Dynamiczna sytuacja PEP PW Ticker Rekomend. Kupuj 24,5 ... · duże elektrownie wodne, pojawia się...

Raport sektorowy

09 maja 2016 r.

Sektor energetyczny CEE

Dynamiczna sytuacja Obecnie przy ograniczonych katalizatorach wzrostu i wciąż dużej niepewności

inwestycyjnej w sektorze preferujemy spółki (rekomendujemy KUPUJ), które będą mogły

realizować stabilną politykę dywidendową (PGE), mogą odreagować na wzroście cen

surowców energetycznych, jak (i) CEZ, czy (ii) ZE PAK (restrukturyzacja). Dodatkowo,

wydaje nam się, że po serii negatywnych informacji Polenergia przereagowała i ma

obecnie potencjał do wzrostu. W przypadku ENEI i Energi rekomendujemy TRZYMAJ

(brak aktualnej strategii i polityki dywidendowej). Wydajemy rekomendację SRZEDAJ dla

akcji Taurona, ze względu na najwyższy poziom zadłużenia w sektorze co ogranicza

potencjał dywidendowy.

EBITDA sektora coraz niżej

W 2016 r. oczekujemy spadku wyniku EBITDA sektora o ok 10%. Spadek wyników obejmie

wszystkie segmenty działalności - wytwarzanie, dystrybucję, a także sprzedaż (niższe ceny

energii, wyższe koszty CO2, niższy WACC). W dalszym ciągu zwiększać się będzie zadłużenie

sektora, ze względu na realizowane programy inwestycyjne. Wysokie nakłady będą szczególnie

widoczne w PGE, ENEI i Tauronie. Oczekujemy, że na koniec 2016 roku najbardziej zadłużone

będą Tauron i ENEA z wskaźnikiem dług netto/EBITDA na poziomie odpowiednio 2,9 i 2,6, zaś

najmniej zadłużone pozostanie PGE na poziomie 1,2.

Dywidenda utrzymana na godziwym poziomie

Oczekujemy, że informacje o nowej polityce dywidendowej oraz strategii inwestycyjnej (w tym w

aktywa węglowe) pojawią się do końca drugiego kwartału i mogą dać pozytywny impuls dla

branży. Spodziewamy się, mimo wysokich nakładów, średniej stopy dywidendy dla sektora na

poziomie 6%.

Walka z wiatrakami

Odrębną kwestią jest segment OZE, który znalazł się pod silną presją. Oprócz niskich cen

zielonych certyfikatów (które utrzymują się na poziomie ok. 110 PLN) i utraty wsparcia przez

duże elektrownie wodne, pojawia się ryzyko odpisów, jednak w mniejszej skali niż w 2015 r. W

parlamencie znajduje się ustawa o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, która w

obecnej formie drastycznie zwiększa obciążenia podatkowe i koszty działania istniejących

instalacji, oraz praktycznie wyklucza możliwość rozwoju nowych projektów.

Rynek poMocy

Widoczny jest wzrost wsparcia dla źródeł konwencjonalnych. Wzrósł budżet rezerwy operacyjnej

mocy, a różnice cen energii na rynku polskim i niemieckim znalazły się na najwyższych

historycznie poziomach (ok. 50 PLN). W ciągu najbliższych miesięcy ma zostać przedstawiony

projekt rynków mocy, który jednak naszym zdaniem nie zwiększy istotnie obecnego poziomu

wsparcia (ok. 25 PLN/MWh).

Rozżarzone węgle

Energetyka weźmie udział w procesie restrukturyzacji grup górniczych (PGG oraz prawdopodobnie KHW), co zwiększy ekspozycję sektora na ceny węgla i surowców energetycznych. W inwestycjach tych wobec oczekiwanych niskich cen węgla w ciągu najbliższych lat widzimy jednak więcej zagrożeń.

WIG-Energia

Analityk

Adres:

Źródło: Spółki, P - prognozy DM PKO BP

CEZ PW Kupuj 77,9 71,9

(Podniesiona)

ENA PW Trzymaj 11,8 11,4

(Obnizona)

ENG PW Trzymaj 11,5 11,4

(Obnizona)

PGE PW Kupuj 14,7 13,0

(Podtrzymana)

PEP PW Kupuj 24,5 19,3

(Podtrzymana)

TPE PW Sprzedaj 2,7 2,9

(Obnizona)

ZEP PW Kupuj 11,0 9,3

(Podniesiona)

Ticker Rekomend.Cena

docelowa

Cena

bieżąca

2 600

2 800

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

4 000

4 200

4 400

4 600

05-05-15 08-05-15 11-05-15 02-05-16 05-05-16

Stanisław Ozga, CFA

+48 22 521 79 13

[email protected]

Dom Maklerski PKO Banku Polskiego

ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

2015 2016P 2017P 2015 2016P 2017P

CEZ 38 681 9,1% 14,5 13,3 18,9 5,7 6,2 7,0

PGE 24 213 7,7% nm 7,6 8,1 3,3 4,6 5,0

Tauron 5 135 3,4% nm 5,4 5,7 3,6 4,5 5,1

Enea 5 010 3,5% 6,7 4,9 5,4 4,2 4,9 4,6

Energa 4 737 5,2% 10,1 13,4 7,6 4,3 5,1 5,0

Polenergia 877 0,0% 18,9 14,8 20,1 9,3 6,5 10,6

ZE PAK 473 12,9% nm 6,2 4,1 2,7 2,7 2,2

P/E EV/EBITDA

SpółkaStopa

dywidendy

Kapitalizacja

(mln PLN)

Raport sektorowy

2

W roku 2016 oczekujemy pogorszenia wyników operacyjnych EBITDA sektora energetycznego w

porównaniu do roku 2015 o ok. 10%. Spadek wyników oczekiwany jest we wszystkich segmentach

rynku. Wynika on zarówno z niższych cen energii, jak i wyższych kosztów CO2, a tym samym niższej

marży na wytwarzaniu. W dystrybucji został obniżony WACC, co przełoży się na obniżenie wyników

tego podsektora. Ponadto w sektorze OZE niekorzystnie będą działały niskie ceny zielonych

certyfikatów, ponadto zlikwidowano wsparcie dla dużych elektrowni wodnych, natomiast

współspalanie nie działa efektywnie. Efekty kolejnych programów poprawy efektywności podjętych

przez spółki będą jeszcze mało widoczne.

Na wyniki finansowe grup energetycznych w ubiegłym roku decydujący wpływ miały odpisy z tytułu

trwałej utraty wartości aktywów. PGE dokonało odpisów łącznie na 9 mld PLN, Tauron na 3,6 mld

PLN, Enea na 1,5 mld PLN, a w ZE PAK odpisy wyniosły 1,9 mld PLN. Dokonane odpisy były

zabiegiem czysto księgowym i nie miały wpływu na przepływy pieniężne generowane przez spółki.

Obecnie nie oczekujemy, że w roku 2016 dojdzie do kolejnych istotnych zdarzeń jednorazowych w

takiej skali, ale sytuacja w branży jest dynamiczna. Potencjalnie kolejne odpisy, ale w mniejszej skali,

mogą być następstwem wejścia w życie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych.

Odpisy w wysokości 305 mln PLN zapowiedziała już Energa.

Krystalizuje się obraz zmian w polskiej energetyce, jednak na istotne z punktu widzenia inwestorów

informacje dotyczące średnioterminowej strategii spółek, a także polityki dywidendowej, trzeba nadal

poczekać. Według informacji przekazywanych przez spółki, założenia w tym zakresie mają być

zaprezentowane do końca II kw. Utrudnia to podejmowanie decyzji inwestycyjnych zwłaszcza w

przypadku Enei i Energi, w których strategia inwestycyjna i polityka dywidendowa są obarczone w

naszej opinii największą niepewnością.

Najważniejszymi czynnikami, które obecnie wyznaczają zmiany w sektorze i w strategiach spółek, są

inwestycje w górnictwo oraz oczekiwane długoterminowe wsparcie dla energetyki konwencjonalnej

w postaci np. rynków mocy. W proces inwestycji w górnictwo włączone zostały wszystkie grupy

energetyczne. W przypadku rynków mocy decyzje będą w najbliższym czasie dotyczyć inwestycji w

nowy blok w elektrowni Ostrołęka oraz modernizacji bloków w el. Pątnów I.

Na sprzedaż zostały wystawione polskie aktywa EDF obejmujące elektrownie Rybnik oraz

elektrociepłownie m.in. w Krakowie, Trójmieście i Kogenerację we Wrocławiu. Zaangażowanie w

poszczególne transakcje polskich grup energetycznych jest bardzo prawdopodobne.

Inwestycje w górnictwo

Sytuacja górnictwa mimo wysiłków restrukturyzacyjnych podjętych w 2015 r. jest nadal trudna.

Decyduje o tym dalszy duży spadek cen węgla w bieżącym roku. Niższe o ponad 10% ceny węgla

praktycznie niwelują dotychczasowe efekty poprawy efektywności i wymagana jest dalsza

restrukturyzacja, która tym razem będzie musiała uwzględniać także koszty zatrudnienia.

Polska: rośnie podaż, spada popyt i ceny

2016 r. zapowiada się bardzo ciężko dla branży. Po pierwsze po raz pierwszy od kilku lat wzrośnie

produkcja (szacujemy, że o ponad 2 mln ton). W 2015 r. produkcja lekko spadła (-1%), a popyt

dodatkowo był wzmocniony zakupami Agencji Rezerw Materiałowych oraz towarowaniem się spółek

energetycznych i firm handlowych. Również mocno spadł import (-47%) przy spadku eksportu o

18%. W efekcie zapasy przy kopalniach spadły o prawie 3 mln ton, to jest o prawie 30%. W tym roku

popyt łączny może być mniejszy w związku z brakiem wymienionych wyżej czynników wspierających.

Raport sektorowy

3

Z drugiej strony zakładamy wzrost popytu z elektrowni o jakieś 1-2% (w sty-lut +4% ze względu na

remont w Bełchatowie) i delikatny spadek z ciepłowni ze względu na ciepłą zimę. Łączne zużycie

powinno wzrosnąć około 1%.

Połączenie wzrostu wydobycia o 3% ze spadkiem zagregowanego popytu (zakładając brak

powtórnych zakupów z ARM) o 1% spowoduje wzrost zapasów i presję na ceny na i tak trudnym

rynku.

Pierwsze dwa miesiące potwierdzają te tendencje. Produkcja wzrosła o 11%, czyli o ponad 1,2 mln

ton, a sprzedaż o 13%, czyli o 1,4 mln ton (rok temu był strajk w JSW). Zapasy wzrosły o 0,3 mln ton

(w lutym 0,4 mln ton). Natomiast ceny spadły o 13% dla energetyki i 20% dla ciepłowni i są ok. 10%

poniżej średniej z 2015 r. W związku z tym zakładamy na cały 2016 r. ceny niższe o 8-10% na

poziomie 8,8 do 9,0 PLN/GJ.

Raport sektorowy

4

Na plus można odnotować pierwszy od wielu lat spadek jednostkowego kosztu produkcji węgla w

2015 r., ale jest to efekt głównie przeniesienia kilku najgorszych kopalni do SRK. Jednak cała branża i

tak była na głębokiej stracie. W 2016 r. będzie jeszcze trudniej ze względu na głęboki spadek ceny.

W trudnym otoczeniu rynkowym będziemy mieli do czynienia z długo wyczekiwaną i głęboką

restrukturyzacją sektora węglowego w Polsce.

W 2015 r. przeniesiono 3 kopalnie z KW do SRK oraz dwa ruchy i jedną kopalnię z KHW również do

SRK. Poza tym sprzedano dwie kopalnie z KW do Węglokoksu. Następnie sprzedano Brzeszcze z SRK

do Tauronu oraz wygaszono produkcję w 3 ruchach i jednej kopalni w ramach SRK.

Obecna sytuacja wygląda następująco:

Polska Grupa Górnicza: 11 kopalni, produkcja ok. 26-28 mln ton

JSW: 5 kopalni, produkcja ok. 16,3 mln ton

KHW: 4 kopalnie, produkcja około 10-11 mln ton

Bogdanka: 1 kopalnia, produkcja około 8,5-9 mln ton

Węglokoks: 1 kopalnia, produkcja około 2 mln ton

Tauron Wydobycie: 3 kopalnie, produkcja około 6 mln ton

SRK: 1 kopalnia, produkcja 0,5-1 mln ton

Inne: 2 kopalnie, produkcja ok. 2,2 mln ton

W kwietniu br. powstała Polska Grupa Górnicza (PGG), zbudowana na aktywach Kompanii Węglowej.

PGG zostanie dokapitalizowana kwotą 2,417 mld PLN z tego 1,8 mld w gotówce. PGE, Energa i

PGNIG Termika wniosą po 500 mln PLN, a FIPP 300 mln PLN. Dodatkowo 617 mln pochodzić będzie

z konwersji zadłużenia przez Węglokoks (217 mln PLN) i TF Silesia (400 mln PLN). Banki finansujące

KW zobowiązały się do refinansowania zadłużenia na poziomie 615,5 mln PLN. Dodatkowo

Węglokoks zrefinansuje 421,5 mln PLN. Osiągnięto porozumienie ze stroną społeczną, które zakłada

brak 14–tej pensji w latach 2016-2017 (z możliwością jej przywrócenia w 2017 r.), przejęcie

3,8–4 tys. pracowników wraz z częścią zbędnych aktywów przez SRK (w kwietniu przekazano już Ruch

Raport sektorowy

5

Anna) oraz utworzenie kopalń zespolonych: KWK Bielszowice-Halemba-Pokój, KWK Chwałowice-

Jankowice-Marcel-Rydułtowy, KWK Piast-Ziemowit.

W 2016 r. oczekujemy jeszcze następujących zmian:

Powstanie PHW na bazie KHW oraz Węglokoksu i dokapitalizowanie z Grupy Enea. Być może

PHW będzie wehikułem, który będzie posiadał udziały Bogdanki oraz połączonych

KHW+Węglokoks Kraj, ale Bogdanka zachowa swoją odrębność korporacyjną. Taka

struktura pozwoli ewentualnie zlewarować posiadane udziały i finansować działalność grupy.

JSW może zdecydować się na transfer/sprzedaż kopalni Jas-Mos lub Krupiński, w tym do

SRK.

Ryzykiem dla restrukturyzacji pozostaje brak notyfikacji ze strony KE (decyzja jest oczekiwana około

lipca br.).

