieść ok. 700 mln, czyli tyle ile łączne efekty w kolejnych latach. Program ma na celu ochronę marży w przyszłości. Odczuwalny dla spółki, może być także spadek przychodów z tytułu wsparcia dla elektrowni wodnych. Elektrownie wodne w grupie wyprodukowały w 2011r 500 GWh, z czego tylko kilka procent będzie mogło uzyskać wsparcie w postaci certyfikatów po zmianie ustawy. Istotne z punktu widzenia PGE jest także kontynuacja wsparcia z tytułu żółtych certyfikatów, ponieważ roczna produkcja w elektrociepłowniach gazowych wynosi ok. 2 TWh rocznie.
♦ PGE przedstawiło strategię na lata 2012-2035 wraz z projekcją zysków i zadłużenia. Znaczna
♦ W lutym br. Skarb Państwa sprzedał w trybie przyśpieszonej budowy księgi popytu 7% akcji
16 18 kwi
♦ Podstawą zysków w grupie PGE jest segment wytwarzania. Segment ten ze względu na
część z zakładanego na 2035r. zysku EBITDA w wysokości 34 mld PLN ma pochodzić z projektów realizowanych po 2020r., czyli elektrowni atomowej, farm wiatrowych i nowej elektrowni na węglu brunatnym. Poziom zysków z tych instalacji zależy jednak od wielu założeń przedstawionych przez spółkę jak realny wzrost cen prądu o 1,5% r/r, wzrost popytu na energię o 1-1,7% rocznie, uśredniony koszt produkcji w elektrowni jądrowej na poziomie 65-68 EUR/MWh. Dlatego nie uwzględniamy tych inwestycji w wycenie spółki, zaznaczymy jednak, że ich zdyskontowany efekt wynosi ok. 5 PLN na akcję.
PGE
25
Rekomendujemy kupno akcji PGE z ceną docelową na poziomie 20,6 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 1,32 PLN). PGE opracowało na początku bieżącego roku Program Poprawy Efektywności na lata 2012-2016 oraz Strategię na lata 2012-2035r. Uważamy, że założenia obu dokumentów będą wyznaczać kierunki rozwoju spółki i wpływać na wyniki w ciągu najbliższych lat. W pierwszej kolejności będą widoczne efekty programu poprawy efektywności. PPE naszym zdaniem będzie się koncentrował głównie na stronie kosztowej, czyli redukcji zatrudnienia w segmencie wytwarzania. Mimo realizacji szerokiego programu inwestycyjnego PGE dzięki wysokim wolnym przepływom pieniężnym będzie mógł dzielić się z akcjonariuszami dywidendą na poziomie 40-50% zysku netto. Oczekujemy, że stopa zwrotu z dywidendy wyniesie ok. 7% w 2012r i 5% w 2013r.
1 lip
12 wrz
PGE
23 lis
3 lut
17 kwi
WIG znormalizowany
spółki. Z tego względu nie należy się spodziewać podaży akcji PGE w ciągu najbliższych miesięcy. Do kolejnego etapu prywatyzacji może dojść jednak ponownie w 2013r. ponieważ PGE znalazło się na liście prywatyzacyjnej zatwierdzonej przez Radę Ministrów.
PGE - wybrane dane finansowe
Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13
[email protected]
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
tys PLN
2009
2011
2012P
2013P
Sprzedaż
21 623 350
20 476 465
2010
28 111 354
29 689 254
31 492 796
EBITDA
7 983 405
6 840 543
6 857 917
7 619 326
7 427 529
EBIT
5 344 729
4 149 236
4 144 480
4 745 849
4 456 119
Zysk netto
3 370 712
3 014 120
4 936 095
4 137 976
3 555 807
Zysk skorygowany
3 370 712
3 014 120
3 316 095
3 854 476
3 555 807 1,90
EPS (PLN)
1,80
1,61
2,64
2,21
DPS (PLN)
0,66
0,70
0,64
1,32
0,88
Div.Yield %
3,6%
3,9%
3,5%
7,2%
4,8%
P/E
10,1
11,3
6,9
8,2
9,6
P/BV
0,7
0,9
0,8
0,8
0,8
EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
3,7
4,7
4,6
4,3
5,1
25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Wyniki grupy PGE za 2011r. były zniekształcone przez odpisy w wysokości 1038 mln PLN z tytułu sporów z URE dotyczących rozliczenia kontraktów KDT za lata 2008-2010. Zawiązanie rezerwy z tego tytułu nastąpiło po niekorzystnym wyroku Sądu Apelacyjnego dotyczącym odwołania URE od wyroku Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w sprawie wsparcia z tytułu KDT dla EC Lublin-Wrotków za rok 2008. Wartość sporu wynosiła 26,7 mln PLN. W trzech analogicznych sprawach zapadły wyroki korzystne dla PGE. Dotyczyły EC Rzeszów 14,6 mln PLN oraz ZEDO 42,4 mln PLN i elektrowni Turów 164,5 mln PLN. W przypadku korzystnych decyzji dla PGE z tytułu rozliczeń dla kolejnych instalacji odpisy mogą być odwrócone. Oprócz poniesionych już kosztów księgowych w przypadku niekorzystnych wyroków odpływ gotówki z PGE wyniesie 421 mln PLN.
Na wyniki segmentu wytwarzania pozytywnie wpłynęło uruchomienie komercyjnej eksploatacji nowego bloku oraz zaksięgowane odszkodowania od firmy Alstom z tytułu opóźnień w realizacji tego projektu w wysokości ok. 321 mln PLN. Zwiększenie wolumenów wytwarzania na węglu brunatnym w segmencie o 9,6%, obniżyło poziom kosztów stałych produkcji. Można szacować, że łączny jednostkowy koszt wytworzenia był na poziomie zbliżonym do 2010r. Wzrost kosztów jednostkowych wytwarzania w 2012r będzie również złagodzony przez dalszy wzrost wolumenów w Bełchatowie.
PGE w bieżącym roku opublikował dwa dokumenty, o istotnym znaczeniu dla przyszłości spółki. Nalezą do nich program poprawy efektywności i strategia spółki na lata 20122035.
Program Poprawy efektywności
Wpływy na wynik operacyjny i cash flow programu PPE 2000
mln PLN
1500 1000 500 0 2012
2013
2014
2015
2016
-500 wpływ na wynik operacyjny
wpływ na cash flow
Źródło: PGE
Kontynuacja programu dobrowolnych odejść podstawą części kosztowej Podstawa programu jest kontynuacja programu dobrowolnych odejść zapoczątkowanego w 2011r. (okresy ochronne kończą się w poszczególnych spółkach Grupy w latach 2014 -2017). Oszczędności z tego tytułu mają stanowić ponad 50% całego efektu oszczędności.
24 kwietnia 2012
10
Sektor energetyczny
Koszty z tego tytułu zostaną poniesione w latach 2012-2013, co wpłynie negatywnie na wyniki PGE w tym okresie. Główne efekty programu oszczędności mają być widoczne w segmencie Wytwarzanie Konwencjonalne (76% całego efektu oszczędności). Program ma objąć blisko 20% obecnego stanu zatrudnienia w tym segmencie.
Zwiększenie współspalania biomasy podstawą części przychodowej Po stronie przychodowej program bazuje głównie na segmencie wytwarzania i obejmuje ponad dwukrotne zwiększenie wytwarzania energii z biomasy, sprzedaż produktów ubocznych procesów wydobycia i wytwarzania. Łącznie segment wytwarzania ma odpowiadać za 74% efektu poprawy EBIT przez inicjatywy przychodowe. Za pozostałą część efektu ma odpowiadać segment sprzedaży detalicznej, przez zwiększenie przychodów po uwolnienie rynku energii i sprzedaż agencyjną.
Efekty programu Program oceniamy pozytywnie, ale jego wpływ na kurs PGE w krótkim okresie może być częściowo ograniczony poprzez jego negatywny wpływ na wynik operacyjny w latach 2012 i 2013 w wysokości odpowiednio 279 mln i 35 mln PLN oraz na cash flow w tym okresie w wysokości odpowiednio 237 i 489 mln PLN. Koszty będą związane głównie z odprawami dla pracowników a inwestycje z instalacjami do spalania biomasy. PGE będzie raportować o realizacji programu i jego efektach począwszy od wyników za pierwsze półrocze 2012r. Wpływ na EBIT 2016 r. projektów kosztowych i przychodowych
800 700
mln PLN
600 500 400 300 200 100 0 inicjatywy kosztowe Energetyka konwencjonalna
inicjatywy przychodowe Dystrybucja
Sprzedaż Detaliczna
Źródło: PGE
Efekty programu poprawy efektywności w części kosztowej są naszym zdaniem możliwe do realizacji, natomiast program zwiększania spalania i współspalania biomasy na proponowaną skalę (wzrost z 1 TWh do 4 TWh) wydaje się trudny do osiągnięcia ze względu rosnące ceny biomasy oraz na zmianę ustawy o OZE, która ma ograniczyć współczynniki dla współspalania biomasy oraz zakończyć wsparcie w 2020r.
Strategia Grupy PGE na lata 2012-2035 PGE opublikowało strategię Grupy na lata 2012-2035. Celem strategicznym spółki jest budowa wartości ekonomicznej dla akcjonariuszy. Strategia pokazuje kierunki rozwoju grupy
24 kwietnia 2012
11
Sektor energetyczny
i nakłady inwestycyjne w kolejnych pięcioletnich okresach. Podstawą programu jest rozwój energetyki jądrowej, zastąpienie elektrowni Bełchatów przez nową odkrywkę w Gubinie oraz rozwój energetyki odnawialnej głównie poprzez farmy na morzu. Blisko 25% łącznych nakładów inwestycyjnych w okresie 2012-2035 stanowią inwestycje jeszcze niezidentyfikowane, co stanowi pewne ryzyko dla całego programu.