Powyższe zmiany i dokapitalizowanie pozwolą sektorowi na nieco oddechu. Duża praca wykonana

przez SRK doprowadziła do spadku zatrudnienia w sektorze o prawie 10 tys. osób i wzrostu

wydajności na osobę o 5%. Jednak zakładając spadek ceny o 10%, w 2016 r. sytuacja znowu będzie

trudna.

W przypadku KHW szacujemy, że przepływy roczne wynoszą około -220 mln PLN. Jednak połączenie

z Węglokoks Kraj oraz być może oddanie jeszcze jednego ruchu do SRK zaowocuje zbliżeniem się do

„zera”.

W przypadku PGG zastrzyk gotówki w wysokości 1,8 mld PLN i odroczenie spłaty zobowiązań

pomoże utrzymać się przez kolejne 2-3 lata. Szacujemy, że po osiągniętym porozumieniu w Kompanii

Węglowej, przy bieżących cenach ujemne przepływy wynoszą około 200-500 mln PLN. Potrzebne są

dalsza restrukturyzacja produkcji (optymalizacja wydobycia), oszczędności kosztów oraz być może

rozważenie przeniesienia jeszcze jakiś kopalni/ruchów do SRK.

Podsumowując, włączenie energetyki (PGE, Energa, Enea), PGNiGu oraz Węglokoksu do węglowej

układanki wzmocni fundamenty i poprawi płynność kopalń. Nie pozwoli jednak osiągnąć

zbilansowanych przepływów pieniężnych i PHW+PGG będą na minusie ok. 400-700 mln PLN.

Oznacza to, że rynek nadal nie jest w stanie równowagi i potrzebuje (i) ograniczenia mocy; (ii)

przesunięcia wydobycia z nieefektywnych ścian do tych optymalnych; (iii) oszczędności kosztowych i

(iv) wzrostu cen. Nowa struktura to krok w dobrą stronę dający czas i przestrzeń na kontynuację

restrukturyzacji już wspólnym wysiłkiem Skarbu Państwa i energetyki. Jednak nie jest to skończona

praca, ale połowa drogi. Przed sektorem dalsze wyzwania w 2016 i 2017 r. zwłaszcza, że obecne

oczekiwania rynkowe nie wskazują na możliwość wzrostu cen przynajmniej w perspektywie kilku lat.

Inwestycje PGE oraz Energi w Polską Grupę Górniczą i prawdopodobna ENEI w Polski Holding

Górniczy nie powinny przełożyć się na wyniki grup w bieżącym roku, ponieważ wyniki PGG i

prawdopodobnie PHG nie będą konsolidowane. Według informacji Ministerstwa Energii udziały

Energi i PGE w Polskiej Grupie Górniczej wyniosą ok. 17%.

Raport sektorowy

6

Wsparcie dla energetyki konwencjonalnej

Segmentem, który najbardziej skorzystał na zmianach w ostatnim okresie jest wytwarzanie

konwencjonalne. Jest to szczególnie widoczne w zwiększeniu spreadu pomiędzy cenami energii w

Polsce i na rynku niemieckim, które są obecnie na najwyższych historycznie poziomach. Już w

ostatnich miesiącach 2015 r. widoczny był wzrost cen energii wywołany zwiększeniem budżetu dla

operacyjnej rezerwy mocy do ok. 470 mln PLN w roku 2016. Od początku 2016 r. różnice cen stały

się jeszcze bardziej widoczne ze względu na spadek cen CO2 i gazu. Od tego roku działa także

rezerwa zimna, którą objęte jest łącznie 830 MW w PGE i Tauronie. Zgodnie z zapowiedziami

Ministerstwa Energii, w ciągu 2-3 miesięcy mają zostać przedstawione mechanizmy wsparcia dla

energetyki konwencjonalnej, a rynki mocy są jednym z rozważanych rozwiązań. Nie oczekujemy by

nowe rozwiązania przyniosły większe całkowite wsparcie dla wytwórców niż to wynikające z

obecnych regulacji odnośnie ORM i rezerwy zimnej. Zaproponowane rozwiązania mogą raczej

przenieść obecny poziom wsparcie poza rok 2020. Odrębną kwestią pozostaje także dodatkowe

wsparcie dla nowych bloków, które wymagają pokrycia nie tylko kosztów stałych, ale także kosztów

inwestycji. Propozycje w zakresie wsparcia będą miały decydujące znaczenie dla strategii Energi i

Tauronu w zakresie budowy nowych bloków, a także dla ZE PAK w z zakresie modernizacji bloków 3 i

4 w el. Pątnów I.

Nie ma także decyzji odnośnie budowy el. atomowej co może być najbardziej istotne dla PGE. Ze

względu na koszty tej inwestycji i spadek cen CO2, szanse tego projektu wydają się maleć. Więcej

informacji na ten temat znajdzie się prawdopodobnie w założeniach polityki energetycznej państwa

do roku 2050, które powinny zostać przedstawione za ok. pół roku.

Inwestycje w sektor górniczy zamieniają koszty zmienne związane z zakupem surowca na koszty

stałe i zmieniają profil tych spółek na bardziej zależny od cen węgla. Dotyczy to Enei i Tauronu. W

przypadku PGE i Energi inwestycje w PGG mają charakter portfelowy i nie będą konsolidowane. W

przypadku PGE istnieją dodatkowo relacje handlowe, a po uruchomieniu bloków w Opolu PGE będzie

0

5

10

15

20

25

30

35

40

20

25

30

35

40

45

50

55

60

cze11

sie11

paź11

gru11

lut12

kwi12

cze12

sie12

paź12

gru12

lut13

kwi13

cze13

sie13

paź13

gru13

lut14

kwi14

cze14

sie14

paź14

gru14

lut15

kwi15

cze15

sie15

paź15

gru15

lut16

kwi16

Ceny energii w Polsce i Niemczech

Ceny energii w Niemczech (base) (oś lewa) Ceny energii w Polsce (base TGE) (oś lewa)

Ceny CO2 futures (oś prawa)

Źródło: Bloomberg, DM PKO BP

EUR EUR

Raport sektorowy

7

odbiorcą ok. 30% węgla. Nawet jeżeli PGG uzyska rentowność w 2017 r. to ze względu na wysoki

poziom nakładów inwestycyjnych nie zakładamy obecnie, że środki te wrócą do spółek w dającym

się przewidzieć terminie.

Od początku 2016 r. nastąpił znaczny spadek cen CO2 z prawie 9 EUR w listopadzie 2015 r. do ok. 5

EUR. W kwietniu ceny jednak częściowo odreagowały i osiągnęły poziom 6,5 EUR. Obecnie trwa

dyskusja w UE dotycząca propozycji legislacyjnych dla osiągnięcia celów UE w zakresie polityki

klimatycznej w roku 2030. Pojawiają się propozycje mające służyć podniesieniu cen CO2 tak by

mogły wykreować one sygnały inwestycyjne. Propozycje te dotyczą np.: korytarza cenowego, czy

wprowadzenia ceny minimalnej, jednak obecnie spotykają się one raczej z oporem. W ciągu ostatnich

miesięcy głównym czynnikiem decydującym o ruchach cen były w naszej opinii ceny surowców

energetycznych.

OZE

Obecnie w Sejmie znajduje się projekt ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych,

która diametralnie ogranicza możliwości rozwoju energetyki wiatrowej. Projekt w obecnej wersji

wprowadza zakaz budowy farm wiatrowych w odległości mniejszej niż 10-krotna wysokość całkowita

elektrowni (co w praktyce oznacza 1500–2000 m) od budynków mieszkalnych i obszarów

podlegających ochronie przyrody. Według szacunków branży spełnienie nowych zasad będzie bardzo

trudne i w praktyce będą liczyć się jedynie projekty posiadające już pozwolenie na budowę.

Raport sektorowy

8

Bardziej istotną kwestią jest wpływ ustawy na działające farmy wiatrowe. W tym zakresie ustawa w

obecnej formie przynosi wzrost kosztów operacyjnych, szacowany przez nas łącznie na ponad 100

tys. PLN na MW rocznie. Głównym powodem jest wzrost kosztu podatku od nieruchomości, który

miałby objąć całą turbinę. Dodatkowo koszty podniesie obowiązek odnawiania co 2 lata pozwolenia

na użytkowanie, którego koszt określony został maksymalnie na 1% wartości inwestycji. Aby

zrównoważyć dodatkowe koszty, szacowany wzrost cen zielonych certyfikatów musiałby wynieść

ok. 40 PLN/MWh.

Według informacji branży może zostać osiągnięty kompromis i dodatkowe koszty pozwoleń na

użytkowanie zdefiniowane w projekcie ustawy mogą zostać zmniejszone w jej ostatecznej wersji.

Podobnie złagodzone miałyby zostać przepisy dotyczące minimalnej odległości. Efektywna skala

opodatkowania podatkiem od nieruchomości miałaby także pozostać na niezmienionym poziomie. Z

drugiej strony pojawiła się propozycja ze strony organizacji branżowych, by 1% przychodu

przeznaczać na dotowanie cen energii na obszarach, na których działają farmy wiatrowe. Na finalny

kształt ustawy i czas wejścia jej w życie może mieć także wpływ potencjalna notyfikacja ustawy w

KE.

Zgodnie z informacjami prasowymi, w najbliższym czasie mają ukazać się założenia modyfikacji

ustawy o OZE. Zmiany mają objąć system aukcji, które mają być przeprowadzane oddzielnie dla

poszczególnych technologii. O poziomie mocy dla poszczególnych technologii decydowałby rząd.

Szczególnie preferowane miałyby zostać biogaz (do 200 MW do 2020 r.), geotermia oraz

współspalanie biomasy z uwzględnieniem kogeneracji, które miałoby opanować nawet do 60-70%

rynku do 2020 r. Oznaczałoby to zdecydowaną zmianę w stosunku do poprzednich założeń, które

bazowały głównie na farmach wiatrowych. Według wcześniejszych szacunków na pierwszą aukcję

przygotowane miało zostać ok. 1-1,5 GW mocy farm wiatrowych, przy popycie na poziomie

ok. 750 MW. Trudno szacować jak zmieni się popyt i podaż w świetle nowych regulacji prawnych.

W scenariuszu bazowym zakładamy jednak, że rząd będzie chciał w pewnym stopniu wykorzystać

potencjał możliwych do realizacji projektów wiatrowych.

W zakresie wsparcia działających instalacji realizowana jest obecnie polityka określona w

obowiązującej wersji ustawy o OZE. Od początku 2016 r. zmniejszona została podaż poprzez

wycofanie wsparcia dla dużych elektrowni wodnych i ograniczenie wsparcia dla współspalania.

O cenach certyfikatów w naszej opinii zadecyduje jednak w największym stopniu popyt. Obecnie nie

wiadomo czy Ministerstwo Energetyki utrzyma na 2017 r., zawarty w obowiązującej ustawie, wzrost

obowiązku umorzenia z 15% do 20%. Decyzja ta ma zostać opublikowana do dnia 31 sierpnia br.

Raport sektorowy

9

Dywidendy

Nadal otwarta pozostaje kwestia polityki dywidendowej w grupach energetycznych. Widoczne są

starania zarządów by pogodzić interesy inwestorów oraz Skarbu Państwa. Według wypowiedzi

rządowych oraz grup energetycznych z początku roku, dotychczasowa polityka dywidendowa

miałaby być kontynuowana również w stosunku do zysków za 2015 r. Obecnie wydaje się, że

sytuacja ta w pewnym stopniu zmieniła się. W przypadku poszczególnych spółek dywidenda w

wysokości 0,10 PLN została zarekomendowana tylko przez zarząd Tauronu, mimo dokonanych

odpisów i sytuacji związanej z zadłużeniem. Zarząd PGE zapowiedział poparcie dla dotychczasowej

polityki dywidendowej, zakładającej transfer 40-50% zysku netto skorygowanego o odpisy (według

naszych szacunków 0,91-1,15 PLN na akcję), ale nie rekomendował konkretnej wartości. Sytuacja w

przypadku Energi i Enei nie jest jeszcze wyjaśniona i będzie zależeć bezpośrednio od skali podjętych

inwestycji. Obecnie grupy te są w trakcie opracowywania modyfikacji strategii na kolejne lata, która

obejmie także inwestycje w sektor węglowy. Na razie zakładamy, że w zmodyfikowanych strategiach

znajdzie się miejsce również na dywidendę, ale zredukowaną w stosunku do dotychczasowej polityki.

W Enerdze oczekujemy obecnie wypłaty w bieżącym roku na poziomie 0,60 PLN wobec 1,21 PLN

zapisanych w polityce dywidendowej, a w ENEI 0,40 PLN wobec 0,66 PLN zdefiniowanych w polityce

(przy założeniu oczyszczenia wyniku o odpisy). W ZE PAK zarząd spółki opowiada się za

niewypłacaniem dywidendy, ale ostateczna decyzja w naszej opinii będzie należeć do akcjonariuszy.

Rekomendacja dywidendy zgodnie z aktualną polityką dywidendową została także podtrzymana

przez CEZ, zakładamy wypłatę na poziomie 40 CZK. W przypadku Polenergii zarząd podtrzymał plany

dywidendowe spółki mówiące o wypłacie 0,50 PLN.

Raport sektorowy

10

Dystrybucja

Dystrybucja była do tej pory głównym segmentem wspierającym i stabilizującym wyniki spółek. Od

2016 r. rozpoczął się nowy okres regulacyjny trwający do 2020 r., który nieco zmienił ten obraz.

Jednym z powodów było obniżenie w modelu kosztu kapitału obcego oraz wag ryzyka. Obniżenie

WACC z efektywnej stawki ok. 6,84% w roku 2015 do około 5,67% w roku 2016 to nie jedyne zmiany

jakie wpłyną na obniżenie wyników. Modyfikacji uległy także benchmarki kosztowe oraz sposób

rozliczeń strat sieciowych. Szacujemy, że licząc rok do roku EBITDA segmentu dystrybucji w grupie

Tauron i PGE spadnie o około 200-250 mln PLN rok do roku, w grupie Energa o ok. 200 mln PLN,

a w grupie Enea o ponad 100 mln PLN.