Oprócz nakładów inwestycyjnych strategia prezentuje także prognozy EBITDA i poziomu zadłużenia. W 2035 EBITDA ma wynieść 34 mld PLN wobec 6,5 mld PLN w 2010r. (bez KDT), a rentowność na poziomie EBITDA 50% wobec 35% w 2010r. Docelowy poziom zadłużenia netto wg strategii wynosi 2,3. Zarząd określa te założenia jako ambitne, ale wykonalne.
W stosunku do wcześniejszych komunikatów spółki nowość stanowią plany sprzedaży 50% udziałów w elektrowni Opole i większa skala inwestycji w energetykę odnawialną na morzu (2 GW). Sprecyzowane zostały także plany rozwoju kopalni odkrywkowej i elektrowni w rejonie Gubina. Określone zostały także rejony o największym potencjale akwizycji: Polska, Niemcy, Austria, Szwecja, Wielka Brytania, Czechy i Słowacja.
Średnioroczne wydatki inwestycyjne będą relatywnie największe (w stosunku do EBITDA) w najbliższym okresie 2012-2015, następnie będą spadać, co przy wzroście zadłużenia umożliwi spółce kontynuację dotychczasowej polityki wypłaty dywidend. Docelowo po roku 2025 stopa wypłaty dywidendy może być nawet wyższa.
Wytwarzanie pozostanie głównym źródłem EBITDA dla spółki, dlatego założenia co do wzrostu cen prądu realnie (średnio 1,5% rocznie) i popytu na energię elektryczna w Polsce (średnio 1-1,7% rocznie) mają kluczowe znaczenie dla osiągania założonych rentowności. Koszty wytwarzania prądu w elektrowniach jądrowych, które w 2035r. mają generować ok. 1/3 EBITDA szacowane są na 65-68 EUR/ MWh i będą w dużym stopniu zależeć od ostatecznych kosztów budowy tych elektrowni. Dla rentowności elektrowni konwencjonalnych na węglu brunatnym i kamiennym kluczowe jest założenie stabilizacji realnych cen węgla. Rentowność odnawialnych źródeł energii jest zależna od regulacji ze strony państwa w tym zakresie. Ok. 7% EBITDA w 2015 roku i 23% EBITDA w 2035 ma pochodzić z nowej działalności (np.: elektrownie gazowe, akwizycje), która nie jest obecnie zidentyfikowana. W latach 2012 -2015 nakłady inwestycyjne wyniosą 40-45 mld PLN (średniorocznie 10-11,3 mld PLN wobec ok. 5,5 mld PLN w latach 2010-2011). Głównymi inwestycjami będą bloki na węglu kamiennym w Opolu, na węglu brunatnym w Turowie oraz gazowe w Bydgoszczy, Puławach, Gorzowie i Lublinie oraz farmy wiatrowe na lądzie o łącznej mocy 1000 MW. W latach 2016-2020 nakłady inwestycyjne wyniosą 39-41 mld PLN (ok. 8 mld PLN średniorocznie) i składać się na nie będą nakłady na dokończenie inwestycji rozpoczętych w poprzednim okresie, farmy na morzu o mocy 1000 MW oraz wydatki związane z rozpoczęciem inwestycji w budowę pierwszej elektrowni jądrowej o mocy 3000 MW (PGE chce docelowo posiadać w tym projekcie 51%).
W latach 2021-2025 wydatki zwiększą się do 67 mld PLN i obejmą nakłady na budowę elektrowni jądrowych i farm wiatrowych na morzu 1000 MW. W latach 2025-2030 nakłady wyniosą 76-83 mld i skoncentrują się na budowie drugiej elektrowni jądrowej o mocy 3000 MW oraz budowie kopalni odkrywkowej węgla brunatnego w rejonie Gubina i pierwszego bloku elektrowni o mocy 900 MW. W latach 2030-2035 maja powstać kolejne dwa bloki w elektrowni Gubin o łącznej mocy 1800 MW. Zdecydowana większość nakładów inwestycyjnych w tym okresie ok. 74 mld z 95 mld planowanych ma dotyczyć niezidentyfikowanych projektów (gazowych, wiatrowych, akwizycji).
24 kwietnia 2012
12
Sektor energetyczny
Produkcja energii w elektrowniach wodnych w PGE 700
660
600
510
GWh
500 400 300 200 100 0 2010
2011
Źródło: PGE
W naszych prognozach uwzględniamy realizacje programu w zakresie inwestycji oddawanych do 2020r. Wpływ realizacji programu w zakresie inwestycji realizowanych po 2020r. na wycenę spółki szacujemy dodatkowo na ok. 5 PLN na akcję. Jako ryzyko dla programu uważamy oprócz założeń co do kosztów paliw i cen energii znaczny udział inwestycji niezidentyfikowanych, który stanowią 25% planowanych nakładów inwestycyjnych. Szczególne obawy inwestorów budzą plany inwestycji zagranicznych.
W najbliższym czasie rozstrzygnie się, czy PGE dokona akwizycji grupy ENERGA. Posiedzenie Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów planowane jest na 14 maja br. Ewentualna akwizycja wymagała będzie jednak renegocjacji ceny ze strony PGE Pierwotnie akwizycja została dokonana w 2010r. Cena zapłacona przez PGE implikuje wycenę spółki na 2011r na poziomie P/E 13,5 i EV/EBITDA 6,4, czyli znacznie powyżej bieżących wycen grup energetycznych notowanych na GPW. Nie bez znaczenia jest także znaczny udział w wyniku operacyjnym ENERGI przychodów ze świadectw pochodzenia energii produkowanych w elektrowniach wodnych, które znikną prawdopodobnie od 2013r. Polskie spółki z sektora energetycznego będą brały aktywny udział w poszukiwaniach gazu łupkowego. Inwestycje w ten sektor miałyby odbywać się przy współpracy z partnerami jakimi są PGNIG i PKN. Udział spółek energetycznych polegałby głównie na wspólnym finansowaniu odwiertów i prac poszukiwawczych w zamian za udziały w złożu i przychodach ze sprzedaży gazu. Szacujemy, że inwestycje tego rodzaju w przypadku poszczególnych spółek mogą wynieść od ok. kilkuset milionów złotych. Główne ryzyko dla wyceny stanowią niezidentyfikowane w strategii długoterminowej inwestycje, które mogą wynieść w latach 2012-2015 ok. 7-8 mld PLN. Niekorzystnie na wycenę może również wpłynąć naszym zdaniem kupno ENERGI po waluacjach zbliżonych do ceny wynegocjowanej w 2010r. Ryzykiem jest także wsparcie kogeneracji w postaci żółtych i czerwonych certyfikatów, które na dotychczasowych zasadach obowiązuje jedynie do końca 2012r. Nowe propozycje w tej kwestii na razie nie są jeszcze znane. Według informacji z branży wsparcie powinno być kontynuowane.
24 kwietnia 2012
13
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 20,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora.
Wycena DCF
PGE: model DCF 2012P
2013P
2014P
2015P
2016P
2017
>2017
0 19,0%
4 745 849 19,0%
4 456 119 19,0%
5 268 191 19,0%
5 527 702 19,0%
5 827 231 19,0%
6 658 365 19,0%
6 856 083 19,0%
NOPLAT
0
3 844 138
3 609 457
4 267 234
4 477 439
4 720 057
5 393 275
5 553 427
CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym
0 0 0
-6 306 715 2 896 704 78 915
-9 625 479 2 995 102 67 243
-10 394 293 3 107 634 75 429
-11 660 658 3 493 916 52 758
-7 230 075 3 467 841 53 838
-3 488 044 3 747 469 54 930
-7 346 068 3 872 805 56 034
FCF
0
355 212
-3 088 164
-3 094 854
-3 742 061
903 986
5 597 770
2 024 129
10,5% 10,0% 9,5% 1,00 1,10 1,20 355 212 -2 808 535 -2 571 424
9,0% 1,31 -2 853 068
tys PLN EBIT Stopa podatkowa
WACC Współczynnik dyskonta DFCF
1,25%
Wzrost w fazie II Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II
177 501 38 014 001
Wartość DCF
38 191 502
Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości Wartość firmy
8,7% 8,9% 8,9% 1,43 1,55 1,69 633 906 3 602 939 42 187 682
-2 920 078 683 880 1 694 336 414 392,0 39 686 731,1
Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na 31.12.2012
1 869 784 21,2
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy
20,6
Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
18,3 20%
1,32
Źródło: prognozy PKO DM
PGE: Kluczowe założenia do wyceny 2012P Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży energii (TWh) Cena uprawnień CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski
2013P 205,0 12,4 7,0 58,6 31,2 8,0
2014P 218,0 12,1 7,3 59,1 31,8 8,0
2015P
2016P
2017P
226,8 12,6 7,6 59,3 32,5 9,0
235,9 12,8 7,9 60,1 33,1 10,0
245,3 13,0 8,2 61,2 33,8 11,0
254,2 13,7 8,5 73,1 34,4 12,0
2015P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 29,6% 9,0%
2016P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 34,8% 8,7%
2017P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 30,2% 8,9%
2018P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 31,0% 8,9%
PGE: WACC 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
24 kwietnia 2012
2012P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% -3,1% 10,5%
2013P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 9,2% 10,0%
2014P 5,4% 5,0% 1 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 19,6% 9,5%
14
Sektor energetyczny
Wycena porównawcza
PGE Nazwa spółki
P/E
Kapitalizacja EUR
EV/EBITDA
2011
2012
2013
2011
2012