Pierwsze finansowe efekty wprowadzenia regulacji jakościowej OSD przez URE będą widoczne

dopiero w 2018 roku, bo wtedy stopień realizacji celów za 2016 rok w zakresie SAIDI i SAIFI oraz

czasu realizacji przyłączenia po raz pierwszy przełoży się na taryfy dystrybucyjne. Benchmarki

ogłoszone przez URE na lata 2016-2017 zakładają spadek wskaźników SAIDI w tym okresie o 15 %,

a wskaźnika SAIFI o 10%. W całym okresie regulacyjnym 2016-2020 OSD mają poprawić SAIDI i

SAIFI o 50% co oznacza, przynajmniej przed weryfikacją modelu regulacji jakościowej, że w latach

2018-2020 przed OSD stałyby większe wyzwania niż w okresie 2016-2017. W przypadku czasu

realizacji przyłączenia zachodzi sytuacja odwrotna. Generalnie z punktu widzenia OSD wskaźniki

regulacji jakościowej są wymagające, a ich niewykonanie może wiązać się z karami finansowymi.

Grupy energetyczne sygnalizują, że wprowadzenie regulacji jakościowej może doprowadzić do pewnej

modyfikacji kierunków inwestowania, podporządkowując je wykonaniu celów jakościowych, ale

raczej zasadniczej zmiany profilu nie należy oczekiwać. Nie ma na razie zbyt wielu szczegółów w co

dodatkowo OSD mogłyby inwestować. Pojawiają się informacje, że na przykład stosowane są coraz

szerzej prace modernizacyjne sieci pod napięciem, czy mobilne punkty zasilania. Obecnie rynek nie

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

6.0%

6.5%

7.0%

Średnia rentowność polskich obligacji 10-letnich (1 października - 31 września)

Rentowność 10-letnich obligacji

Średnia roczna rentowność 10-letnich obligacji

Źródło: Treasury BondSpot Poland, DM PKO BP

Raport sektorowy

11

odbiera regulacji jako bezpośredniego zagrożenia, ale sytuacja może się zmienić jeżeli pojawi się

ryzyko niewykonania benchmarków. Zgodnie z regulacją, restrykcje za niewykonanie celów

jakościowych to maksymalnie 2% przychodu regulowanego OSD lub 15% stopy zwrotu z kapitału

zainwestowanego w działalność dystrybucyjną. W przypadku Taurona i PGE wartość regulowanych

aktywów to około 15 mld PLN, a więc nie wykonując wskaźników jakościowych mogłyby stracić

teoretycznie na poziomie zysku operacyjnego maksymalnie do ok. 300 mln PLN. W przypadku Energi

i Enei ryzyko regulacji jakościowej wynosi odpowiednio maksymalnie do ponad 200 mln i

ok. 150 mln PLN. Prezes URE ma także możliwość korekty stopnia niewykonania benchmarków

poprzez wskaźnik regulacyjny. System nie przewiduje obecnie nagradzania OSD za przekroczenie

wskaźników jakościowych.

Raport sektorowy

12

Wycena porównawcza

Wycena porównawcza

spółka Kapitalizacja

EUR mln 2015 2016 2017 2015 2016 2017 2015 2016 2017

EDF 22436,8 5,7 7,5 9,9 2,7 2,9 3,0 10,5% 8,2% 6,7%

ENGI 32571,9 12,7 12,8 12,6 5,5 5,9 5,9 7,5% 7,5% 5,6%

RWE AG 7179,3 6,6 12,1 11,3 2,7 3,5 3,5 4,7% 3,4% 3,6%

IBERDROLA 38039,0 16,3 15,2 14,6 9,5 8,9 8,6 4,5% 4,8% 4,9%

FORTUM OYJ 1131,0 15,7 20,4 21,8 7,9 9,1 9,6 9,6% 6,2% 5,6%

CEZ 8760,7 11,6 13,4 19,3 6,5 6,3 7,0 8,9% 8,9% 6,0%

ENEA 1131,0 4,9 4,9 5,4 4,2 4,9 4,6 4,1% 3,5% 3,5%

TAURON 1159,2 4,1 5,5 5,8 3,7 4,5 5,1 5,1% 3,4% 3,7%

PGE 5465,9 5,8 7,8 8,3 3,4 4,7 5,1 5,9% 7,5% 5,1%

ENERGA 1716,3 5,7 8,2 7,6 4,1 5,1 5,0 12,6% 5,2% 5,2%

ZE PAK 106,7 9,4 6,0 4,0 2,7 2,7 2,2 13,0% 0,0% 7,4%

Średnia 9,0 10,3 11,0 4,8 5,3 5,4 7,9% 5,3% 5,2%

ENERGA

ENERGA 8,2 7,6 5,1 5,0 5,2% 5,2%

Premia/dyskonto do średniej -20,9% -30,5% -4,6% -8,6% 1,6% -0,7%

Cena PLN

Wycena po uwzgl. premii/dyskonta 14,2 16,1 11,7 12,2 11,0 11,3

Średnia cena po uwzgl. Premii/dyskonta 15,1 12,0 11,2

Wagi 33% 33% 33%

Wycena porównawcza 12,76

ENEA

ENEA 4,9 5,4 4,9 4,6 3,5% 3,5%

Premia/dyskonto do średniej -53,0% -51,2% -7,9% -14,7% 51,4% 47,9%

Cena PLN



Wagi 33% 33% 33%


PGE

PGE 7,8 8,3 4,7 5,1 7,5% 5,1%

Premia/dyskonto do średniej -24,4% -24,0% -11,3% -5,2% -29,2% 1,5%

Cena PLN



Wagi 33% 33% 33%


TAURON

TAURON 5,5 5,8 4,5 5,1 3,4% 3,7%

Premia/dyskonto do średniej -47,1% -47,3% -15,8% -6,5% 57,5% 42,1%

Cena PLN



Wagi 33% 33% 33%


ZE PAK

ZE PAK 6,0 4,0 2,7 2,2 0,0% 7,4%

Premia/dyskonto do średniej -42,3% -63,6% -48,6% -60,0% - -29,2%

Cena PLN



Wagi 33% 33% 33%


CEZ

CEZ 13,4 19,3 6,3 7,0 8,9% 6,0%

Premia/dyskonto do średniej 29,7% 75,9% 18,5% 30,1% -40,3% -12,9%

Cena PLN



Wagi 33% 33% 33%


źródło: Bloomberg, DM PKO BP

P/E EV/EBITDA Stopa zwrotu z dywidendy

CEZ

09 maja 2016 r.

Podniesiona z: Trzymaj

Czas na odreagowanie Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji CEZ z ceną docelową na poziomie

77,9 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Głównym katalizatorem dla spółki jest

obecnie odreagowanie cen surowców energetycznych i CO2, które spadły istotnie w

ciągu ostatnich kilku miesięcy. Wspierające dla kursu akcji są dywidendy, które

powinny pozostać na relatywnie wysokich poziomach przez najbliższe dwa lata. W

latach 2016-2018 oczekujemy stopy zwrotu z dywidendy w wysokości odpowiednio

9%, 6% i 4%.

Na początku 2016 r. sytuacja na rynku energii uległa dla CEZ istotnemu pogorszeniu.

Ceny na rynku niemieckim spadły od listopada 2015 r. o ponad 10%. Złożyły się na to

spadki cen węgla, gazu i CO2. Oznacza to szacunkowy spadek EBITDA o ok. 5 mld CZK.

W przypadku utrzymania się takiej sytuacji (zakładając aktualne ceny energii) według

naszych prognoz zysk netto, który jest bazą do wypłaty dywidendy, uległby

docelowemu ograniczeniu do ok. 10 mld CZK.

Na kolejne dwa lata CEZ jest jednak relatywnie dobrze zabezpieczony, co daje czas na

potencjalne odreagowanie cen surowców. Prognoza CEZ dotycząca skorygowanego

zysku netto na bieżący rok wynosi 18 mld CZK, co przy kontynuacji bieżącej polityki

dywidendowej oznacza wypłatę w 2017 r. ok. 27 CZK na akcję. Na 2017 r.

zakontraktowane zostało 67% energii po 31,5 EUR. Zgodnie z naszymi prognozami

dywidenda wypłacona w 2018 r. mogłaby wynieść ok. 18 CZK na akcję.

CEZ dokonał modyfikacji programu inwestycyjnego na lata 2016-2019. Łącznie

nakłady inwestycyjne w tym okresie wzrosły o 28,5 mld CZK. Wynika to m.in. z

przesunięcia nakładów na elektrownie węglowe z 2015 r. (6,4 mld CZK), zwiększonych

nakładów w segmencie dystrybucji w Czechach (5,1 mld CZK) oraz potencjalnego

capexu na rozwój farm wiatrowych w Polsce (6,6 mld CZK), który jest obecnie mało

prawdopodobny.

By wspierać EBITDA przy utracie marż w wytwarzaniu spółka chce uzyskać dodatkowo

3 mld CZK do 2020 dzięki programom poprawy efektywności oraz ewentualnie

zainwestować do 60 mld CZK w źródła odnawialne w Niemczech lub innych krajach o

stabilnych regulacjach, co potencjalnie może zwiększyć EBITDA o kolejne 6 mld CZK.

Inwestycje te nie powinny mieć jednak wpływu na politykę dywidendową spółki.

Informacje

Dywidenda

Akcjonariusze % Akcji

Poprzednie rekom. Data i cena docelowa

Trzymaj 29-09-15 75,71

Sprzedaj 30-10-14 84,10

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: CEZ PW Equity, Reuters: CEZ.WA

Kupuj, 77,90 PLN

mld CZK 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 201 210 195 200 201

EBITDA 66 65 60 54 51

EBIT 38 29 29 23 21

Zysk netto 24 21 18 12 10

P/E 13,2 14,5 13,1 18,9 22,7

P/BV 1,2 1,1 0,9 0,9 0,9

EV/EBITDA 7,0 5,7 6,2 7,0 7,3

EPS 43,88 38,55 33,47 23,23 19,38

DPS 40,00 40,00 26,77 18,59 15,50

FCF - - 20 17 12

P - Prognozy DM PKO BP

mld CZK

Kurs akcji (PLN) 71,90

Upside 8%

Liczba akcji (mn) 537,99

Kapitalizacja (mld PLN) 38,68

Free float 25%

Free float (mld PLN) 9,66

Free float (mld USD) 2,49

EV (mld CZK) 372,58

Dług netto (mld CZK) 136,24

Stopa dywidendy (%) 9,1%

Odcięcie dywidendy -

Czech Rep. State Treasury 69,78

- -

- -

- -

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

110

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

CEZ PX

PX Spółka

1 miesiąc -1,9% 12,9%

3 miesiące -4,1% 10,9%

6 miesięcy -12,2% -6,1%

12 miesięcy -14,6% -23,8%

Min 52 tyg. PLN 58,23

Max 52 tyg. PLN 96,59

Średni dzienny obrót mld CZK 0,01


+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

14

Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga

faza (TV) obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu

na 476,0 CZK (77,9 PLN).

Model DCF

mln CZK 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<

EBIT 0,0 28 744 22 899 20 608 20 100 20 259 23 471 22 590 24 544

Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19%

NOPLAT 0,0 23 283 18 548 16 693 16 281 16 410 19 012 18 298 19 880

CAPEX 0,0 -34 200 -32 800 -35 200 -32 400 -30 500 -30 500 -30 500 -30 100

Amortyzacja 0,0 31 299 31 143 30 881 30 741 30 488 30 257 30 073 29 907

Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

FCF 0,0 20 382 16 892 12 374 14 622 16 398 18 768 17 871 19 687

WACC 5,1% 5,1% 5,2% 5,2% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Współczynnik dyskonta 1,0 1,1 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 1,5

DFCF 0,0 19 391 15 275 10 639 11 969 12 779 13 926 12 624 13 241

Wzrost w fazie II 1,0%

Suma DFCF - Faza I 109 845

Suma DFCF - Faza II 331 522

Wartość Firmy (EV) 441 367

Dług netto 131 200

Rezerwy na skł. urz. jadrowych i poz. 50 121

Kapitały mniejszości 5 049

Wartość godziwa 254 997

Liczba akcji (mln szt.) 538,0

Wartość godziwa na akcję na 31.12.2015 474,0

Cena docelowa za 12 miesięcy (CZK) 476,0

Cena bieżąca 440,0

Dywidenda 40,0

Oczekiwana stopa zwrotu 17,3%

Źródło: prognozy DM PKO BP

15

WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<

Stopa wolna od ryzyka 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0%

Premia rynkowa 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Premia za ryzyko długu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5%

Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

Koszt kapitału własnego 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5%

Koszt długu 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8%

Waga kapitału własnego 60,2% 61,7% 64,3% 63,5% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0%

Waga długu 39,8% 38,3% 35,7% 36,5% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0% 40,0%

WACC 5,0% 5,1% 5,2% 5,2% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%


CEZ: Kluczowe założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Cena energii elektrycznej CEZ (EUR/MWh) 34 30 28 28 28

Cena brunatnego (CZK/GJ) 41,0 41,8 42,6 43,5 44,3

Wolumen produkcji energii (TWh) 68 541 68 541 67 841 64 841 65 301

Wolumen sprzedaży (TWh) 37 962 37 962 37 962 37 962 37 962

Cena uprawnień CO2 (EUR) 7,5 7,0 7,0 7,0 8,0


Analiza wrażliwości

475,97 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0%

4,0% 76,8 92,8 114,1 143,8 188,0

4,5% 64,8 77,4 93,4 114,8 144,6

WACC 5,0% 55,2 65,3 77,9 94,1 115,5

5,5% 47,4 55,7 65,8 78,4 94,7

6,0% 40,8 47,7 56,1 66,3 79,0

Źródło: DM PKO BP

Wzrost w fazie II

16


Rachunek zysków i strat 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 209,8 215,3 217,3 200,7 210,2 194,6 200,3 201,4 182,0

Zysk z działalności operacyjnej 61,5 57,9 45,8 38,1 29,0 28,7 22,9 20,6 20,1

Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych -3,7 0,5 -1,0 -1,2 -1,7 0,0 0,0 0,0 0,0

Saldo działalności finansowej 5,9 7,4 0,3 7,1 0,4 6,5 7,5 7,7 7,8

Zysk przed opodatkowaniem 52,0 51,0 44,4 29,9 26,9 22,2 15,4 12,9 12,3

Podatek dochodowy 11,2 10,8 9,2 6,2 6,3 4,2 2,9 2,4 2,3

Zyski (straty) mniejszości 0,0 -1,3 -0,7 0,0 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,0