2013
EDF
28 546,5
8,2
7,7
7,4
4,4
4,1
4,0
GDF SUEZ
41 099,3
12,2
11,0
10,2
6,2
5,8
5,5
RWE AG
20 129,4
7,7
7,9
8,2
4,4
4,2
4,1
IBERDROLA
21 132,0
7,2
7,4
7,2
6,2
6,0
5,8
CEZ
16 654,9
10,1
9,5
9,5
6,9
6,6
6,6
2 441,8
10,5
10,6
18,1
5,4
5,6
8,2
14 551,5
11,5
10,7
10,6
8,5
8,6
8,4
ENEA
1 723,7
9,0
10,3
9,6
3,5
4,3
5,2
TAURON
1 940,3
6,7
6,8
9,6
4,4
4,2
5,3
9,2
9,1
10,1
5,5
5,5
5,9
7,0
8,4
9,7
4,6
4,4
5,1
premia/dyskonto do średniej
-24%
-8%
-3%
-17%
-20%
-13%
wycena po uwzgl. premii/dyskonta
24,4
20,1
19,1
22,2
23,1
21,3
DRAX GROUP PLC FORTUM OYJ
średnia PGE
8 240,4
21,2 wagi wycena porównawcza
50%
22,2 50% 21,70
Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM
24 kwietnia 2012
15
Sektor energetyczny
Sprawozdanie 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 Sement pozostałe Odnawialne żródła energii Korekty
2009 21 623 350
2010 20 476 465
2011P 28 111 354
2012P 29 689 254
2013P 31 492 796
2014P 33 334 422
2015P 35 015 204
4 026 302 263 244 397 681 439 397 135 478 77 603 5 024
2 925 397 533 461 204 472 199 905 93 319 135 277 57 405
2 988 987 705 279 124 211 180 906 35 373 86 952 22 772
3 298 820 834 528 131 003 162 180 101 345 194 745 23 227
2 864 098 991 622 133 623 165 424 103 879 173 782 23 692
3 541 525 1 144 669 136 296 168 732 106 476 146 326 24 166
3 477 335 1 293 962 139 021 172 107 108 606 312 023 24 649
5 344 729 242 157 -208 352 5 378 534 -1 041 311 966 511 3 370 712
4 149 236 227 019 -136 102 4 240 153 -673 400 612 967 3 014 120
4 144 480 174 373 1 846 541 6 165 394 -1 194 484 36 519 4 936 095
4 745 849 0 426 648 5 172 497 -978 361 56 160 4 137 976
4 456 119 0 -13 264 4 442 856 -839 641 47 408 3 555 807
5 268 191 0 -320 305 4 947 886 -935 507 60 550 3 951 829
5 527 702 0 -661 588 4 866 114 -910 188 17 608 3 938 318
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
2011P 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
2012P 47 981 301 246 205 46 384 830 1 350 266 14 871 959 1 370 593 1 826 074 6 788 687 4 886 605 62 853 261
2013P 54 670 789 279 443 53 015 207 1 376 138 14 624 642 1 429 529 1 880 857 6 891 337 4 422 920 69 295 431
2014P 62 021 821 317 168 60 301 867 1 402 787 15 003 004 1 472 415 1 961 733 7 011 792 4 557 063 77 024 825
2015P 70 258 829 359 986 68 468 609 1 430 235 14 764 525 1 516 587 2 020 585 7 269 824 3 957 529 85 023 354
Kapitał Własny
38 849 752
37 554 665
41 173 260
42 980 951
44 927 379
47 515 935
49 838 731
7 681 428
595 958
414 392
426 824
439 628
452 817
466 402
Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń 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
17 589 371 7 215 966 1 341 351 1 279 944 3 320 842 1 273 829 10 373 405 697 661 804 987 3 829 475 5 041 282 58 762 631
19 872 310 8 875 776 3 341 351 1 324 742 3 080 676 1 129 007 10 996 534 732 544 829 137 4 243 020 5 191 833 62 853 261
24 368 052 12 943 061 7 341 351 1 371 108 3 102 280 1 128 322 11 424 991 754 520 854 011 4 449 983 5 366 477 69 295 431
29 508 890 17 970 416 12 299 592 1 419 097 3 123 405 1 128 322 11 538 474 777 156 879 631 4 334 147 5 547 540 77 024 825
35 184 623 23 438 562 17 697 482 1 468 765 3 143 993 1 128 322 11 746 061 808 242 906 020 4 296 529 5 735 270 85 023 354
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 1898319
6 610 960 -7 468 274 -4111761
6 942 012 -3 326 656 -2311313
6 935 733 -5 622 835 -467196
6 807 693 -9 625 479 2354101
7 341 283 -10 394 293 3187154
7 632 188 -11 660 658 3428935
8,7% 6,2% -2 679 735 -0,3
8,0% 5,6% -17 474 0,0
12,0% 8,4% -4 109 258 -0,6
9,6% 6,6% -2 920 078 -0,4
7,9% 5,1% 1 565 584 0,2
8,3% 5,1% 6 412 316 0,8
7,9% 4,6% 12 440 828 1,4
Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto
Kapitały mniejszości
Wskaźniki ROE ROA Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM
24 kwietnia 2012
16
Sektor energetyczny
Wyniki kwartalne segmentów
PGE (tys PLN) Energetyka Konwencjonalna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Energetyka Odnawialna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Obrót hurtowy Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Sprzedaż detaliczna Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Razem Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Źródło: PGE
24 kwietnia 2012
IQ'10
IIQ'10
IIIQ'10
IVQ'10
IQ'11
IIQ'11
IIIQ'11
IVQ'11
675 112 2 672 910 3 348 022 929 017 wartości niematerialne 666 101 371 912
471 275 2 382 433 2 853 708 655 639 693 500 375 779
541 078 2 359 145 2 900 223 522 371 928 268 389 210
646 301 2 539 196 3 185 497 874 665 1 530 883 338 528
3 329 675 203 834 3 533 509 1 131 795 429 648 370 258
3 045 040 139 485 3 184 525 898 964 1 098 148 362 170
3 244 004 114 382 3 358 386 938 032 263 690 330 160
3 185 719 287 715 3 475 404 20 196 1 131 391 475 193
120 424 29 728 150 152 26 618 wartości niematerialne 18 053 32 598
141 843 25 773 167 616 75 890 33 552 13 524
126 371 34 286 160 657 20 910 45 285 48 222
86 765 65 948 152 713 30 563 94 954 15 120
106 421 33 257 139 678 27 503 33 855 32 113
152 731 -20 972 131 759 12 867 34 198 28 260
135 662 4 114 139 776 37 404 31 709 34 148
117 601 2 815 122 777 9 178 48 743 32 936
1 183 551 2 094 029 3 277 580 104 917 wartości niematerialne6 249 6 224
1 152 486 1 633 398 2 785 884 -7 374 7 168 6 319
1 049 926 1 672 319 2 722 245 50 772 -12 130 10 346
1 353 393 1 666 723 3 020 116 24 804 19 378 6 812
294 589 2 603 032 2 897 621 50 771 1 770 6 368
109 851 2 002 917 2 112 768 47 278 1 884 2 029
142 011 2 347 596 2 489 607 33 727 4 153 8 666
215 214 2 519 438 2 856 253 49 130 2 230 6 448
134 509 1 154 333 1 288 842 172 595 wartości niematerialne 124 085 216 270
163 637 1 042 308 1 205 945 139 939 218 443 218 043
186 799 1 050 015 1 236 814 135 182 259 345 219 803
186 320 1 147 019 1 333 339 119 006 452 170 -569 552
204 821 1 154 688 1 359 509 252 529 136 016 224 467
227 509 1 041 729 1 269 238 152 060 256 776 225 674
236 504 1 031 232 1 267 736 174 389 322 206 223 819
216 205 1 140 322 1 356 527 126 301 539 637 240 026
3 038 044 269 776 3 307 820 82 129 wartości niematerialne 638 12 136
2 681 095 209 740 2 890 835 53 917 2 494 -218
2 760 845 201 450 2 962 295 36 873 19 145 7 236
3 017 764 285 880 3 303 644 31 553 2 277 -8 446
3 171 155 135 372 3 306 527 57 748 839 -2 430
2 891 278 29 534 2 920 812 18 132 1 046 9 173
2 973 839 55 095 3 028 934 8 781 121 5 267
3 148 504 96 635 3 245 139 39 550 3 073 -2 380
169 605 225 195 394 800 16 970 wartości niematerialne 19 203 29 568
179 343 257 802 437 145 27 171 68 337 28 937
208 588 251 935 460 523 33 125 62 536 24 902
201 391 219 001 420 392 19 196 63 098 30 660
187 529 215 140 402 669 7 358 18 221 25 659
194 733 252 853 447 586 12 656 27 953 26 907
213 597 251 334 464 931 16 043 38 526 26 260
332 906 182 268 563 126 -684 39 027 35 856
5 321 245 6 220 776 5 321 245 1 335 315 wartości niematerialne 834 329 668 708
4 789 679 5 776 649 4 789 679 945 522 1 023 494 641 384
4 873 607 5 569 150 4 873 607 792 852 1 315 449 700 719
5 491 934 5 923 767 5 491 934 1 111 644 2 149 760 603 122
7 294 190 4 345 323 7 294 190 1 519 596 620 349 656 435
6 621 142 6 945 617 7 216 149 3 445 546 3 803 753 4 229 193 6 621 142 10 749 370 11 619 226 1 143 901 1 208 376 243 671 990 357 660 405 1 764 101 654 213 628 320 788 079
17
Sektor energetyczny
ENEA
RAPORT
Nowy etap prywatyzacji
Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN)
16,64
Cena docelowa (PLN)
18,0
Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN)
14,95 19,53
Kapitalizacja (tys. PLN) EV (tys. PLN)
7 345 604 6 519 986
Liczba akcji (tys. szt.)
441 443 29,2%
♦ Oczekujemy, że ze względu na szybkie rozpoczęcie inwestycji w Kozienicach relatywna wyceny
2 144 917
spółki zbliży się do wycen pozostałych spółek z sektora, a efekt dyskonta z tytułu posiadania znacznych środków pieniężnych będzie zanikać. W roku obecnym spółka zanotuje spadek wyników głównie z powodu odwracania efektów jednorazowych z roku 2011. Głównym czynnikiem obniżającym zysk operacyjny będą odpisy z tytułu amortyzacji wartości niematerialnych i prawnych w wysokości ok. 50 mln PLN. W roku 2011 były one źródłem zysków jednorazowych z tytułu negatywnego goodwilu po akwizycji elektrociepłowni Białystok.
Free float Free float (tys PLN)
Rekomendujemy kupno akcji spółki ENEA z ceną docelową 18,0 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 0,54 PLN). Uważamy, że obecna wycena akcji spółki odzwierciedla spadek wyników w bieżącym roku wynikający z odwracania pozycji jednorazowych w segmencie wytwarzania obecnych w rachunku wyników za 2011 rok. Spółka ma szanse jako pierwsza rozpocząć budowę bloku 1000 MW w elektrowni Kozienice i najszybciej oddać go do eksploatacji, oraz zyskać przewagę kosztowa ze względu na tańszy węgiel z Bogdanki. Oprócz segmentu dystrybucji wsparciem dla wyników w kolejnych latach powinna być kontrybucja elektrociepłowni Białystok, w tym nowego kotła na biomasę, który powinien zostać oddany do końca biezącego roku. W ciągu najbliższego roku może rozpocząć się kolejny etap prywatyzacji ENEI, tym razem udział inwestora strategicznego nie jest jednak przesądzony.
Śr. obrót/dzień (tys. PLN)
3 034
Bloomberg
ENA PW
Reuters
ENAE.WA
Zmiana kursu
ENEA
WIG
1 miesiąc
-4,8%
-4,4%
3 miesiące
-11,3%
-0,7%
6 miesięcy
-15,3%
-1,6%
12 miesięcy
-15,7%
-21,2%
♦ ENEA znajduje się w planie prywatyzacji na lata 2012 i 2013. Preferowaną metodą prywatyzacji jest sprzedaż akcji na GPW. Ministerstwo Skarbu nie wyklucza udziału w procesie również inwestora strategicznego. Prawdopodobnie akcje będzie sprzedawał także inwestor branżowy obecny w spółce Vattenfall, który sprzedał już pozostałe polskie aktywa.
♦ W najbliższym czasie powinien zostać wyłoniony wykonawca bloku 1000 MW w elektrowni Akcjonariat
% akcji i głosów
Skarb Państwa
52,1%
52,1%
Vattenfall
18,7%
18,7%
Enea
21
Kozienice. Ze względu na opóźnienia w elektrowni Opole blok ten ma szanse zostać pierwszym dużym blokiem węglowym, którego budowa zostanie rozpoczęta. Dzięki temu, że źródłem paliwa dla nowego bloku będzie tańszy węgiel z położonej o 100 km Bogdanki, inwestycja ta może uzyskać przewagę kosztów zmiennych nad innymi blokami węglowymi. Produkcja energii w grupie w elektrowniach wodnych wynosi ok. 160 MWh, z czego kilka procent będzie otrzymywać wsparcie po wejściu w życie nowej ustawy o OZE. Spadek przychodów z tytułu utraty zielonych certyfikatów może wynieść ok. 40 mln PLN. Zmniejszenie przychodów z tego tytułu może zostać jednak skompensowane po uruchomieniu drugiego kotła biomasowego w elektrociepłowni Białystok oraz przychodami ze wsparcia dla produkcji ciepła w OZE.
18,5
♦ Oczekujemy, że ENEA powiększy w tym roku wolumeny sprzedanej energii, ale, że nastąpi to 16
13,5 18 kwi
1 lip
12 wrz
Enea
23 lis
3 lut
17 kwi
WIG znormalizowany
kosztem marży. Na koniec 2011 spółka szacowała koszt wynikający z niezbilansowania energii na 37 mln PLN. Nie wiadomo jednak, jaki będzie łączny efekt odwracania tego salda oraz ujemnego salda za 2012r, i czy przyczyni się ono do porawy wyników. ENEA na razie nie wdrożyła tak dużych programów dobrowolnych odejść jak w pozostałych grupach.Na przeszkodzie stoją gwarancje zatrudnienia wygasające na przełomie 2018/2019 r.
ENEA - wybrane dane finansowe tys PLN
Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13
[email protected]
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
2010
2011
Sprzedaż
2009 7 139 957
7 836 875
9 690 102
10 730 324
2012P
11 048 477
2013P
EBITDA
1 166 950
1 364 636
1 561 671
1 483 078
1 618 307
EBIT
505 605
711 964
850 691
757 198
795 996
Zysk netto
513 589
639 262
801 230
703 543
751 384
Zysk skorygowany
513 589
639 262
801 230
703 543
751 384
EPS (PLN)
1,16
1,45
1,82
1,59
1,70
DPS (PLN)
0,46
0,38
0,44
0,54
0,48
Div.Yield %
2,8% 14,3
2,3% 11,5
2,6% 9,2
3,3% 10,4
2,9% 9,8
P/BV
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
EV/EBITDA P - prognoza PKO DM
4,6
3,7
3,5
4,4
5,2
P/E
25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Szacujemy, że spadek marży w wytwarzaniu energii elektrycznej na węglu kamiennym przeniesie się także na wyniki elektrowni Kozienice. W latach 2010 i 2011 dynamika zmian cen węgla i cen energii była dla spółki szczególnie korzystna ze względu na tańszy wegiel z Bogdanki. W 2010r ceny energii spadły o ok. 1,4% przy spadku ceny rozchodowej węgla o 3,6%. W 2011r. średnia cena energii wzrosła o 2,8% przy wzroście cen węgla o 1%. W bieżącym roku szacowany wzrost cen na rynku energii wyniesie 3,1%, a wzrost cen węgla dla energetyki szacujemy na ok. 8%.
W grupie ENEA 2012r. będzie pierwszym rokiem pełnej konsolidacji Elektrociepłowni Białystok. Elektrociepłownia w latach 2009-2010 generowała ok. 30-40 mln skorygowanego zysku EBIT oraz ok. 60-70 mln zysku EBITDA. Kontrybucja Białegostoku do wyników grupy na poziomie zysku operacyjnego w 2012r będzie jednak niewielka ze względu na odpisy z tytułu amortyzacji wartości niematerialnych (praw do emisji CO2) w wysokości ok. 52 mln PLN.
W roku 2011 na wyniki grupy ENEA wpłynęło kilka czynników o charakterze jednorazowym. Główny z nich dotyczył segmentu wytwarzania i związany był z zakupem 70% pakietu akcji elektrociepłowni Białystok. Uwzględnienie alokacji ceny nabycia o zwiększoną amortyzację wartosci niematerialnych poprawiło wyniki segmentu o 45,3 mln PLN. Kolejny czynnik jednorazowy zwiększający zyski segmentu związany jest ze sprzedażą praw do emisji EUA, a kupna w zamian CER. Transakcja dotyczyła limitów dla elektrowni Kozienice za ostatnie 4 lata. Nadwyżka sprzedaży uprawnień CO2 nad kosztami ich zakupu wyniosła ok. 42 mln PLN. W segmencie dystrybucji spółka uzyskała przychody z tytułu nieodpłatnego nabycia środków trwałych w wysokości 25 mln PLN. Wzrost przychodów z tytułu rozliczeń na rynku bilansującym wyniósł 24 mln PLN. Z drugiej strony spółka poniosła koszty Programu Dobrowolnych Odejść w wysokości 21 mln PLN.
Produkcja energii w elektrowniach wodnych w ENEA 160,5
180 160
155,2
140
GWh
120 100 80 60 40 20 0 2010
2011
Źródło: ENEA
W segmencie obrotu w stosunku do 2010r spółka poniosła dodatkowy koszt niezbilansowania energii w wysokości 52,8 mln PLN. Saldo z tego tytułu za 2011r. wyniosło 37,4 mln PLN. Nie jest jasne jaki będzie wpływ przesunięcia na wyniki 2012r. ze względu na fakt, że trudno określić w jakiej wysokości saldo z tego tytułu zostanie wygenerowane w
24 kwietnia 2012
19
Sektor energetyczny
roku bieżącym. W segmencie obrotu spółka ma plany zintensyfikowania sprzedaży, co odbędzie się jednak prawdopodobnie kosztem marży.
W grupie ENEA funkcjonują 21 elektrownie wodne o łącznej mocy ok. 57 MW. Elektrownie te produkują ok. 160 GWh energii rocznie. Po wejściu w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii zdecydowana większość przychodów ze świadectw pochodzenia wytworzonych w tych elektrowniach zniknie. W kolejnych latach przychody te mogą zostać skompensowane przez produkcję z nowego kotła biomasowego w elektrociepłowni Białystok, który powinien produkować ok. 200 GWh energii. Uruchomienie kotła jest planowane na koniec br. co pozwoli dodatkowo utrzymać poziom wsparcia z tytułu wytwarzania energii w OZE na dotychczasowym poziomie. Dodatkowym źródłem przychodów dla tej elektrociepłowni powinny być także certyfikaty pochodzenia energii otrzymane w związku z wprowadzeniem przez nową ustawę o OZE wsparcia dla produkcji ciepła.
ENEA w 2011 prowadziła program dobrowolnych odejść w segmencie dystrybucji. Koszt programu wyniósł 21 mln PLN. W roku bieżącym można oczekiwać kontynuacji programu w podobnej skali. W segmencie wytwarzania pewnym ograniczeniem dla tego typu programów są umowy społeczne obowiązujące do 2019 roku. Poza tym elektrownia Kozienice ma wskaźniki zatrudnienia na poziomie 0,8 osoby na MW, czyli jest jedną z bardziej efektywnych. W ciągu najbliższych miesięcy ENEA rozpocznie inwestycje związane z poszukiwaniem gazu łupkowego. Inwestycje miałyby dotyczyć raczej kapitałowego zaangażowania się w projekty poszukiwawcze. Potencjalnym partnerem dla ENEI w tej dziedzinie według informacji prasowych mógłby zostać PGNIG, który posiada własne koncesje poszukiwawcze i prowadzi prace w tym zakresie. Enea znalazła się na liście spółek przeznaczonych do prywatyzacji w latach 2012-2013r. Pierwotnie strategia rządowa zakładała sprzedaż akcji do inwestora strategicznego. Główne ryzyko dla wyceny stanowi możliwa podaż akcji w procesie prywatyzacji, w przypadku gdy spółka nie zostanie sprzedana do inwestora strategicznego. Czynnikiem ryzyka jest również kontynuacja wsparcia dla kogeneracji, z którego w grupie ENEA korzysta m.in: elektrociepłownia Białystok. Wsparcie to jest określone jedynie do 2012r. Według informacji branży powinno być jednak kontynuowane także w przyszłości.