Zysk (strata) netto 40,8 41,4 35,9 23,6 20,7 18,0 12,5 10,4 10,0

Skorygowany zysk (strata) netto 40,8 41,4 35,9 23,6 20,7 18,0 12,5 10,4 10,0

Bilans 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe 467,3 494,9 486,5 497,5 493,1 502,5 497,8 502,1 503,7

Wartości niematerialne i prawne 16,6 21,6 20,8 20,6 20,2 28,8 21,6 21,6 21,6

Rzeczowe aktywa trwałe 386,8 419,8 426,6 426,5 421,4 421,0 422,6 426,9 428,6

Pozstałe aktywa długoterminowe 63,9 53,5 39,2 50,4 51,5 52,7 53,5 53,5 53,5

Aktywa Obrotowe 131,0 141,2 154,6 130,4 109,6 109,3 130,9 129,6 132,2

Zapasy 9,3 11,7 10,6 9,9 10,1 13,7 11,7 11,7 11,6

Należności 55,4 56,6 68,6 52,5 46,4 48,4 56,6 56,6 56,6

Pozostałe aktywa krótkoterminowe 44,2 55,0 50,3 47,8 39,6 38,5 55,0 55,0 55,1

Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 22,1 18,0 25,1 20,1 13,5 8,6 7,6 6,4 9,0

Aktywa razem 598,3 636,1 641,1 627,9 602,7 611,7 628,6 631,7 636,0

Kapitał Własny 232,2 254,2 263,1 265,9 272,2 267,7 266,5 266,9 268,5

Kapitały mniejszości 5,4 4,0 5,0 4,5 4,3 3,3 4,0 4,0 4,0

Zobowiązania 366,1 381,9 378,0 362,0 330,5 344,0 362,2 364,8 367,4

Zobowiązania długoterminowe 240,7 262,9 258,3 254,7 236,8 247,7 243,2 245,9 248,5

Kredyty i pożyczki 164,7 176,1 168,4 160,9 145,6 144,0 143,6 143,1 142,7

Zobowiązania handlowe i pozostałe 38,7 44,4 46,1 46,5 30,7 37,7 42,4 42,1 40,7

Zobowiązania krótkoterminowe 125,4 118,9 119,7 107,3 93,7 96,3 118,9 118,9 118,9


Pozostałe rezerwy 22,5 28,9 25,5 23,7 23,8 24,2 28,9 28,9 28,9


Pasywa razem 598,3 636,1 641,1 627,9 602,7 611,7 628,6 631,7 636,0

Rachunek Przepływów Pieniężnych 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 61,8 64,6 72,6 70,9 72,6 52,4 46,7 44,4 43,8

Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -52,9 -53,1 -40,3 -34,7 -31,6 -34,2 -32,8 -35,2 -32,4

Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -8,4 -15,8 -25,5 -41,1 -47,4 -23,1 -14,8 -10,4 -8,8

Wskaźniki (%) 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE 17,6% 16,3% 13,6% 8,9% 7,6% 6,7% 4,7% 3,9% 3,7%

Dług netto 167,4 174,9 156,6 147,2 131,2 136,2 139,9 140,8 137,7

Prognozy finansowe (mld CZK):

Enea

09 maja 2016 r.

Obniżona z: Kupuj

Kombinat energetyczno-górniczy Wydajemy rekomendację Trzymaj dla akcji ENEA z ceną docelową na poziomie

11,8 PLN. ENEA jako jedyna z grup energetycznych powinna osiągać wzrost EBITDA w

2016 r. i w kolejnych dwóch latach w relacji do 2015 r. Wzrost będzie pochodził z

akwizycji Bogdanki oraz z uruchomienia nowego boku w elektrowni Kozienice. Od 2017 r.

znacznie spadają nakłady inwestycyjne, ale oczekujemy, że w dużym stopniu zostaną

zaangażowane one w nowe projekty. Spółka nie zaprezentowała jeszcze strategii i

polityki dywidendowej, oczekujemy jednak kontynuacji umiarkowanej polityki

dywidendowej na poziomie 20-30% zysku netto.

ENEA w ciągu dwóch ostatnich lat rozpoznawała w wynikach zyskach przychody z KDT-ów

w wysokości odpowiednio 258 mln PLN i 293 mln PLN. Operacyjne zyski wspierane były

także przez program oszczędności. Pomimo wysokiej bazy z ubiegłego roku oczekujemy, że

wyniki operacyjne EBITDA w 2016 r. wzrosną ponownie dzięki konsolidacji Bogdanki. Od

roku 2017 EBITDA powinna być także wspierana przez nowy blok 1075 MW.

Krystalizuje się ostateczny kształt zaangażowania ENEI w górnictwo. Oprócz inwestycji w

Bogdankę, ENEA ma także potencjalnie wraz z Węglokoksem Kraj uczestniczyć w Polskim

Holdingu Węglowym (strukturze związanej z KHW). Potrzeby inwestycyjne PHW wynoszą

ok. 400-500 mln PLN. Ministerstwo Energii nie zdecydowało się jednak na bezpośredni

udział w ramach tej grupy Bogdanki. Oczekujemy, że Enea będzie zaangażowana w ten

projekt.

Od 2017 r. grupa ENEA zacznie pokazywać pozytywne przepływy pieniężne ze względu na

zakończenie inwestycji w Kozienicach. Z tego powodu kolejną potencjalną inwestycją może

zostać wspólna inwestycja wraz z Energą w blok w Ostrołęce. Na tym tle należy

rozpatrywać także politykę dywidendową. Polityka ta zostanie zaprezentowana wraz ze

zmodyfikowaną strategią. Oczekujemy kontynuacji umiarkowanej polityki dywidendowej na

poziomie 20-30% zysku netto.

Informacje

Dywidenda



Kupuj 29-09-15 15,80

Kupuj 30-10-14 17,50

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: ENA PW Equity, Reuters: ENAE.WA

Trzymaj, 11,80 PLN

mln PLN 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 9 855 9 873 10 126 10 574 10 344

EBITDA 1 945 2 130 2 266 2 462 2 750

EBIT 1 186 -162 1 348 1 354 1 612

Zysk netto 908 -184 1 032 935 1 140

P/E 7,5 6,7 4,9 5,4 4,4

P/BV 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3

EV/EBITDA 3,9 4,2 4,9 4,6 4,1

EPS 2,06 2,23 2,34 2,12 2,58

DPS 0,47 0,40 0,40 0,40 0,40

FCF - - -1 899 20 337


mln PLN


Upside 4%


Kapitalizacja (mln PLN) 5 010,37

Free float 49%

Free float (mln PLN) 2 430,03

Free float (mln USD) 627,43

EV (mln PLN) 11 058,94

Dług netto (mln PLN) 6 048,56



Skarb Państwa (S. Treasury) 51,50

- -

- -

- -

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

Enea WIG20

WIG20 Spółka

1 miesiąc -3,5% -1,0%

3 miesiące 3,5% 1,3%

6 miesięcy -8,3% -9,4%

12 miesięcy -26,6% -30,4%



Średni dzienny obrót mln PLN 6,05


+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

18

Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga faza (TV)

obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 11,8 PLN.

Model DCF

mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<

EBIT 0,0 1,347,6 1,353,8 1,612,0 1,555,2 1,519,7 1,627,5 1,747,0 1,807,7

Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19%

NOPLAT 0 1,091,6 1,096,6 1,305,7 1,259,7 1,230,9 1,308,3 1,415,0 1,464,3

CAPEX 0 -3,908,2 -2,184,4 -2,107,0 -1,735,0 -1,735,0 -1,727,4 -1,713,5 -1,759,5

Amortyzacja 918,1 1,108,2 1,138,3 1,163,1 1,193,8 1,193,8 1,193,8 1,193,8

Zmiany w kapitale obrotowym 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FCF 0 -1,898,5 20,3 337,0 687,8 689,7 774,7 895,3 898,6

WACC 6,7% 6,2% 6,2% 6,2% 6,5% 6,5% 6,7% 6,9% 6,9%


DFCF 0,0 -1,786,9 18,0 281,3 539,3 508,0 536,0 580,7 545,1


Suma DFCF - Faza I 1,221,5

Suma DFCF - Faza II 9,324,0

Wartość Firmy (EV) 10,545,5

Dług netto 3,932,2

Kapitały mniejszości 784,9

Zobowiązania wobec pracowników 1,024,8

Wartość godziwa 4,803,7



Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 11,8

Cena bieżąca 11,4

Dywidenda 0,40



19

WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<


Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1


Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%


Koszt długu 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,2%


Waga długu 44,0% 54,7% 55,9% 56,0% 50,0% 50,0% 45,0% 40,0% 40,0%

WACC 6,7% 6,2% 6,2% 6,2% 6,5% 6,5% 6,7% 6,9% 6,9%


ENEA: Kluczowe założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Cena energii elektrycznej ENEA (PLN/MWh) 167 165 165 165 169

Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 8,9 8,9 9,1 9,2 9,3

Wolumen produkcji energii (TWh) 12 15 20 20 20

Wolumen sprzedaży (TWh) 13 13 13 13 13




11,78 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0%

5,9% 11,5 13,8 16,6 20,0 24,2

6,4% 9,7 11,7 14,0 16,7 20,1

WACC 6,9% 8,2 9,8 11,8 14,1 16,9

7,4% 6,8 8,3 9,9 11,9 14,2

7,9% 5,6 6,9 8,4 10,0 12,0


Wzrost w fazie II

20



Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 9 708,5 10 096,0 9 150,5 9 855,4 9 873,4 10 125,8 10 574,1 10 344,0 10 592,9

Zysk z działalności operacyjnej 846,0 824,9 905,9 1 186,5 -162,1 1 347,6 1 353,8 1 612,0 1 555,2

Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 6,0 0,3 4,9 0,9 1,8 1,5 1,5 1,6 1,7

Saldo działalności finansowej 137,2 61,3 43,3 -44,3 2,7 -73,4 -199,0 -205,0 -325,2

Zysk przed opodatkowaniem 989,1 886,5 954,1 1 143,1 -157,5 1 274,2 1 154,8 1 407,0 1 229,9

Podatek dochodowy -195,6 -196,6 -231,5 -234,0 10,0 -242,1 -219,4 -267,3 -271,0

Zyski (straty) mniejszości 794,3 695,6 722,5 908,3 -183,5 1 032,1 935,4 1 139,7 959,0

Zysk (strata) netto 794,3 695,6 722,5 908,3 -183,5 1 032,1 935,4 1 139,7 959,0

Skorygowany zysk (strata) netto 794,3 695,6 722,5 908,3 982,6 1 032,1 935,4 1 139,7 959,0

Bilans 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe 9 830,7 11 011,5 12 369,5 14 344,1 18 112,6 21 116,1 22 206,2 23 189,3 23 761,2


Rzeczowe aktywa trwałe 9 076,9 10 459,4 11 811,6 13 702,0 17 075,0 20 065,1 21 141,3 22 110,0 22 681,9


Aktywa Obrotowe 4 331,5 3 685,4 3 939,1 3 750,4 4 857,2 4 236,0 4 946,5 5 173,7 5 400,3

Zapasy 483,0 502,7 521,5 508,2 649,5 656,0 662,6 669,2 669,2

Należności 1 091,5 1 449,3 1 346,0 1 764,1 1 732,7 1 717,1 1 701,7 1 686,4 1 686,4

Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 538,6 638,0 498,4 790,8 652,8 657,1 691,4 729,5 729,5

Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 218,4 1 095,5 1 573,2 687,3 1 822,1 1 205,7 1 890,8 2 088,6 2 315,2

Aktywa razem 14 162,2 14 710,5 16 322,0 18 108,0 22 989,0 25 352,1 27 152,8 28 363,0 29 161,6

Kapitał Własny 10 479,8 10 938,3 11 487,9 12 064,0 12 122,6 12 986,2 13 753,1 14 724,4 15 515,1


Zobowiązania 3 682,4 3 772,2 4 834,1 6 044,0 10 866,4 12 365,9 13 399,6 13 638,6 13 646,5

Zobowiązania długoterminowe 1 659,2 1 748,5 2 556,8 4 190,2 8 457,8 9 971,0 10 993,0 11 217,2 11 217,2

Kredyty i pożyczki 73,4 50,8 819,9 2 209,6 5 933,4 7 433,4 8 433,4 8 633,4 8 633,4

Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 454,4 542,5 476,2 618,1 818,8 811,4 804,1 796,9 796,9


Zobowiązania krótkoterminowe 2 023,1 2 023,7 2 277,3 1 853,8 2 408,6 2 394,8 2 406,7 2 421,4 2 429,3



Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 408,7 1 445,8 1 540,3 1 272,1 1 395,3 1 381,6 1 393,3 1 407,9 1 426,9

Pasywa razem 14 162,2 14 710,5 16 322,0 18 108,0 22 989,0 25 352,1 27 152,8 28 363,0 29 161,6


Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 1 143,4 1 242,1 1 693,5 1 115,7 2 206,4 1 959,3 2 037,0 2 272,2 2 129,1

Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -590,3 -1 109,0 -2 199,9 -3 048,8 -3 075,5 -3 899,2 -2 175,5 -2 098,0 -1 726,1

Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235,4 -255,7 601,9 1 045,8 2 653,0 1 323,6 823,6 23,6 -176,4

Wskaźniki (%) 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE 7,6% 6,4% 6,3% 7,5% -1,5% 7,9% 6,8% 7,7% 6,2%

Dług netto -2 638,0 -1 658,6 -1 027,0 949,2 3 932,2 6 048,6 6 363,4 6 365,7 6 139,0

Prognozy finansowe

Energa

09 maja 2016 r.

Obniżona z: Kupuj

Równanie z wieloma niewiadomymi Wydajemy rekomendację Trzymaj dla akcji Energi z ceną docelową 11,5 PLN. Obecnie

wycena spółki jest związana z duża niepewnością. Energa jest w trakcie aktualizacji

strategii, która może potencjalnie zmienić oparty na biznesie regulowanym model

działalności i dywidendowy charakter spółki. Widoczne są wysiłki zarządu, by

zmodyfikowana strategia uwzględniała także interesy inwestorów, ale polityka

dywidendowa zależeć będzie również od timingu inwestycji w Polską Grupę Górniczą oraz

skali zaangażowania w budowę nowego bloku w elektrowni Ostrołęka.