24 kwietnia 2012
20
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 18,0 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora. Wycena DCF
ENEA: model DCF 2012P
2013P
2014P
2015P
2016P
2017P
>2017P
757 198 19,0%
795 996 19,0%
951 259 19,0%
1 049 707 19,0%
1 170 065 19,0%
1 633 993 19,0%
1 674 112 19,0%
tys PLN EBIT Stopa podatkowa NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym
613 331
644 757
770 520
850 263
947 753
1 323 534
1 356 030
-1 849 113 765 880 -25 136
-2 834 037 747 894 12 435
-3 551 510 790 805 20 475
-3 580 385 849 813 189 413
-1 794 116 1 024 472 -173 807
-1 448 660 1 054 391 -71 911
-1 433 977 1 077 577 -74 313
-495 038
-1 428 951
-1 969 710
-1 690 896
4 302
857 354
925 317
10,4% 10,4% 9,1% 8,5% 1,00 1,10 1,20 1,31 -495 038 -1 294 340 -1 635 639 -1 293 897
8,4% 1,42 3 036
8,5% 1,54 557 511
8,6% 1,67 554 147
2017P
2018P
FCF WACC Współczynnik dyskonta DFCF
1,25%
Wzrost w fazie II
-1 757 808 8 892 572
Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II
7 134 764
Wartość Firmy (EV) Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników
-1 358 254 0 532 635
Wartość godziwa
7 931 298
Liczba akcji (mln szt.) Wartość godziwa na akcję na 31.12.2012
441 443 18,0
Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN)
18,0
Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy
0,54
Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
16,6 11%
Źródło: prognozy PKO DM
ENEA: Kluczowe założenia do wyceny 2012P
2013P 219 11,6 11,6 17,8 8,0
205 11,4 11,1 17,7 8,0
Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży (TWh) Cena uprawnień CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO DM
2014P
2015P 228 11,9 11,7 17,8 9,0
2016P 237 12,1 11,8 17,8 10,0
246 12,3 13,3 17,8 11,0
256 12,7 18,3 17,8 12,0
266 13,1 18,3 17,8 13,0
2017P 5,4% 5,0% 1,0 1,8% 19,0% 10,4% 7,2% 41% 8,5%
2018P 5,4% 5,0% 1,0 1,8% 19,0% 10,4% 7,2% 39% 8,6%
ENEA: WACC 2011 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
24 kwietnia 2012
5,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 0% 10,4%
2012P 5,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 0% 10,4%
2013P 5,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 0% 10,4%
2014P 5,4% 5,0% 1,0 1,5% 19,0% 10,4% 6,9% 27% 9,1%
2015P 5,4% 5,0% 1,0 1,8% 19,0% 10,4% 7,2% 41% 8,5%
2016P 5,4% 5,0% 1,0 1,8% 19,0% 10,4% 7,2% 42% 8,4%
21
Sektor energetyczny
Wycena porównawcza
ENEA Nazwa spółki
Kapitalizacja EUR
P/E 2011
2012
EV/EBITDA 2013
2011
2012
2013
EDF
28 546,5
8,2
7,7
7,4
4,4
4,1
4,0
GDF SUEZ
41 099,3
12,2
11,0
10,2
6,2
5,8
5,5
RWE AG
20 129,4
7,7
7,9
8,2
4,4
4,2
4,1
IBERDROLA
21 132,0
7,2
7,4
7,2
6,2
6,0
5,8
CEZ
16 654,9
10,1
9,5
9,5
6,9
6,6
6,6
2 441,8
10,5
10,6
18,1
5,4
5,6
8,2
14 551,5
11,5
10,7
10,6
8,5
8,6
8,4
DRAX GROUP PLC FORTUM OYJ TAURON
1 940,3
6,7
6,8
9,6
4,4
4,2
5,3
PGE
8 240,4
7,0
8,4
9,7
4,6
4,4
5,1
9,0
8,9
10,1
5,7
5,5
5,9
9,0
10,3
9,6
3,5
4,3
5,2
0% 16,3
16% 14,2
-4% 17,1 15,9 50%
-38% 26,7
-21% 21,1
-12% 19,0 22,3 50%
średnia ENEA premia/dyskonto do średniej wycena po uwzgl. premii/dyskonta wagi wycena porównawcza
1 723,7
19,07
Źródło: ENEA, Bloomberg, PKO DM
24 kwietnia 2012
22
Sektor energetyczny
Sprawozdanie 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 Koszty nieprzypisane
2009 7 139 957
2010 7 836 875
2011 9 690 102
2012P 10 730 324
2013P 11 048 477
2014P 11 515 502
2015P 11 923 152
215 525 140 755 235 460 29 812 -54 510 -61 437
313 618 263 527 209 283 41 404 -15 523 -100 345
468 393 335 998 153 983 47 004 -31 283 -123 404
349 301 362 628 155 939 47 944 -31 909 -126 705
331 013 449 938 127 928 48 903 -32 547 -129 239
382 194 518 952 165 253 49 881 -33 198 -131 823
432 330 592 141 142 678 50 879 -33 862 -134 460
505 605 7 766 139 685 653 056 -139 446 21 513 589
711 964 988 100 264 813 216 -173 835 119 639 262
850 691 4 524 138 486 993 701 -193 245 -774 801 230
757 198 4 750 106 623 868 571 -165 029 0 703 543
795 996 4 988 52 235 927 635 -176 251 0 751 384
951 259 5 237 -65 503 965 782 -183 499 0 782 284
1 049 707 5 499 -209 071 795 894 -151 220 0 644 674
2009 8 374 673 76 075 8 060 674 237 924 3 849 971 300 830 925 513 1 721 085 902 543 12 229 688
2010 8 737 868 174 349 8 308 650 254 869 4 098 837 242 058 922 460 2 034 692 899 627 12 836 705
2011 9 529 621 335 415 9 096 510 97 696 4 162 762 340 972 1 328 903 1 262 220 1 230 667 13 713 881
2012P 10 578 753 244 751 10 219 743 114 260 3 988 549 358 021 1 355 481 789 901 1 485 146 14 572 346
2013P 12 674 495 250 649 12 305 886 117 960 3 099 583 375 922 1 382 591 73 578 1 267 493 15 779 122
2014P 15 431 196 242 759 15 066 591 121 846 2 166 839 394 718 1 410 242 -275 942 637 822 17 603 079
2015P 18 381 793 259 941 17 995 926 125 926 1 423 343 414 454 1 438 447 -975 448 545 890 19 810 180
9 372 628
9 876 471
10 487 696
10 487 696
11 040 344
11 590 507
11 997 792
23 778
23 897
29 085
29 085
29 376
29 670
29 966
Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM
2 857 060 1 406 198 107 056 407 093 142 583 749 466 1 450 862 49 951 125 542 128 039 1 147 330 12 229 688
2 960 234 1 373 976 72 362 428 134 158 521 714 959 1 586 258 42 398 146 864 181 971 1 215 025 12 836 705
3 226 185 1 457 991 72 868 454 325 256 045 674 753 1 768 194 47 561 170 182 184 546 1 365 905 13 713 881
4 084 650 2 217 202 872 868 463 412 268 847 612 075 1 867 448 43 925 175 287 203 001 1 445 235 14 572 346
4 738 777 3 189 953 1 872 868 468 046 246 157 602 882 1 548 825 46 747 175 287 203 001 1 123 789 15 779 122
6 012 572 4 400 458 3 072 868 477 407 252 325 597 859 1 612 114 49 650 177 040 212 924 1 172 499 17 603 079
7 812 388 5 913 480 4 572 868 482 181 261 050 597 382 1 898 908 50 345 178 811 223 737 1 446 015 19 810 180
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
1 085 557 -514 766 -239 751
1 334 782 -1 640 167 559 863
1 518 502 -2 525 091 788 937
1 588 308 -3 192 564 974 585
1 514 192 -2 871 439 1 265 315
5,5% 4,2% -2 466 621 -2,1
6,5% 5,0% -2 819 559 -2,1
7,6% 5,8% -2 372 458 -1,5
6,7% 4,8% -1 358 254 -0,9
6,8% 4,8% 578 545 0,4
6,7% 4,4% 2 760 639 1,5
5,4% 3,3% 5 052 772 2,7
Zysk z działalności operacyjnej Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych Saldo działalności finansowej Zysk przed opodatkowaniem Podatek dochodowy Zyski (straty) mniejszości Zysk (strata) netto 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 Kapitały mniejszości
Wskaźniki ROE ROA Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM
24 kwietnia 2012
23
Sektor energetyczny
Wyniki kwartalne segmentów
ENEA (tys PLN) Obrót Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Wytwarzanie Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Wszytskie pozostałe segmenty Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Razem Przychody ze sprzedaży netto Sprzedaż między segmantami Przychody ze sprzedaży netto ogółem Wynik segmentu Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i Amortyzacja Źródło: ENEA
24 kwietnia 2012
IQ'10
IIQ'10
IIIQ'10
IVQ'10
IQ'11
1 101 020 78 935 1 179 955 55 137 wartości niematerialne 0 81
967 037 75 009 1 042 046 83 791 0 93
931 779 79 190 1 010 969 49 620 0 116
1 010 060 99 265 1 109 325 5 567 0 320
669 971 0 669 971 126 444 49 190 90 641
594 289 0 594 289 54 212 95 002 89 132
615 791 0 615 791 89 801 97 096 90 160
181 542 406 524 588 066 69 719 45 499 62 388
283 072 329 072 612 144 56 555 83 767 63 202
68 847 79 678 148 525 4 924 15 691 9 219
2 021 380 0 2 021 380 251 535 wartości niematerialne 109 888 162 331
wartości niematerialne
wartości niematerialne
wartości niematerialne
IIQ'11
IIIQ'11
IVQ'11
1 073 142 1 599 1 074 741 78 226 0 228
890 879 755 891 634 24 633 0 217
909 316 992 438 53 707 145 762 963 023 1 138 200 36 338 14 786 0 0 183 -18
647 872 0 647 872 -6 930 264987 90957
671 703 0 671 703 126 724 63 368 85 890
633 585 0 633 585 62 761 108 356 86 593
645 218 0 645 218 119 676 150 725 89 971
690 224 0 690 224 26 837 183 826 98 436
284 339 371 488 655 827 92 827 60 929 63 371
514 107 158 797 672 904 97 314 230318 63350
647 565 48 413 695 978 106 015 69 123 61 148
729 078 29 286 758 364 105 186 6 990 73 495
790 482 64 016 854 498 199 296 201 793 78 454
810 394 17 395 827 789 57 896 142 607 39 214
52 049 118 791 170 840 6 301 10 648 8 054
78 016 105 401 183 417 14 173 13 693 8 468
-162 816 442 582 279 766 10 720 36952 8269
79 820 79 793 159 613 1 555 31 229 8 586
19 904 139 376 159 280 5 064 -12 635 6 309
77 258 132 461 209 719 16 501 19 210 7 000
29 096 242 403 271 499 23 884 39 180 12 115
1 896 447 0 1 896 447 188 608 181 128 160 085
1 909 925 0 1 909 925 239 094 164 601 161 902
2 009 223 0 2 009 223 115 863 521081 160371
2 472 230 2 273 446 2 422 274 2 522 152 0 0 0 0 2 472 230 2 273 446 2 422 274 2 522 152 304 896 186 537 369 960 112 702 164 237 95 542 376 308 339 951 154 966 164 581 175 341 149 801
24
Sektor energetyczny
Tauron
RAPORT
Oszczędności vs spadek marży
Kupuj Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN)
4,59
Cena docelowa (PLN)
5,1
Min 52 tyg (PLN) Max 52 tyg (PLN)
4,78 6,67
Kapitalizacja (tys. PLN)
8 044 202
EV (tys. PLN) Liczba akcji (tys. szt.)
Rekomendujemy kupno akcji Tauron z ceną docelową 5,1 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 0,31 PLN). Uważamy, że kurs akcji zdyskontował już główne ryzyka, które pojawią się w ciągu dwóch najbliższych lat jak spadek marży w segmencie wytwarzania, brak wsparcia ze strony przychodów z tytułu KDT i brak wsparcia dla energii pochodzącej ze zamortyzowanych elektrowni wodnych. Korzystny wpływ na postrzeganie spółki mogą mieć natomiast duży program dobrowolnych odejść w PKE, osiągane efekty synergii po połączeniu z GZE, oraz oszczędności z tytułu funkcjonowania w ramach grupy podatkowej. Kurs powinien być także wspierany przez stopę zwrotu z dywidendy, która w 2012 i 2013r powinna być bliska 5%.
15 228 938
♦ Tauron ze względu na strukturę swoich mocy wytwórczych odczuje pogorszenie
1 752 549
Śr. obrót/dzień (tys. PLN)
14 680
Bloomberg
TPE PW
Reuters
TPE.WA
rentowności w segmencie wytwarzania. W roku 2012 efekt ten częściowo może być zrekompensowany przez KDT, które rosną wraz ze spadkiem marży. Mimo niekorzystnych umów społecznych spółce udało się wdrożyć w segmencie program dobrowolnych odejść, który może objąć aż 1300 pracowników, czyli ok. 20% zatrudnionych. W ciągu najbliższych dwóch lat łączne koszty programu szacujemy na ok. 100-150 mln PLN. Efekty będą wyraźnie widoczne od 2014r, a ich roczna skala może wynieść ok. 100 mln PLN.
♦ Pełna konsolidacja GZE powinna przyczynić się do trwałego wzrostu EBITDA spółki
Free float
59,6%
Free float (tys PLN)
4 790 322
Zmiana kursu
Tauron
WIG
1 miesiąc
-7,2%
-4,4%
3 miesiące
-10,5%
-0,7%
6 miesięcy
-14,0%
-1,6%
12 miesięcy
-22,2%
-21,2%
Akcjonariat
% akcji i głosów
Skarb Państwa
30,1%
30,1%
KGHM S.A.
10,4%
10,4%
♦ W latach 2012 i 2013 spółka powinna kontynuować politykę wypłaty dywidendy na
6
5,2
4,4 18 kwi
♦ Korzystne dla spółki może być także oddanie instalacji do spalania biomasy w 2012r w Tychach, Jaworznie i Stalowej Woli. Pozwoli to spółce na otrzymanie wsparcia z tytułu wytwarzania energii w OZE na dotychczasowych, korzystniejszych zasadach oraz spalać w większej ilości biomasę leśną. Na koniec 2012r Tauron powinien posiadać ok. 1 mln uprawnień do emisji CO2, które mogą zostać sprzedane lub wykorzystane w kolejnych latach.
Tauron
6,8
wspieranego dodatkowo przez efekty oszczędności powstałe w wyniku fuzji. Z drugiej strony istotny spadek zysku operacyjnego przyniesie zakończenie wsparcia dla elektrowni wodnych. W grupie Tauron produkcja energii w tych elektrowniach wynosi ok. 400 GW rocznie z czego zaledwie kilka procent spełnia warunki nowej ustawy o OZE. Jako istotny producent ciepła Tauron korzysta także ze wsparcia kogeneracji w postaci czerwonych certyfikatów w wysokości kilkudziesięciu milionów złotych rocznie, dlatego kontynuacja tego rodzaju wsparcia jest istotna dla spółki.
1 lip
12 wrz
Tauron
23 lis
3 lut
17 kwi
poziomie 30% zysku netto. W kolejnych latach ze względu na wskaźniki zadłużenia może być to problematyczne. Zainteresowanie zakupem akcji Tauron podtrzymał KGHM. Skarb Państwa nie zmienił jednak roli Taurona jako spółki o znaczeniu strategicznym, dlatego jego władztwo korporacyjne będzie raczej zachowane. Obecnie statut ogranicza prawo głosu pozostałych akcjonariuszy do 10% akcji.
WIG znormalizowany
Tauron - wybrane dane finansowe tys PLN
2012P
2013P
13 694 622
15 428 879
20 755 222
23 437 556
24 522 191
EBITDA
2 641 811
2 758 037
3 022 586
3 447 649
3 180 154
EBIT
1 320 783
1 399 259
1 611 489
1 878 159
1 568 726
Zysk netto
774 426
858 656
1 220 011
1 196 976
846 107
Zysk skorygowany
774 426
858 656
1 220 011
1 196 976
846 107
EPS (PLN)
0,44
0,49
0,70
0,68
0,48
DPS (PLN)
0,03
0,00
0,15
0,31
0,20
Div.Yield %
0,6%
0,0%
3,3%
6,8%
4,4%
P/E
10,4
9,4
6,6
6,7
9,5
P/BV
0,6
0,5
0,5
0,5
0,5
EV/EBITDA
3,8
3,3
4,3
4,2
5,2
Sprzedaż
Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13
[email protected]
PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa
2009
2010
2011
P - prognoza PKO DM
25 kwietnia 2012 r. Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Sektor energetyczny
Na wyniki Taurona w 2012r, w największym stopniu będzie rzutować akwizycja GZE, której finalizacja miała miejsce w grudniu 2012r. Dzięki akwizycji Tauron stał się największym sprzedawcą i dystrybutorem energii w Polsce. Aktywa nabyte od Vattefala wygenerowały w 2011r. zysk EBITDA na poziomie 508 mln PLN oraz EBIT w wysokości 342 mln PLN. Dodatkowo wynik w średnim terminie poprawić mogą efekty oszczędności i synergii.
Głównym aktywem GZE jest spółka dystrybucyjna, która wygenerowała w 2010r. i 2011r. zysk EBITDA na poziomie odpowiednio 311 mln PLN i 406 mln PLN.
Wyzwaniem dla spółki będzie performance segmentu wytwarzania, który będzie funkcjonował na znacznie niższym poziomie marży niż w latach ubiegłych. Kwestią pozostaje jak obniżenie rentowności będzie wspierane przez KDT. Wcześniejsze szacunki mówiły o poziomie ok. 200 mln PLN w 2012r., czyli ponad dwa razy mniej niż w latach ubiegłych. Jednak istotny spadek marży może skutkować wyższym poziomem wsparcia.
Dodatkowo wyniki segmentu mogą zostać obniżone przez tworzone rezerwy z tytułu odpraw dla pracowników. W segmencie wytwarzania mimo istnienia praktycznie bezterminowych umów społecznych spółka wdraża program dobrowolnych odejść w skali podobnej do programu w grupie PGE. Do 2014r. program ma objąć ok. 1300 osób z ok. 6 tys. zatrudnionych.