W 2016 r. wyniki znajdą się pod presją ze względu na spadek efektywnego WACC w

segmencie dystrybucji oraz brak wsparcia dla współspalania i elektrowni wodnej we

Włocławku, a także niskie ceny zielonych certyfikatów. Znajdzie to odzwierciedlenie w

odpisach wartości aktywów, które w I kw. obejmą farmy wiatrowe i wyniosą łącznie 305

mln PLN. Z drugiej strony oczekujemy, że spółka wdroży także program redukcji kosztów, ale

jego efekty będą widoczne raczej w kolejnych latach. Według założeń programu

zaprezentowanego w 2015 r. wpływ oszczędności na EBITDA miał docelowo wynieść

250 mln PLN.

Energa rozpocznie inwestycje w nowych obszarach, którymi są wydatek 500 mln PLN na

Polską Grupę Górniczą oraz reaktywacja budowy nowego bloku w Ostrołęce. W przypadku

realizacji tych inwestycji w ramach bilansu, co jest prawdopodobnym scenariuszem,

kontynuacja obecnej hojnej polityki dywidendowej nie będzie możliwa. W skrajnym

przypadku, jakim będzie realizacja własnymi siłami bloku 1000MW, w naszej ocenie wypłata

dywidendy zostanie zawieszona. Obecnie nie jest to jednak nasz główny scenariusz.

Zakładamy inwestycje na poziomie umożliwiającym przeznaczenie ok. 200-250 mln PLN

rocznie na dywidendę.

Do końca półrocza zaprezentowana ma zostać zmodyfikowana strategia spółki. Według

prezentowanych informacji, segment dystrybucji ma generować nadal większość

przychodów, ale oczekiwana jest ewolucja w stronę wytwarzania. Energa zainteresowana

jest także aktywami kogeneracyjnymi (m.in. elektrociepłowniami wystawionymi na sprzedaż

przez EDF). Oczekujemy również realizacji bloku węglowego w Ostrołęce. Odrębną kwestią

pozostaje jednak w jakiej formie i z jakim udziałem Energi ten projekt byłby realizowany.

Zależeć będzie od tego bezpośrednio możliwość kontynuacji i skala polityki dywidendowej.

Projekt ten stanowi obecnie największe ryzyko dla wyceny spółki.

Informacje

Dywidenda



Kupuj 29-09-15 19,00

Trzymaj 30-10-14 23,80

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: ENG PW Equity, Reuters: ENGP.WA

Trzymaj, 11,50 PLN

mln PLN 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 10 591 10 804 10 589 11 460 11 782

EBITDA 2 307 2 196 1 940 2 062 2 160

EBIT 1 446 1 280 732 1 112 1 198

Zysk netto 982 832 354 622 675

P/E 8,6 10,1 13,4 7,6 7,0

P/BV 1,0 0,9 0,5 0,5 0,5

EV/EBITDA 5,5 4,3 5,1 5,0 4,9

EPS 2,37 2,01 0,85 1,50 1,63

DPS 1,44 0,60 0,60 0,60 0,60

FCF - - -276 137 208

CAPEX -1 459 -1 603 -1 874 -1 717 -1 725


mln PLN


Upside 1%



Free float 48%



EV (mln PLN) 9 811,85




Skarb Państwa (St. Treasury) 51,52

- -

- -

- -

10

12

14

16

18

20

22

24

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

Energa WIG20

WIG20 Spółka

1 miesiąc -3,5% -7,9%

3 miesiące 3,5% -15,9%

6 miesięcy -8,3% -25,3%

12 miesięcy -26,6% -52,2%





+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

22

Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga faza (TV)

obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 11,5 PLN.

Obecnie nie znamy szczegółów strategii spółki i polityki dywidendowej na kolejne lata, która w naszej opinii

będzie miała istotny wpływ na wycenę i postrzeganie spółki przez inwestorów. W bazowym scenariuszu

zakładamy budowę bloku 500MW w Ostrołęce z udziałem PIR, co umożliwiałoby kontynuowanie umiarkowanej

polityki dywidendowej. W przypadku decyzji o samodzielnej realizacji bloku 1000MW bez systemu wsparcia

oczekujemy zawieszenia wypłaty dywidend, co w naszej opinii będzie miało zdecydowanie negatywny wpływ na

postrzeganie spółki.

Model DCF


EBIT 0,0 731,6 1 111,9 1 197,6 1 215,0 1 406,2 1 293,9 1 383,9 1 380,7

Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19%

NOPLAT 0,0 592,6 900,6 970,0 984,1 1 139,1 1 048,1 1 120,9 1 118,4

CAPEX 0,0 -1 873,8 -1 716,8 -1 724,9 -1 761,1 -1 836,4 -1 868,8 -1 904,3 -1 438,9

Amortyzacja 0,0 907,5 950,1 962,9 987,0 1 014,1 1 044,1 1 076,2 1 109,7

Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 -97,5 -2,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

FCF 0,0 -276,2 136,6 208,0 210,0 316,7 223,4 292,9 789,2

WACC 6,4% 6,6% 6,5% 6,4% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8%


DFCF 0,0 -259,1 120,3 172,1 162,7 229,7 151,7 186,2 469,7


Suma DFCF - Faza I 1 233,3

Suma DFCF - Faza II 8 160,3

Wartość Firmy (EV) 9 393,6

Dług netto 4 201,0

Udział niekontrolujący 44,0

Zobowiązania wobec pracowników 663,0

Wartość godziwa 4 485,6




Cena bieżąca 11,2

Dywidenda 0,60



23

WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<


Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1


Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%


Koszt długu 3,8% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6%


Waga długu 45,8% 49,4% 51,4% 53,1% 46,2% 46,2% 46,2% 46,2% 46,2%

WACC 6,5% 6,7% 6,6% 6,5% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8%


ENERGA: Kluczowe założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Cena energii w Energa Wytwarzanie (PLN/MWh) 190 190 191 191 178

Cena węgla (z kosztami transportu) ENERGA (PLN/t) 241,3 243,7 246,2 248,6 252,1

Wolumen produkcji energii w el.Ostrołęka netto (TWh) 3 3 3 3 3

Wolumen sprzedazy doklientów końcowych (TWh) 20 20 20 21 21

WACC dla RAB 5,3% 5,8% 6,0% 6,0% 6,0%

Żródło:prognozy DM PKO BP


11,53 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0%

5,8% 11,3 13,4 16,0 19,2 23,1

6,3% 9,6 11,4 13,6 16,1 19,3

WACC 6,8% 8,2 9,7 11,5 13,7 16,3

7,3% 7,0 8,3 9,8 11,6 13,8

7,8% 5,9 7,0 8,4 9,9 11,7


Wzrost w fazie II

24




Zysk z działalności operacyjnej 864,0 906,2 1 194,8 1 446,2 1 280,0 731,6 1 111,9 1 197,6 1 215,0

Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 1,1 0,2 -0,6 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Saldo działalności finansowej 35,2 -279,9 -171,9 -198,0 -228,0 -251,3 -294,3 -309,4 -322,2

Zysk przed opodatkowaniem 899,2 626,3 1 022,4 1 248,1 1 052,0 480,3 817,6 888,1 892,8

Podatek dochodowy 196,6 166,5 273,7 238,6 212,0 119,6 203,6 221,1 222,3

Zyski (straty) mniejszości 38,7 -0,6 -21,0 24,1 8,0 6,8 7,9 8,4 8,6

Zysk (strata) netto 663,9 457,0 764,0 982,1 832,0 353,8 621,9 675,4 679,1

Skorygowany zysk (strata) netto 663,9 457,0 764,0 982,1 832,0 353,8 621,9 675,4 679,1

Bilans 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe 9 713,4 10 697,4 12 649,5 13 241,5 13 873,0 14 847,7 15 622,9 16 393,7 17 176,7




Aktywa Obrotowe 3 967,3 4 205,2 4 325,9 4 848,6 4 583,0 3 548,4 3 656,8 3 671,3 3 626,1

Zapasy 395,9 376,9 302,0 295,7 513,0 503,8 494,7 485,8 477,0

Należności 1 521,4 1 524,1 1 469,5 1 550,8 1 762,0 1 823,7 1 823,7 1 823,7 1 823,7


Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 777,3 2 069,1 2 352,3 2 695,4 1 669,0 564,0 662,9 667,3 611,2

Aktywa razem 13 685,3 14 912,8 17 084,6 18 116,7 18 456,0 18 396,1 19 279,7 20 065,0 20 802,9

Kapitał Własny 7 885,5 7 718,5 8 048,3 8 553,6 8 814,0 8 925,6 9 306,5 9 739,2 10 174,0


Zobowiązania 5 799,8 7 194,3 9 036,3 9 563,1 9 642,0 9 470,5 9 973,3 10 325,9 10 628,8


Kredyty i pożyczki 1 904,2 3 105,4 4 931,0 5 506,4 5 591,0 5 387,0 5 812,0 6 109,5 6 364,5




Pozostałe rezerwy 655,5 449,8 710,7 707,5 613,0 513,5 533,0 552,4 569,9

Zobowiązania handlowe i pozostałe 893,6 880,3 889,9 869,1 877,0 1 048,1 1 040,8 1 030,7 1 020,2

Pasywa razem 13 685,3 14 912,8 17 084,6 18 116,7 18 456,0 18 396,1 19 279,7 20 065,0 20 802,9



Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -2 003,7 -1 803,1 -2 786,8 -1 384,9 -1 139,0 -1 873,8 -1 716,8 -1 724,9 -1 761,1

Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 616,5 742,3 1 100,9 -243,6 -718,0 -739,8 -782,8 -797,9 -810,7

Wskaźniki (%) 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE 8,4% 5,9% 9,5% 11,5% 9,4% 4,0% 6,7% 6,9% 6,7%

Dług netto 171,9 1 425,9 2 923,5 3 053,1 4 201,0 5 074,9 5 476,0 5 819,5 6 171,6

Prognozy finansowe

PGE

09 maja 2016 r.

Podtrzymana

Duży może więcej Podtrzymujemy rekomendację Kupuj dla akcji PGE z ceną docelową na poziomie

14,7 PLN w perspektywie 12 miesięcy. PGE posiada obecnie najmniej obciążony

bilans, który umożliwia kontynuację dotychczasowej polityki dywidendowej.

Bieżące wparcie dla polskiego rynku energii w postaci operacyjnej rezerwy

mocy ogranicza potencjał spadku marży na wytwarzaniu. Oczekujemy także

wdrożenia programu poprawy efektywności, które pomogłoby zrekompensować

negatywny wpływ spadających przydziałów bezpłatnego CO2.

Jednym z atutów PGE dla inwestorów jest stabilna polityka dywidendowa

zakładająca wypłatę 40-50% skorygowanego zysku netto. Oczekujemy, że polityka

ta będzie kontynuowana. Takie podejście zostało potwierdzone przez zarząd spółki.

Pozwala na to także bilans spółki i poziom zadłużenia, który według naszych

prognoz nie wzrośnie w ciągu kilku lat powyżej 2x EBITDA.

Zgodnie z naszymi prognozami wyniki w 2016 r. ulegną pogorszeniu, a EBITDA

spadnie o ok. 15%. Wpłyną na to głównie utrata marży w segmencie wytwarzania

ze względu na spadek średnich cen energii ze 174 PLN do ok. 168 PLN oraz wzrost

kosztów CO2. Spadek wyników nastąpi także w segmencie dystrybucji. Rok 2016

będzie też ostatnim okresem wsparcia z tytułu KDT. Na poziomie zysku

operacyjnego pozytywnie będzie działać spadek amortyzacji wynikający z odpisów

w 2015 r., którego efekt szacujemy na ok. 250 mln PLN r/r.

PGE zainwestuję w Polską Grupę Górniczą 500 mln PLN. W naszej opinii jest to

relatywnie niewiele biorąc pod uwagę obecny bilans spółki oraz relacje handlowe

z Kompanią Węglową. Obecnie nie zakładamy istotnych zmian w strategii spółki.

Ze względów na nowe regulacje OZE pod znakiem zapytania stoi kontynuacja

rozwoju portfela farm wiatrowych na lądzie. Z drugiej strony pojawia się

możliwość inwestycji w Polskie aktywa EDF i Engie. Udział PGE w dużych

strategicznych projektach jak farmy wiatrowe na morzu czy elektrownia atomowa

zależeć będzie od polityki energetycznej Państwa.

Informacje

Dywidenda



Kupuj 29-09-15 15,00

Trzymaj 30-10-14 22,40

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: PGE PW Equity, Reuters: PGE.WA

Kupuj, 14,70 PLN

mln PLN 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 28 137 28 084 27 116 27 752 28 228

EBITDA 8 129 8 228 7 061 7 060 7 144

EBIT 5 096 -3 589 4 263 4 121 3 921

Zysk netto 3 638 -3 032 3 188 2 984 2 764

P/E 10,3 nm 7,6 8,1 8,8

P/BV 0,8 0,7 0,5 0,5 0,5

EV/EBITDA 4,2 3,3 4,6 5,0 5,1

EPS 1,95 -1,62 1,71 1,60 1,48

DPS 0,78 1,00 0,68 0,64 0,59

FCF - - -2 785 -1 962 157


mln PLN


Upside 14%

Liczba akcji (mn) 1 869,76


Free float 42%


Free float (mln USD) 2 601,42

EV (mln PLN) 32 537,83





- -

- -

- -

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

PGE WIG20

WIG20 Spółka

1 miesiąc -3,5% -1,8%

3 miesiące 3,5% -8,6%

6 miesięcy -8,3% -8,2%

12 miesięcy -26,6% -36,8%





+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

26

Wycena

Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022.

Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na

podstawie modelu na 14,7 PLN.

Model DCF


EBIT 0,0 4 262,6 4 120,7 3 921,5 3 922,2 4 167,1 4 237,6 4 510,3 4 492,0

Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19%

NOPLAT 0,0 3 452,7 3 337,7 3 176,4 3 177,0 3 375,4 3 432,4 3 653,4 3 638,5

CAPEX 0,0 -9 516,1 -8 719,0 -6 722,1 -5 525,1 -5 128,3 -4 971,5 -4 534,7 -4 038,0

Amortyzacja 0,0 3 278,3 3 419,5 3 702,2 3 788,1 3 847,2 3 916,4 3 985,8 4 055,4


FCF 0,0 -2 785,1 -1 961,8 156,5 1 439,9 2 094,3 2 377,3 3 104,5 3 655,9

WACC 7,9% 7,4% 7,1% 7,1% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%


DFCF 0 -2 593 -1 705 127 1 087 1 471 1 553 1 886 2 066


Suma DFCF - Faza I 3 891



Dług netto 3 378

Kapitały mniejszości 0

Zobowiązania wobec pracowników 6 363


Liczba akcji (mln szt.) 1 870



Cena bieżąca 13,0

Dywidenda 1,0



27

WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<


Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1


Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%


Koszt długu 4,2% 4,2% 4,2% 4,2% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1% 4,1%


Waga długu 17,5% 29,1% 34,8% 36,4% 30,0% 30,0% 30,0% 30,0% 30,0%

WACC 7,9% 7,4% 7,1% 7,1% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5% 7,5%


PGE: Kluczowe założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Cena energii elektrycznej PGE (PLN/MWh) 168 165 165 165 169

Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/t) 193,5 195,7 202,1 202,1 204,3


Wolumen sprzedaży energii (TWh) 34 34 35 36 37




14,66 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0%

6,5% 17,9 18,0 18,1 18,2 18,4

7,0% 16,0 16,1 16,2 16,4 16,5

WACC 7,5% 14,5 14,6 14,7 14,8 14,8

8,0% 13,1 13,2 13,3 13,4 13,5

8,5% 11,9 12,0 12,1 12,2 12,3


Wzrost w fazie II

28




Zysk z działalności operacyjnej 4 090,3 4 377,8 4 847,2 5 096,0 -3 589,0 4 262,6 4 120,7 3 921,5 3 922,2

Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 6 800,9 6 790,6 7 820,0 8 129,0 8 228,0 7 060,8 7 060,2 7 143,7 7 230,3

Saldo działalności finansowej 174,4 -13,6 -1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Zysk przed opodatkowaniem 6 111,2 4 610,0 4 847,2 4 613,0 -3 756,0 3 910,8 3 654,7 3 377,7 3 218,6

Podatek dochodowy -1 184,2 -966,1 -876,0 -956,0 719,0 -743,1 -694,4 -641,8 -611,5

Zyski (straty) mniejszości 36,0 27,9 23,0 19,0 -5,0 -20,5 -24,2 -28,1 -31,5

Zysk (strata) netto 4 892,7 3 616,3 3 948,2 3 638,0 -3 032,0 3 188,3 2 984,4 2 764,0 2 638,7

Skorygowany zysk (strata) netto 4 892,7 3 616,3 3 948,2 3 638,0 -3 032,0 3 188,3 2 984,4 2 764,0 2 638,7

Bilans 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe 44 444,9 44 857,3 47 738,2 52 182,0 59 693,5 66 086,0 71 555,7 74 763,4 76 708,0

Wartości niematerialne i prawne 216,9 462,4 717,8 763,0 773,3 877,7 996,2 1 130,7 1 283,3


Pozstałe aktywa długoterminowe 1 253,2 1 205,7 1 394,1 1 681,0 2 074,7 2 124,9 2 176,6 2 229,9 2 284,8

Aktywa Obrotowe 14 317,7 13 396,6 13 013,1 14 019,0 14 612,2 13 120,7 13 013,8 12 456,3 13 432,0

Zapasy 1 305,3 2 213,2 1 683,7 2 175,0 2 240,3 2 307,5 2 376,7 2 448,0 2 521,4

Należności 4 052,2 4 795,5 5 952,0 6 282,0 6 801,0 5 176,2 4 925,8 4 214,6 5 026,6

Pozostałe aktywa krótkoterminowe 7 192,4 4 493,2 3 185,3 3 833,0 3 790,1 3 802,8 3 822,0 3 847,7 3 879,6

Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 7 192,4 4 493,2 3 185,3 3 833,0 3 790,1 3 802,8 3 822,0 3 847,7 3 879,6

Aktywa razem 58 762,6 58 253,9 60 751,3 66 201,0 74 305,8 79 206,7 84 569,6 87 219,7 90 140,0

Kapitał Własny 41 113,6 40 671,8 43 648,3 44 884,0 47 619,2 48 940,9 50 677,4 52 650,1 54 837,4


Zobowiązania 17 649,0 17 582,1 17 103,0 21 317,0 26 686,5 30 265,8 33 892,1 34 569,6 35 302,7



Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 1 279,9 1 324,7 1 371,1 1 419,1 1 468,8 1 520,2 1 573,4 1 628,4 1 685,4




Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 805,0 829,1 854,0 879,6 906,0 933,2 961,2 990,0 1 019,7


Pasywa razem 58 762,6 58 253,9 60 751,3 66 201,0 74 305,8 79 206,7 84 569,6 87 219,7 90 140,0




Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -4 142,8 -2 311,3 -1 609,1 284,0 3 540,6 1 129,0 1 724,7 -1 193,8 -1 105,6

Wskaźniki (%) 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE 11,9% 8,9% 9,0% 8,1% -6,4% 6,5% 5,9% 5,2% 4,8%

Dług netto -4 109,3 -2 492,5 -4 004,8 -1 224,0 3 377,9 8 324,4 11 372,6 12 308,7 11 496,6

Prognozy finansowe

Polenergia

09 maja 2016 r.

Podtrzymana

Walka z wiatrakami Obecnie tworzone są nowe ramy prawne dla działalności OZE w Polsce. Oczekujemy, że

ostateczny kształt przybiorą one do końca III kw. Dokonując wyceny opieramy się więc na

przyjętych przez nas założeniach co do scenariusza zmian, który obecnie wydaje się nam

najbardziej prawdopodobny. Zakładając umiarkowany scenariusz wzrostu kosztów

operacyjnych działających farm wiatrowych o ok. 24 tys. PLN/MW rocznie oraz możliwość

wprowadzenia 156 MW nowych farm, wyceniamy akcje Polenergii na 24,5 PLN w

perspektywie 12 miesięcy i wydajemy rekomendację Kupuj. Wsparciem dla notowań spółki

jest polityka dywidendy, która zakłada wypłatę 30-60% zysków. Oznacza to, że ewentualny

wzrost wsparcia dla OZE przełoży się na wypłaty dla inwestorów. Ryzyko dla wyceny stanowią

bardziej niekorzystne niż zakładane przez nas zmiany legislacyjne.

Energetyka wiatrowa znalazła się w trudnej sytuacji, co widoczne jest w notowaniach Polenergii.

W Sejmie procedowana jest ustawa o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych, której

aktualna treść drastycznie ogranicza możliwość instalacji nowoczesnych turbin do miejsc

oddalonych efektywnie o 1,5-2 km od budynków mieszkalnych i obszarów ochrony przyrody. W

praktyce sprowadza to możliwość budowy nowych farm tylko do obiektów posiadających już

pozwolenie na budowę. Dodatkowo ustawa zwiększa koszty operacyjne działających farm

szacunkowo o ok. 100 tys. PLN rocznie na MW poprzez wyższe podatki od nieruchomości i opłaty

z tytułu pozwoleń na użytkowanie. Jednak zgodnie z opiniami branży może zostać osiągnięty

kompromis, który znacznie ograniczy wzrost kosztów, dlatego w bazowym scenariuszu nie

zakładamy odpisów wartości aktywów wiatrowych. W ramach szukania kompromisu organizacje

branżowe proponują także przeznaczenie 1% przychodów farm na dotacje dla cen energii na

obszarach występowania farm wiatrowych.

Według informacji prasowych zmieniony ma zostać także system aukcji, które zostaną podzielone

na koszyki dla poszczególnych technologii. Podstawą aukcji miałoby zostać współspalanie

biomasy w kogeneracji, na które przypadłoby 60-70% rynku. W większym stopniu wspierane

miałyby zostać biogazownie i geotermia. Stawia to pod znakiem zapytania wielkość mocy

nowych projektów na jaką spółka będzie w stanie uzyskać wsparcie. Szacujemy, że pozwolenia na

budowę powinny otrzymać wszystkie planowane na pierwszą aukcję farmy (279MW), co w

świetle proponowanych ograniczeń jest atutem, ale los ponad 400 MW będących w

przygotowaniu jest bardzo niepewny.

Największy wpływ na wycenę spółki ma jednak cena zielonych certyfikatów. W tym przypadku

kluczowe będzie, czy rząd będzie wspierał ich ceny poprzez utrzymanie obowiązku umorzenia na

2017 r. na dotychczas oczekiwanym poziomie 20%, co istotnie przyczyniłoby się do zmniejszenia

nadpodaży szacowanej obecnie przez PSEW na 18,9 TWh. Głównym argumentem na rzecz

wsparcia dla energetyki wiatrowej pozostaje obecnie obowiązek udziału energii odnawialnej w

miksie energetycznym w roku 2020.

Informacje

Dywidenda



Kupuj 29-09-15 36,90

Kupuj 20-07-15 36,90

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: PEP PW Equity, Reuters: PEPP.WA

Kupuj, 24,50 PLN

mln PLN 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 935 2 772 2 755 2 752 2 914

EBITDA 105 220 243 234 353

EBIT 55 133 128 119 180

Zysk netto 31 67 59 44 66

P/E 25,9 18,9 14,8 20,1 13,2

P/BV 0,9 0,9 0,6 0,6 0,6

EV/EBITDA 11,9 9,3 6,5 10,6 6,4

EPS 1,06 1,48 1,31 0,96 1,46

DPS 0,00 0,00 0,50 0,50 0,50

FCF - - 56 -856 294

CAPEX 338 602 147 1 053 7


mln PLN


Upside 27%


Kapitalizacja (mln PLN) 876,99

Free float 34%

Free float (mln PLN) 300,02


EV (mln PLN) 1 577,11

Dług netto (mln PLN) 700,04



Kulczyk Investments 50,20

CEE Equity Partners 15,99

Aviva OFE 6,74

Generali OFE 6,48

18

20

22

24

26

28

30

32

34

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

Polenergia WIG20

WIG20 Spółka

1 miesiąc -3,5% -9,8%

3 miesiące 3,5% -22,1%

6 miesięcy -8,3% -26,3%

12 miesięcy -26,6% -41,9%





+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

2,6%

30

Wycena Wyceniamy aktywa operacyjne modelem DCF, natomiast projekty w dewelopmencie według wyceny spółki z dnia

połączenia PEP S.A. z Polenergią S.A. z uwzględnieniem nakładów inwestycyjnych niezbędnych do ukończenia

projektów oraz zakładanej przez nas korekty prawdopodobieństwa ich realizacji.

Zakładamy stały poziom generacji farm wiatrowych w okresie 25 lat, całkowite koszty operacyjne na poziomie

0,2 mln PLN/MW indeksowane inflacją CPI oraz stały kurs EUR na poziomie 4,15 w okresie. Dodatkowe koszty z

tytułu pozwoleń na użytkowanie i pozostałych kosztów szacujemy na ok. 24 tys. PLN/MWh/rok. Zakładamy realizację

w systemie aukcji dodatkowo 156 MW farm wiatrowych.

Dla celów poglądowych prezentujemy wycenę porównawczą spółki. Obecnie ryzyko do wyceny stanowią przyjęte

założenia odnośnie wzrostu kosztów działalności istniejących farm wiatrowych, ceny zielonych certyfikatów i

możliwości rozwoju nowych projektów farm wiatrowych, które są oparte na najbardziej prawdopodobnym w naszej

opinii scenariuszu. Projekt ustawy o inwestycjach w elektrownie wiatrowe znajduje się obecnie w Sejmie. W obecnej

wersji projektu ustawy maksymalny wzrost kosztów na MW jest znacznie większy (szacunkowo ok. 100 tys.

PLN/MW/rok.), niż przyjęty przez nas poziom ok. 24 tys. PLN/MWh/rok. Projekt nowej ustawy o OZE, który może

określić możliwość rozwoju nowych projektów wiatrowych nie jest jeszcze znany. Podobnie decyzja o poziomie

obowiązku umorzenia zielonych certyfikatów w 2017 r. nie została jeszcze podjęta.

Model DCF

mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2023P<

EBIT 0,0 128,1 118,9 179,8 189,0 158,4 125,0 125,2 131,5 0,0

Stopa podatkowa 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 0%

NOPLAT 0,0 103,7 96,3 145,7 153,1 128,3 101,2 101,4 106,5 0,0

CAPEX 0,0 146,7 1 053,4 7,0 10,0 6,3 5,0 4,1 4,2 0,0

Amortyzacja 0,0 114,9 114,8 173,1 173,1 173,1 152,3 148,7 148,8

Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 15,5 13,9 18,0 9,2 4,5 -1,4 0,9 1,0

FCF 0,0 56,4 -856,2 293,8 307,0 290,6 249,9 245,1 250,1 1 782,6

WACC 7,1% 7,4% 6,4% 6,8% 7,2% 7,5% 7,4% 7,1% 7,5% 8,0%


DFCF 0,0 52,5 -749,6 240,8 234,6 206,6 165,4 151,4 143,7 1 288,9

Wzrost w fazie II -

Suma DFCF - Faza I 445,4


Pozostałe aktywa 188,6


Dług netto 916,6





Cena bieżąca 19,3

Dywidenda 0,5



31

Wycena porównawcza

Spółki segmentu OZE: wskaźniki

P/E EV/EBITDA

2015 2016P 2017P 2015 2016P 2017P

ENEL GREEN POWER 62,8 23,9 22,0 10,0 9,3 8,5

EDP RENOVAVEIS S 38,2 39,4 31,8 9,6 8,6 8,0

FALCK RENEWABLES 61,4 55,1 26,0 6,9 7,0 6,4

ALERION - 52,8 26,4 10,9 7,7 7,3

Mediana 61,4 46,1 26,2 9,8 8,1 7,6

POLENERGIA 13,5 11,6 15,2 8,1 6,2 9,9

Premia/dyskonto do prognoz DM PKO BP -78% -75% -42% -18% -24% 31%


Polenergia: Podsumowanie wyceny porównawczej

mln PLN 2016P 2017P Średnia

Polenergia prognoza zysku netto 78 60

Polenergia prognoza EBITDA 266 253

Spółki OZE: mediana P/E 46,1 26,2

Wycena Polenergia 102 45 73

Spółki OZE: mediana EV/EBITDA 8,1 7,6

Wycena Polenergia 34 20 27


WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2023P<

Stopa wolna od ryzyka 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2%

Koszt długu 1,8% 2,0% 2,0% 2,5% 3,0% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%

Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

Premia za ryzyko długu 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8%

Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

Koszt kapitału własnego 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2%

Koszt długu 3,7% 3,8% 3,8% 4,3% 4,7% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1%