W segmencie wytwarzania powinien być widoczny także spadek wolumenów obecny już w IV kwartale 2011r. O ile wtedy powodem był przestój bloku 460 MW w elektrowni Łagisza, to obecnie powodem będą remonty oraz wysokie koszty zmienne jednostek 120 MW, które znajdują się w elektrowniach grupy. Niższa produkcja będzie skutkować również niższą emisją CO2. Szacujemy, że na koniec 2012r. spółka będzie posiadać ponad 1 mln praw do emisji, które mogą być sprzedane, lub wykorzystane w następnym okresie. Tauron podpisał porozumienie z PGNIG w sprawie poszukiwań gazu łupkowego. Wspólnie finansowane prace miałyby odbywać się w ramach koncesji Wejherowo, w której stwierdzono już występowanie gazu. Inwestycje Tauronu w poszukiwania i wydobycie gazu łupkowego szacujemy na kilkaset milionów złotych. Obecnie trudno szacować stopę zwrotu z tej inwestycji.
24 kwietnia 2012
26
Sektor energetyczny
Produkcja energii w elektrowniach wodnych w Tauronie 500
480
450 380
400 350 GWh
300 250 200 150 100 50 0 2010
2011
Źródło: Tauron
Segment wydobycia, drugi rok z rzędu ze względu na problemy geologiczne miał wynik operacyjny na poziomie kilku mln PLN. Wydobycie wyniosło w 2010r. i 2011r. 4,5 i 4,6 mln ton. W roku obecnym planowane wydobycie wynosi ok. 4,8 mln, co powinno znacznie poprawić wyniki segmentu.
Po wejściu w życie nowej ustawy o OZE przychody z tytułu certyfikatów pochodzenia energii stracą elektrownie wodne. W grupie Tauron warunki ustawy o OZE spełniać będzie kilka procent energii pochodzącej z tych elektrowni.
Spółka konsekwentnie realizuje program inwestycyjny oraz program dobrowolnych odejść. W ciągu obecnego roku powinna się rozpocząć budowa bloku w Stalowej Woli oraz zakończyć inwestycja dotycząca bloków biomasowych w Jaworznie o mocy 50MWe/45MWt, Stalowej Woli o mocy 20MWe, Tychach o mocy 50MWe oraz bloku kogeneracyjnego w Bielsku Białej o mocy 50 MWe/ 182MWt. Od 2011r Tauron w ramach prezentacji działalności grupy wyodrębnił nowy podział sektorowy i będzie działał wg nowego zintegrowanego modelu biznesowego, który obejmie nowy podział funkcjonalny. Oprócz Wydobycia, Wytwarzania , OZE, Dystrybucji i Sprzedaży zostanie wyodrębniony segment Ciepło, oraz Centrum Obsługi Klienta i Usługi Wspólne Od 1 stycznia Tauron działa również w ramach grupy podatkowej, co może doprowadzić do przesunięć marży między poszczególnymi spółkami grupy i segmentami działalności i utrudnić porównywalność wyników.
Głównym czynnikiem ryzyka dla spółki stanowi utrzymanie wskaźnika zadłużenia dług netto/ EBITDA na poziomie poniżej 2,5. Przy niższych przepływach gotówkowych możliwe jest ograniczenie wypłaty dywidendy lub ograniczenie programu inwestycyjnego. Tauron jako znaczny producent ciepła korzysta ze wsparcia czerwonych certyfikatów z tytułu produkcji energii w kogeneracji. Wsparcie to jest określone jedynie do 2012r. Według informacji branży powinno być jednak kontynuowane także w przyszłości
24 kwietnia 2012
27
Sektor energetyczny
Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 5,1 PLN za akcję. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą Taurona na tle spółek z sektora. Wycena DCF Tauron: model DCF 2012P
2013P
2014P
2015P
2016P
2017
>2017
1 878 159 19,0%
1 568 726 19,0%
1 889 690 19,0%
2 280 347 19,0%
2 301 212 19,0%
2 297 316 19,0%
2 697 943 19,0%
tys PLN EBIT Stopa podatkowa NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC Współczynnik dyskonta DFCF
1 270 668
1 530 649
1 847 081
1 863 981
1 860 826
2 185 334
-4 333 128 1 616 658 30 176
-4 144 748 1 660 042 31 685
-3 920 928 1 853 601 33 270
-4 366 873 1 888 841 34 933
-2 740 989 1 932 237 36 680
-2 775 639 1 990 732 38 514
-58 117
-1 415 626
-922 372
-186 976
-579 118
1 088 754
1 438 940
8,6% 1,00 -58 117
8,2% 1,08 -1 308 423
8,1% 1,17 -788 789
8,0% 1,26 -148 043
7,8% 1,36 -425 448
7,7% 1,47 742 360
7,8% 1,58 18 572 120
2015P 237 12,8 23,8 37,4 10,0
2016P 246 13,0 21,7 37,9 11,0
2016P 5,4% 5,0% 1,0 1,75% 19,0% 10,4% 7,2% 56,9% 7,8%
2017P 5,4% 5,0% 1,0 1,75% 19,0% 10,4% 7,2% 57,6% 7,7%
1,25%
Wzrost w fazie II Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II
587 017 15 792 754
Wartość DCF
16 379 771
Dług netto Aktywa poza operacyjne Zobowiązania wobec pracowników Kapitały mniejszości Wartość firmy
5 349 362 0 1 374 027 461 347,0 9 195 035,0
Liczba akcji (mln szt.) Wartość firmy na akcję na 31.12.2012 Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy Cena bieżąca Oczekiwana stopa zwrotu
1 521 309 -3 432 164 1 574 720 278 019
1 752 549 5,25
5,1 0,31 4,59 17%
Źródło: prognozy PKO DM
Tauron: Kluczowe założenia do wyceny 2012P 205 12,1 20,6 36,0 8,0
Cena energii elektrycznej Tauron (PLN/MWh) Cena węgla energetycznego Tauron (PLN/t) Wolumen produkcji energii (TWh) Wolumen sprzedaży Cena uprawnień CO2 (EUR) Źródło: prognozy PKO Dom Maklerski
2013P 219 12,3 22,3 36,4 8,0
2014P 228 12,6 24,2 36,9 9,0
2017P 256 13,4 22,0 38,4 12,0
Tauron:WACC Stopa wol na od ryzyka Premi a za ryzyko Beta Premi a za ryzyko długu Stopa podatkowa Kos zt kapi tału własnego koszt długu waga długu WACC Źródło: prognozy PKO DM
24 kwietnia 2012
2012P 5,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 10,4% 6,9% 37,5% 8,6%
2013P 5,4% 5,0% 1,0 1,50% 19,0% 10,4% 6,9% 45,9% 8,2%
2014P 5,4% 5,0% 1,0 1,75% 19,0% 10,4% 7,2% 50,3% 8,1%
2015P 5,4% 5,0% 1,0 1,75% 19,0% 10,4% 7,2% 51,9% 8,0%
2018P 5,4% 5,0% 1,0 1,75% 19,0% 10,4% 7,2% 57,2% 7,8%
28
Sektor energetyczny
Wycena porównawcza
Tauron Nazwa spółki
P/E
Kapitalizacja EUR
EV/EBITDA
2011
2012
2013
2011
2012
2013
EDF
28 546,5
8,2
7,7
7,4
4,4
4,1
4,0
GDF SUEZ
41 099,3
12,2
11,0
10,2
6,2
5,8
5,5
RWE AG
20 129,4
7,7
7,9
8,2
4,4
4,2
4,1
IBERDROLA
21 132,0
7,2
7,4
7,2
6,2
6,0
5,8
CEZ
16 654,9
10,1
9,5
9,5
6,9
6,6
6,6
2 441,8
10,5
10,6
18,1
5,4
5,6
8,2
14 551,5
11,5
10,7
10,6
8,5
8,6
8,4
ENEA
1 723,7
9,0
10,3
9,6
3,5
4,3
5,2
PGE
8 240,4
7,0
8,4
9,7
4,6
4,4
5,1
9,3
9,3
10,1
5,6
5,5
5,9
6,7
6,8
9,6
4,4
4,2
5,3
-28%
-27%
-4%
-21%
-23%
-10%
6,4
6,3
4,9
5,9
6,1
DRAX GROUP PLC FORTUM OYJ
średnia Tauron premia/dyskonto do średniej wycena po uwzgl. premii/dyskonta
1 940,3
5,9 wagi wycena porównawcza
50%
5,2 5,7 50% 5,80
Źródło: Tauron, Bloomberg, PKO DM
24 kwietnia 2012
29
Sektor energetyczny
Sprawozdanie finansowe
Rachunek zysków i strat (tys PLN) 2009 Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 13 694 622 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedaży Zysk operacyjny w tym Segment wytwarzania 677 144 Segment dystrybucji 155 621 Segment sprzedaży 301 837 Sement wydobycie 147 031 Segment OZE 55 141 Segment pozostałe 6 579 Pozycje nieprzypisane -22 570 Zysk z działalności operacyjnej 1 320 783 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 0 Saldo działalności finansowej -94 714 Zysk przed opodatkowaniem 1 226 069 Podatek dochodowy -277 906 Zyski (straty) mniejszości 173 737 Zysk (strata) netto 774 426
2010 15 428 879
2011 20 755 222
2012P 23 437 556
2013P 24 522 191
2014P 26 189 648
2015P 27 293 476
656 169 509 281 88 145 5 908 89 407 35 445 14 904 1 399 259 -236 -141 709 1 257 314 -265 931 132 727 858 656
621 061 614 205 278 835 4 805 100 578 71 692 -79 687 1 611 489 -1 046 -44 507 1 565 936 -326 576 19 349 1 220 011
422 049 946 096 349 054 65 380 133 541 46 508 -84 468 1 878 159 0 -370 255 1 507 904 -285 508 25 420 1 196 976
46 883 1 078 844 390 041 44 629 47 893 47 439 -87 002 1 568 726 0 -503 954 1 064 771 -201 313 17 352 846 107
173 832 1 256 837 395 112 43 485 61 649 48 387 -89 612 1 889 690 0 -677 410 1 212 280 -229 340 16 907 966 033
329 616 1 460 812 400 248 53 096 79 519 49 355 -92 301 2 280 347 0 -818 165 1 462 182 -276 821 20 644 1 164 717
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 23 248 498 988 950 21 911 047 348 501 5 165 033 574 790 2 743 344 1 341 229 505 670 28 413 531
2012P 25 268 051 1 033 453 23 768 491 466 107 5 769 021 603 530 2 273 145 1 070 238 1 822 108 31 037 073
2013P 28 026 173 1 079 958 26 484 962 461 253 6 082 224 633 706 2 273 145 1 069 031 2 106 342 34 108 397
2014P 30 566 758 1 128 556 28 969 668 468 534 7 043 102 665 391 2 273 145 505 219 3 599 347 37 609 860
2015P 32 683 252 1 179 341 31 036 995 466 916 8 250 966 698 661 2 273 145 1 067 009 4 212 151 40 934 218
Kapitał Własny
11 858 566
14 704 825
15 677 721
16 423 503
16 924 208
17 901 918
19 082 050
2 375 100
507 246
461 347
479 419
479 419
479 419
479 419