Waga kapitału własnego 61,7% 66,6% 48,5% 53,4% 58,8% 61,8% 61,0% 50,0% 60,0% 70,0%

Waga długu 38,3% 33,4% 51,5% 46,6% 41,2% 38,2% 39,0% 50,0% 40,0% 30,0%

WACC 7,1% 7,4% 6,4% 6,9% 7,3% 7,6% 7,6% 7,1% 7,5% 8,0%


32

Założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Ceny energii 167 165 165 165 169

Ceny zielonych certyfikatów 120 130 145 160 160

Ceny energii na aukcji 325

Farmy wiatrowe

Produkcja GWh

Puck 41,4 41,4 41,4 41,4 41,4

Modlikowice 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0

Łukaszów 75,9 75,9 75,9 75,9 75,9

Gawłowice 117,1 117,1 117,1 117,1 117,1

Rajgród 64,1 64,1 64,1 64,1 64,1

Skurpie 113,1 113,1 113,1 113,1 113,1

Skurpie-rozbudowa 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2

Mycielin 138,8 138,8 138,8 138,8 138,8

Gawłowice rozbudowa 18,1 18,1 18,1 18,1 18,1

Zielona 300,6 300,6 300,6

Grabowo 115,6 115,6 115,6

Piekło 34,7 34,7 34,7

Źródło: szacunki DM PKO BP

33


Rachunek zysków i strat 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów - - 139,5 934,5 2 772,4 2 754,8 2 751,6 2 913,9 2 931,8

Koszty sprzedanych produktów, towarów i materiałów - - -108,6 -856,7 -2 599,1 -2 603,2 -2 606,8 -2 707,2 -2 712,8

Zysk brutto ze sprzedaży - - 30,9 77,8 173,3 151,7 144,8 206,7 219,0

Koszty sprzedaży - - 0,0 -0,4 -0,8 0,0 0,0 0,0 0,0

Koszty ogólnego zarządu - - -12,0 -19,5 -34,5 -25,4 -22,7 -22,0 -22,3

Pozostałe przychody operacyjne - - 4,9 5,9 8,4 4,1 4,1 4,1 4,1

Pozostałe koszty operacyjne - - -7,9 -8,4 -13,7 -2,3 -7,4 -9,0 -11,8

Zysk z działalności operacyjnej - - 15,8 55,4 132,7 128,1 118,9 179,8 189,0

Saldo działalności finansowej - - -10,3 -21,9 -41,6 -54,7 -65,1 -97,9 -95,9

Zysk przed opodatkowaniem - - 5,5 33,5 91,0 73,4 53,8 82,0 93,1

Podatek dochodowy - - -0,4 2,3 -23,7 -13,9 -10,2 -15,6 -17,7

Zyski (straty) mniejszości - - 0,0 -0,1 0,1 -0,1 -0,1 -0,1 -0,1

Zysk (strata) netto - - 5,9 31,3 67,4 59,5 43,5 66,4 75,4

Bilans 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe - - 559,1 1 968,4 2 447,7 2 477,1 3 413,7 3 246,0 3 081,5

Wartości niematerialne i prawne - - 2,3 242,0 234,1 234,1 234,1 234,1 234,1

Rzeczowe aktywa trwałe - - 553,0 1 706,7 2 192,2 2 224,0 3 162,6 2 996,5 2 833,4

Środki peniężne i ich ekwiwalenty - - 0,4 8,9 5,8 5,2 4,6 4,1 3,7

Pozstałe aktywa długoterminowe - - 3,5 10,7 15,6 13,8 12,4 11,2 10,3

Aktywa Obrotowe - - 390,1 763,9 750,7 753,2 462,6 504,1 526,4

Zapasy - - 119,9 41,1 47,0 31,3 25,9 21,5 21,5

Należności - - 54,5 180,2 225,9 165,6 188,1 156,6 131,2

Pozostałe aktywa krótkoterminowe - - 7,6 125,8 115,6 106,5 98,2 90,5 83,6

Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne - - 208,1 416,8 362,1 449,8 150,4 235,4 290,1

Aktywa razem - - 949,2 2 732,3 3 198,4 3 230,4 3 876,4 3 750,1 3 607,9

Kapitał Własny - - 515,3 1 334,0 1 397,3 1 456,8 1 478,5 1 523,5 1 577,9

Kapitały mniejszości - - 1,0 0,9 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6

Zobowiązania długoterminowe - - 355,8 864,9 1 302,8 1 296,4 1 847,9 1 705,9 1 538,6

Kredyty i pożyczki - - 275,5 695,2 1 026,6 1 020,1 1 571,6 1 429,6 1 262,3

Pozostałe rezerwy - - 0,4 43,1 144,6 144,6 144,6 144,6 144,6

Zobowiązania krótkoterminowe - - 78,2 533,4 498,3 477,2 550,0 520,7 491,4

Kredyty i pożyczki - - 46,7 92,0 121,3 129,8 179,5 200,3 225,6

Pozostałe rezerwy - - 5,9 286,4 173,0 173,0 151,0 131,0 111,0

Zobowiązania handlowe i pozostałe - - 14,8 128,5 178,3 148,8 194,3 164,5 130,3

Pasywa razem - - 949,2 2 732,3 3 198,4 3 230,3 3 876,4 3 750,1 3 607,9

Rachunek Przepływów Pieniężnych 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej - - 90,7 79,5 225,7 287,0 239,7 332,5 323,6

Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej - - -100,2 -337,7 -601,5 -146,7 -1 053,4 -7,0 -10,0

Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej - - -45,6 467,0 320,9 -52,7 513,6 -241,6 -260,4

Wskaźniki (%) 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE - - 1,1% 2,3% 4,8% 4,1% 2,9% 4,4% 4,8%

ROCE - - 1,8% 2,5% 4,9% 4,7% 3,6% 5,6% 6,1%

Dług netto - - 114,1 370,4 785,8 700,0 1 600,7 1 394,5 1 197,8

Prognozy finansowe

Tauron

09 maja 2016 r.

Obniżona z: Trzymaj

Business as usual Wydajemy rekomendację Sprzedaj dla akcji Tauron z ceną docelową w perspektywie 12

miesięcy na poziomie 2,70 PLN. Tauron mimo dokonanych odpisów i wysokiego

zadłużenia deklaruje kontynuację polityki dywidendowej. Możliwości finansowe spółki

będą jednak ograniczone ze względu na kowenanty dotyczące długu oraz presję na

wyniki. Efekty nowego programu poprawy efektywności w największym stopniu będą

widoczne w 2018 r.

Głównymi czynnikami oddziałującymi na spółkę w 2016 r. będą zwiększone wsparcie z

tytułu operacyjnej rezerwy mocy oraz rezerwy zimnej, które szacujemy na ok. 300 mln, co

łącznie z niższymi kosztami węgla powinno pokryć wyższe koszty CO2 i spadek przychodów

z tradingu. W segmencie dystrybucji widoczny będzie spadek efektywnego WACC.

Najtrudniejsza sytuacja będzie jednak w segmencie wydobycia ze względu na spadek cen

węgla i restrukturyzację kopalni Brzeszcze.

Tauron nie zdefiniował jeszcze ostatecznego kształtu strategii średnioterminowej, ale spółka

wdrożyła już kolejny etap programu poprawy oszczędności na lata 2016-18, którego efekty

mają wynieść 1,3 mld PLN, a łączna poprawa EBITDA ok. 1 mld PLN. Mimo dokonanych

odpisów i rosnącego zadłużenia spółka zdecydowała się na wypłatę dywidendy w

wysokości 0,10 PLN na akcję.

Ze względu na kumulację programu inwestycyjnego głównym czynnikiem ograniczającym

możliwości finansowe w zakresie dywidend oprócz presji na wyniki będzie poziom

zadłużenia. Spółce udało się efektywnie przesunąć poziom maksymalnego zadłużenia netto

na 3,5x EBITDA. Tauron ma zaprezentować strategię inwestycyjną do końca II kw. Główną

nową inwestycją, która jest obecnie rozważana, jest budowa bloku CCGT w Łagiszy. Projekt

ten byłby dodatkowo wsparty uprawnieniami CO2. Możliwa jest zamiana projektu na blok

węglowy lub jego zawieszenie. Wciąż negocjowana jest z PGNIG formuła na dokończenie

inwestycji w Stalowej Woli.

Informacje

Dywidenda



Trzymaj 29-09-15 3,41

Trzymaj 30-10-14 5,30

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: TPE PW Equity, Reuters: TPE.WA

Sprzedaj, 2,70 PLN

mln PLN 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 18 441 19 571 19 039 19 715 21 140

EBITDA 3 695 3 523 3 302 3 322 3 685

EBIT 1 898 -1 901 1 546 1 551 1 874

Zysk netto 1 248 -1 807 947 894 1 147

P/E 7,1 nm 5,4 5,7 4,5

P/BV 0,5 0,4 0,3 0,3 0,3

EV/EBITDA 4,2 3,6 4,5 5,1 4,9

EPS 0,71 -1,03 0,54 0,51 0,65

DPS 0,15 0,10 0,11 0,10 0,13

FCF - - -1 328 -1 621 -546

CAPEX 4 355 4 060 4 336 4 648 3 875


mln PLN


Upside -8%

Liczba akcji (mn) 1 752,55


Free float 54%



EV (mln PLN) 14 708,20





KGHM 10,39

OFE NN 5,06

- -

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

Tauron WIG20

WIG20 Spółka

1 miesiąc -3,5% -1,3%

3 miesiące 3,5% 9,7%

6 miesięcy -8,3% -7,6%

12 miesięcy -26,6% -40,2%





+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

35

Wycena Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2022. Druga faza

(TV) obejmuje okres po roku 2022. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na

2,70 PLN.

Model DCF


EBIT 0 1 546 1 551 1 874 1 903 1 979 2 096 2 276 2 386

Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19% 19%

NOPLAT 0 1 252 1 257 1 518 1 541 1 603 1 698 1 844 1 933

CAPEX 0 -4 336 -4 648 -3 875 -3 558 -2 830 -2 807 -2 674 -2 674

Amortyzacja 0 1 756 1 771 1 811 1 904 2 036 2 091 2 147 2 147


FCF 0 -1 328 -1 621 -546 -112 809 983 1 317 1 406

WACC 6,9% 6,6% 6,7% 6,7% 6,7% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9%


DFCF 0 -1 245 -1 425 -450 -87 585 665 834 833


Suma DFCF - Faza I -289

Suma DFCF - Faza II 14 358

Wartość Firmy (EV) 14 069

Dług netto 7 774

Kapitały mniejszości 0,0

Zobowiązania wobec pracowników 1 908

Wartość godziwa 4 387

Liczba akcji (mln szt.) 1 753



Cena bieżąca 2,9

Dywidenda 0,10

Oczekiwana stopa zwrotu -2,7%


36

WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2022P<


Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1


Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%


Koszt długu 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6% 4,6%


Waga długu 45,3% 50,6% 50,0% 50,0% 50,0% 45,0% 45,0% 45,0% 45,0%

WACC 6,9% 6,6% 6,7% 6,7% 6,7% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9%


Tauron: Kluczowe założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Cena energii elektrycznej Tauron (PLN/MWh) 173 170 167 165 172

Koszt węgla energetycznego Tauron (PLN/t) 182,5 182,5 186,6 188,6 190,7


Wolumen sprzedaży 40 40 41 41 42




2,70 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0%

5,9% 2,61 3,51 4,59 5,91 7,58

6,4% 1,90 2,66 3,56 4,64 5,97

WACC 6,9% 1,29 1,94 2,70 3,61 4,70

7,4% 0,76 1,33 1,98 2,75 3,65

7,9% 0,30 0,80 1,37 2,02 2,79


Wzrost w fazie II

37




Zysk z działalności operacyjnej 1 645,5 2 165,1 1 934,1 1 897,6 -1 901,1 1 545,7 1 551,3 1 874,4 1 903,0

Saldo działalności finansowej -44,5 -217,6 -247,7 -331,0 -294,6 -376,9 -447,4 -458,4 -526,5

Zysk przed opodatkowaniem 1 600,0 1 947,6 1 683,6 1 565,7 -2 187,8 1 168,9 1 103,9 1 416,1 1 376,5

Podatek dochodowy -333,0 -394,6 -337,1 -312,7 383,6 -222,1 -209,7 -269,1 -261,5

Zyski (straty) mniejszości 21,8 74,5 38,2 4,7 3,1 0,0 0,0 0,0 0,0

Zysk (strata) netto 1 245,1 1 478,5 1 308,3 1 248,3 -1 807,3 946,8 894,2 1 147,0 1 115,0

Skorygowany zysk (strata) netto 1 245,1 1 478,5 1 308,3 1 248,3 -1 807,3 946,8 894,2 1 147,0 1 115,0

Bilans 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe 23 416,8 25 471,2 27 567,0 28 162,7 28 124,2 30 691,3 33 556,3 35 258,1 36 620,6

Wartości niematerialne i prawne 560,3 617,2 1 407,1 1 799,8 1 785,7 1 762,5 1 739,5 1 716,9 1 794,2


Pozstałe aktywa długoterminowe 358,1 741,3 1 032,3 1 512,0 1 455,7 1 466,0 1 476,7 1 136,5 768,1

Aktywa Obrotowe 5 101,3 5 802,4 4 788,6 6 396,4 3 947,2 4 151,1 4 080,0 4 463,1 4 681,6

Zapasy 574,8 708,3 509,2 527,6 433,3 439,6 445,9 452,4 459,0

Należności 2 743,3 3 036,7 2 134,6 1 969,2 1 830,0 1 809,9 1 790,0 1 770,3 1 750,8

Pozostałe aktywa krótkoterminowe 415,5 1 026,5 1 507,8 2 478,8 1 319,0 1 336,2 1 354,1 1 372,6 1 372,2

Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 505,7 1 030,9 636,9 1 420,9 364,9 565,4 490,0 867,7 1 099,6

Aktywa razem 28 527,0 31 273,7 32 355,6 34 559,2 32 071,4 34 842,4 37 636,3 39 721,2 41 302,2

Kapitał Własny 16 087,2 16 728,2 17 793,5 17 996,6 16 048,2 16 819,9 17 524,7 18 492,9 19 379,0


Zobowiązania 12 439,8 14 545,4 14 562,1 16 562,6 16 023,3 18 022,5 20 111,5 21 228,2 21 923,2



Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 1 203,4 1 568,2 1 497,8 1 948,3 1 735,2 1 752,6 1 826,7 1 416,1 1 073,7



Kredyty i pożyczki 228,9 301,5 302,0 645,0 3 214,5 3 214,5 3 214,5 3 243,6 3 245,7



Pasywa razem 28 527,0 31 273,7 32 355,6 34 559,2 32 071,4 34 842,4 37 636,3 39 721,2 41 302,2




Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 2 514,8 148,4 -249,1 1 635,7 -525,7 1 825,0 1 810,6 1 321,2 770,6

Wskaźniki (%) 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE 7,7% 8,8% 7,4% 6,9% -11,3% 5,6% 5,1% 6,2% 5,8%

Dług netto 4 031,4 4 535,2 5 227,2 6 692,9 7 773,7 9 573,2 11 648,7 12 800,0 13 570,3

Prognozy finansowe

ZE PAK

09 maja 2016 r.