Zobowiązania Zobowiązania długoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe Zobowiązania krótkoterminowe Kredyty i pożyczki Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych Pozostałe rezerwy Zobowiązania handlowe i pozostałe PASYWA RAZEM
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
12 274 463 7 431 923 4 308 176 1 202 840 1 270 390 650 517 4 842 540 228 930 171 187 1 005 817 3 436 606 28 413 531
14 134 151 9 906 216 6 819 754 1 226 897 1 215 615 643 950 4 227 935 351 716 172 899 1 049 588 2 653 732 31 037 073
16 704 770 12 353 631 9 319 754 1 251 435 1 215 615 566 827 4 351 140 346 860 174 628 1 171 588 2 658 064 34 108 397
19 228 523 15 339 728 12 324 879 1 276 463 1 215 615 522 771 3 888 795 326 905 176 374 1 223 033 2 162 482 37 609 860
21 372 749 16 814 315 13 819 754 1 301 993 1 215 615 476 953 4 558 434 27 497 178 138 2 185 810 2 166 989 40 934 218
Rachunek Przepływów Pieniężnych (tys PLN) Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej
1 963 199 -1 354 024 -543 464
2 520 345 -1 508 476 -512 864
2 213 651 -5 689 534 2 510 039
2 791 886 -3 432 164 1 956 570
2 474 886 -4 333 128 2 142 476
2 637 753 -4 144 748 3 000 000
3 033 732 -3 920 928 1 500 000
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
7,3% 3,9% 5 349 362 1,6
5,0% 2,5% 7 560 272 2,4
5,4% 2,6% 9 052 437 2,6
6,1% 2,8% 9 635 100 2,3
Kapitały mniejszości
Wskaźniki ROE ROA Dług netto Dług netto/ EBITDA Źródło: Tauron, P - prognoza PKO DM
24 kwietnia 2012
30
Sektor energetyczny
Wyniki kwartalne segmentów
TAURON (tys PLN) IQ'10 Wydobycie węgla kamiennego Przychody ze sprzedaży netto 123 616 Sprzedaż między segmantami 176 280 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 299 896 Wynik segmentu 43 048 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 25 798 Amortyzacja 26 737 Wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej ze źródeł konwencjonalnych Przychody ze sprzedaży netto 302 965 Sprzedaż między segmantami 1 112 795 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1 415 760 Wynik segmentu 184 867 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 39 274 Amortyzacja 137 533 Wytwarzanie enegrii elektrycznej ze źródeł odnawialnych Przychody ze sprzedaży netto 9 577 Sprzedaż między segmantami 22 079 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 31 656 Wynik segmentu 13 926 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 8 646 Amortyzacja 5 422 Dystrybucja energii elektrycznej Przychody ze sprzedaży netto 256 722 Sprzedaż między segmantami 889 426 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1 146 148 Wynik segmentu 116 952 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 89 073 Amortyzacja 162 544 Sprzedaż energii elektrycznej i pozostałych produktów rynku energetycznego Przychody ze sprzedaży netto 2 898 773 Sprzedaż między segmantami 195 611 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3 094 384 Wynik segmentu 99 918 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 3 962 Amortyzacja 1 518 Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto 202 680 Sprzedaż między segmantami 7 729 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 210 409 Wynik segmentu 26 259 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 3 275 Amortyzacja 12 925 Razem Przychody ze sprzedaży netto 3 794 333 Sprzedaż między segmantami 2 403 920 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 6 198 253 Wynik segmentu 491 564 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 170 028 Amortyzacja 346 679
24 kwietnia 2012
IIQ'10
IIIQ'10
IVQ'10
IQ'11
IIQ'11
75 702 144 354 220 056 -38 163 18 189 27 446
136 643 152 049 288 692 2 920 25 596 26 322
135 375 137 379 272 754 -1 897 74 836 24 201
401 523 894 715 1 296 238 176 304 113 420 133 364
462 174 899 925 1 362 099 165 729 90 257 134 054
697 477 1 091 634 1 789 111 129 269 141 237 136 837
14 233 30 718 44 951 28 644 4 744 4 757
14 828 29 029 43 857 22 996 9 491 7 149
219 46 519 46 738 23 841 123 976 8 210
131 504 152 562 284 066 -4 414 26 015 26 036
167 867 200 443 368 310 49 181 24 607 26 704
137 358 171 450 308 808 3 549 54 284 23 696
96 819 113 210 210 029 -43 511 72 711 23 404
1 476 346 1 394 838 204 298 104 565 1 680 644 1 499 403 209 509 167 697 65 965 259 885 142 327 136 378
1 398 543 71 247 1 469 790 106 132 232 634 145 196
1 464 734 321 280 1 786 014 137 723 362 971 142 072
200 41 289 41 489 21 791 10 152 6 026
289 57 654 57 943 37 493 9 573 6 167
1 798 27 801 29 599 7 174 17 003 7 211
284 149 798 653 1 082 802 110 548 202 419 161 506
303 285 792 576 1 095 861 138 261 196 539 159 373
323 132 861 090 1 184 222 143 520 379 093 145 100
330 924 350 777 858 593 769 982 1 189 517 1 120 759 167 402 170 155 119 988 249 304 161 654 165 712
362 520 739 547 1 102 067 183 883 295 875 163 326
420 930 834 964 1 255 894 92 765 619 540 174 919
2 591 016 154 653 2 745 669 65 841 14 366 1 978
2 690 733 162 438 2 853 171 -34 057 980 1 981
3 137 020 263 598 3 400 618 -43 557 2 808 2 618
3 158 719 3 017 113 313 660 294 923 3 472 379 6 575 661 92 373 48 368 4 231 6 976 2 165 2 634
2 856 952 341 448 3 198 400 69 884 5 449 2 373
3 426 424 432 506 3 858 930 68 210 17 788 2 647
99 333 6 579 105 912 -8 686 6 710 13 006
82 923 6 173 89 096 -2 748 12 452 12 108
184 781 7 765 192 546 20 620 15 957 12 548
101 274 7 536 108 810 -5 122 6 586 10 918
80 035 6 321 86 356 -1 786 14 267 11 011
177 676 12 566 190 242 51 568 17 223 11 478
3 465 956 2 029 672 5 495 628 341 854 359 848 342 057
3 690 586 2 042 190 5 732 776 -8 354 335 315 340 987
4 478 004 2 407 985 6 885 989 574 195 737 907 329 504
5 299 075 5 032 069 1 587 928 1 418 738 6 887 003 6 450 807 510 995 427 083 231 126 557 510 349 675 348 372
4 835 697 1 387 667 6 223 364 399 155 612 082 351 769
5 588 381 1 742 327 7 330 708 313 929 1 107 236 361 731
151 51 492 51 643 34 120 7 302 6 010
201 431 7 323 208 754 27 032 7 625 11 483
IIIQ'11
IVQ'11
31
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] Telefony kontaktowe Biuro Analiz Rynkowych Dyrektor Sektor Wydobywczy, Materiały Budowlane Przemysł Paliwowy, Chemiczny, Spożywczy
Sektor Energetyczny, Deweloperski
Sektor Finansowy
Handel, Media, Telekomunikacja, Informatyka
Analiza Techniczna, E-commerce
Analiza Techniczna
Artur Iwański (022) 521 79 31
[email protected] Monika Kalwasińska (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] Przemysław Smoliński (022) 521 79 10
[email protected] Paweł Małmyga (022) 521 65 73
[email protected]
Biuro Klientów Instytucjonalnych Wojciech Żelechowski Dariusz Andrzejak Krzysztof Kubacki Tomasz Ilczyszyn 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 13
[email protected]
Piotr Dedecjus Maciej Kałuża Igor Szczepaniec Marcin Borciuch Magdalena Kupiec
(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 91 50
[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 rentowność 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. Częstotliwość 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 wrażliwość na przyjęte założenia, w szczególności te, które odnoszą się do określenia wartości rezydualnej. Modelu zdyskontowanych dywidend nie można ponadto zastosować w przypadku wyceny spółek nie mających ukształtowanej polityki dywidendowej. Zaletami obydwu wymienionych metod jest ich niezależność 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 wyceniać prawidłowo porównywalnych spółek. Powiązania, które mogłyby wpłynąć na obiektywność 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 zakładać, że DM ma zamiar złożenia oferty świadczenia usług spółce, której dotyczy raport. DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki Tauron S.A. Bank PKO BP jest także kredytodawcą spółek z grupy kapitałowej Tauron S.A. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 30,06% akcji i głosów na WZA Tauron S.A. DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki PGE S.A. Bank PKO BP jest także gwarantem obligacji PGE SA. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 69,3% akcji i głosów na WZA PGE S.A. DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki ENEA S.A. Bank PKO BP jest także kredytodawcą spółek z grupy kapitałowej ENEA S.A. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 52,13% akcji i głosów na WZA ENEA S.A 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 uzgodnień ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeń, które w przyszłości mogą okazać się nietrafne. DM nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM może świadczyć 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.