Podniesiona z: Trzymaj

Rynki poMocy Wydajemy rekomendację Kupuj dla akcji ZE PAK z ceną docelową na poziomie

11,0 PLN w perspektywie 12 miesięcy. Oczekujemy, że negatywny wpływ

spadku cen energii na wyniki w 2016 r. zostanie w dużym stopniu

zrekompensowany przez wyższe wolumeny produkcji i przychody z KDT. Wzrost

kosztów CO2 będzie ograniczony ze względu na niski poziom uprawnień

zabezpieczonych po wyższych cenach w 2015 r. W kolejnych latach oczekujemy

pozytywnych efektów programu oszczędności i bezpłatnego CO2 z tytułu

uruchomienia bloku gazowego w Koninie. Według naszych szacunków do

rozpoznania pozostaje ponad 1 mld PLN przychodów z KDT.

W bieżącym roku w ZE PAK oczekiwane jest pogorszenie wyniku finansowego ze

względu na spadek cen energii i wzrost kosztów certyfikatów CO2. Negatywny

scenariusz może się jednak zrealizować w ograniczonym zakresie. Spółka w 2015

r. kupiła według naszych szacunków tylko ok. 0,5 mln EUA na 2016 r., co oznacza,

że w dużej mierze skorzysta z bieżącego spadku cen uprawnień. Pozytywnie będą

działać wyższe wolumeny (oczekiwany wzrost o 0,8 TWh) i wyższe KDT w

elektrowni Pątnów II.

Wyniki PAK będą przez najbliższe kilka lat wspierane przez KDT dla elektrowni

Pątnów II, które obecnie w dużym stopniu decydują o wynikach finansowych

spółki. Wsparcie to wyniosło w 2015 r. 175 mln PLN i według naszych szacunków

do rozpoznania pozostaje jeszcze ponad 1 mld PLN. Spółka chce wdrożyć program

poprawy efektywności, którego wpływ na EBITDA szacowany jest na 250 mln PLN

i docelowo może ograniczyć brak wsparcia KDT w przyszłości.

ZE PAK stoi obecnie przed wyborem strategii inwestycyjnej na kolejne lata. Bardzo

prawdopodobna wydaje się obecnie realizacja bloku CCGT 120 MW w Koninie,

który obłożony będzie relatywnie dużą produkcja ciepła, a jego budowa

dodatkowo wynagrodzona zostanie przydziałem ok. 7 mln praw EUA. Realizacja

modernizacji bloków 3 i 4 w el. Pątnów I zależeć będzie od wsparcia dla inwestycji

ze strony rynków mocy. Realizowana natomiast będzie odkrywka Ościsłowo,

której koszt ma wynieść ok. 300 mln PLN.

Informacje

Dywidenda



Trzymaj 29-09-15 14,70

Sprzedaj 30-10-14 30,10

Kurs akcji

Analityk

Adres:

Bloomberg: ZEP PW Equity, Reuters: ZEEP.WA

Kupuj, 11,00 PLN

mln PLN 2014 2015 2016P 2017P 2018P

Przychody 2 680 2 948 2 599 2 647 2 131

EBITDA 490 492 442 519 415

EBIT 147 -1 796 127 202 136

Zysk netto 82 -1 881 77 116 62

P/E 16,5 nm 6,2 4,1 7,6

P/BV 0,4 0,5 0,2 0,2 0,2

EV/EBITDA 4,4 2,7 2,7 2,2 3,2

EPS 1,61 -37,01 1,51 2,27 1,22

DPS 0,68 1,20 0,00 0,68 0,68

FCF - - 208 129 -64

CAPEX -693 -402 -210 -352 -453


mln PLN


Upside 18%


Kapitalizacja (mln PLN) 472,66

Free float 38%

Free float (mln PLN) 181,69


EV (mln PLN) 1 208,07

Dług netto (mln PLN) 735,41



Zygmunt Solorz-Żak 51,55

OFE NN 9,96

TFI BZ WBK 8,95

- -

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

05-15 07-15 09-15 11-15 01-16 03-16

ZE PAK WIG20

WIG20 Spółka

1 miesiąc -3,5% 21,9%

3 miesiące 3,5% 26,2%

6 miesięcy -8,3% -19,0%

12 miesięcy -26,6% -60,6%





+48 22 521 79 13

[email protected]


ul. Puławska 15

02-515 Warszawa

39

Wycena

Spółkę wyceniamy modelem DCF. Dodatkowo prezentujemy wycenę porównawczą dla spółek z

sektora. W modelu zakładamy realizację bloku 120 MW w Koninie, oraz modernizacji elektrowni

Pątnów I i budowę nowych odkrywek w przedstawionym przez spółkę zakresie. Zakładamy

odłączenie starych jednostek w Elektrowni Konin w 2017 r. i w Elektrowni Adamów w 2018 r. Pątnów

I wg naszych założeń będzie pracował do końca 2028 r., a Pątnów II do 2050 r. Zakładamy również

restrukturyzację zatrudnienia w kopalniach oraz zmniejszenia zatrudnienia w ZE PAK po wyłączeniu

bloków węglowych.

Model DCF

mln PLN 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P

EBIT 0,0 126,7 202,0 136,2 154,8

Stopa podatkowa 0% 19% 19% 19% 19%

NOPLAT 0,0 102,7 163,6 110,3 125,4

CAPEX 0,0 -210,0 -351,5 -453,0 -203,7

Amortyzacja 0,0 315,6 316,6 278,7 270,3

Zmiany w kapitale obrotowym 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

FCF 0,0 208,3 128,7 -64,0 191,9

WACC 8,2% 8,1% 8,1% 7,9% 8,3%

Współczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,17 1,26 1,37

DFCF 0,0 192,8 110,2 -50,8 140,6

Suma DFCF - Faza I 392,7



Dług netto 876,7

Aktywa poza operacyjne 0,0

Zobowiązania wobec pracowników 86,5

-

Wartość godziwa 496,8




Cena bieżąca 9,3

Dywidenda 0,0

Oczekiwana stopa zwrotu 19%


40

WACC

2015P 2016P 2017P 2018P 2019P

Stopa wolna od ryzyka 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%

Premia rynkowa 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

Premia za ryzyko długu 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0%

Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

Koszt kapitału własnego 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5%

Koszt długu 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5%

Waga kapitału własnego 73,6% 71,4% 72,0% 69,2% 76,2%

Waga długu 26,4% 28,6% 28,0% 30,8% 23,8%

WACC 8,2% 8,1% 8,1% 7,9% 8,3%


ZE PAK: Kluczowe założenia do wyceny

2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Cena energii elektrycznej ZE PAK (PLN/MWh) 169 164 164 168 170

Wolumen produkcji energii (TWh) 9,8 10,4 7,3 7,3 7,8

Wolumen sprzedaży (TWh) 3 3 3 3 3

Cena uprawnień CO2 (EUR) 7 7 7 8 10


41




Koszty sprzedanych produktów, towarów i materiałów -1 990,3 -2 098,8 -2 254,1 -2 452,2 -4 651,2 -2 372,1 -2 320,6 -1 869,3 -1 870,9

Zysk brutto ze sprzedaży 745,6 624,6 509,7 228,0 -1 703,3 247,4 326,2 261,7 281,7

Koszty sprzedaży -21,0 -3,4 -3,0 -4,0 -4,9 -5,1 -5,2 -5,4 -5,5

Koszty ogólnego zarządu -211,1 -133,9 -149,1 -148,6 -111,3 -114,7 -118,1 -119,3 -120,5

Pozostałe przychody operacyjne 1,9 12,2 25,8 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9

Pozostałe koszty operacyjne 2,8 15,9 25,0 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8

Zysk z działalności operacyjnej 527,0 483,6 358,5 147,4 -1 795,8 126,7 202,0 136,2 154,8

Zysk przed opodatkowaniem 427,2 496,7 299,8 98,0 -1 833,2 92,3 145,3 79,5 98,1

Podatek dochodowy -84,3 -94,0 -68,2 -19,5 -46,6 -13,3 -27,6 -15,1 -18,6

Zyski (straty) mniejszości 3,3 -3,7 14,6 -3,5 1,3 2,1 2,2 2,2 2,3

Zysk (strata) netto 339,6 406,5 216,9 82,0 -1 881,1 76,8 115,5 62,2 77,2

Skorygowany zysk (strata) netto 339,6 406,5 216,9 82,0 -1 881,1 76,8 115,5 62,2 77,2

Bilans 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

Aktywa Trwałe 5 361,6 5 359,6 5 338,7 5 686,0 3 714,1 3 617,6 3 652,5 3 861,8 3 795,2




Aktywa Obrotowe 1 101,0 899,6 1 132,2 1 181,7 1 260,3 1 658,1 1 744,3 1 894,5 1 560,9

Zapasy 175,0 188,3 212,5 237,1 157,5 160,7 163,9 167,2 170,5

Należności 224,4 220,6 197,8 254,0 268,1 273,5 279,0 284,5 290,2


Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 445,2 318,0 431,0 356,1 383,4 724,7 772,9 828,4 483,6

Aktywa razem 6 462,6 6 259,2 6 470,9 6 867,7 4 974,4 5 275,7 5 396,8 5 756,3 5 356,1

Kapitał Własny 3 257,3 3 542,0 3 782,6 3 819,7 1 884,8 1 930,7 2 013,8 2 078,2 2 157,7


Zobowiązania 3 205,3 2 717,2 2 688,3 3 048,0 3 089,6 3 345,0 3 383,0 3 678,1 3 198,4


Kredyty i pożyczki 1 098,7 790,4 652,3 867,2 924,5 1 124,5 1 124,5 1 324,5 868,3



Zobowiązania krótkoterminowe 1 236,1 925,1 1 072,2 1 206,1 1 259,9 1 284,3 1 310,2 1 388,8 1 370,1




Pasywa razem 6 462,6 6 259,2 6 470,9 6 867,7 4 974,4 5 275,7 5 396,8 5 756,3 5 356,1


Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 0,0 772,9 658,1 488,7 479,4 372,4 434,3 343,1 349,7

Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej 0,0 -501,0 -260,5 -693,3 -402,4 -210,0 -351,5 -453,0 -203,7

Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 0,0 -331,9 -279,3 559,2 79,5 200,0 -34,6 165,4 -490,8

Wskaźniki (%) 2011 2012 2013 2014 2015 2016P 2017P 2018P 2019P

ROE 10,4% 11,5% 5,7% 2,1% -99,8% 4,0% 5,7% 3,0% 3,6%

Dług netto 1 064,2 934,3 627,1 796,9 876,7 735,4 654,4 862,0 706,5

Prognozy finansowe

42

INFORMACJE I ZASTRZEŻENIA

DOTYCZĄCE CHARAKTERU REKOMENDACJI ORAZ ODPOWIEDZIALNOŚCI ZA JEJ SPORZĄDZENIE, TREŚĆ I UDOSTĘPNIENIE

Niniejsza rekomendacja (dalej: „Rekomendacja”) została opracowana przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego (dalej: „DM PKO BP”), firmę rekomendującą (dalej: Rekomendującego), działającą zgodnie z ustawą z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi oraz rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 19 października 2005 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych, ich emitentów lub wystawców (dalej: Rozporządzenie), wyłącznie na potrzeby klientów DM PKO BP i podlega utajnieniu w okresie siedmiu następnych dni kalendarzowych po dacie udostępnienia.

Rekomendacja adresowana jest do Klientów, którzy zawarli umowę o sporządzanie analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz publikacji w zakresie instrumentów finansowych przez DM PKO BP.

Ilekroć w rekomendacji mowa jest o „Emitencie” należy przez to rozumieć spółkę, do której bezpośrednio lub pośrednio odnosi s ię rekomendacja. W przypadku, gdy rekomendacja dotyczy kilku spółek, pojęcie „Emitenta” będzie odnosić się do wszystkich tych spółek.

DM PKO BP przysługują prawa autorskie do Rekomendacji. Punkt widzenia wyrażony w rekomendacji odzwierciedla opinię Analityka/Analityków DM PKO BP na temat analizowanej spółki i emitowanych przez spółkę instrumentów finansowych. Opinii zawartych w niniejszej rekomendacji nie należy traktować jako autoryzowanych lub zatwierdzonych przez Emitenta. Powielanie bądź publikowanie Rekomendacji w całości lub części bez zgody DM PKO BP jest zabronione.

Rekomendacja została przygotowana z dochowaniem należytej staranności i rzetelności, w oparciu o fakty i informacje powszechnie uznawane za wiarygodne (w szczególności sprawozdania finansowe i raporty bieżące spółki), jednak DM PKO BP nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania Rekomendacji były informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM PKO BP i opierają się na szeregu założeń, które w przyszłości mogą okazać się nietrafne. DM PKO BP nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy się sprawdzą. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w niniejszej Rekomendacji. DM PKO BP jako podmiot profesjonalny nie uchyla się od odpowiedzialności za produkt niedokładny lub niekompletny lub za szkody poniesione przez Klienta w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie nierzetelnej Rekomendacji. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności, jeśli przygotował Rekomendację z należytą starannością oraz rzetelnością. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności za ewentualne wady Rekomendacji w szczególności za niekompletność lub niedokładność, jeżeli wad tych nie można było uniknąć ani przewidzieć w momencie podejmowania standardowych czynności przy sporządzaniu Rekomendacji. DM PKO BP może wydać w przyszłości inne rekomendacje, przedstawiające inne wnioski, niespójne z przedstawionymi w niniejszej Rekomendacji. Takie rekomendacje odzwierciedlają różne założenia, punkty widzenia oraz metody analityczne przyjęte przez przygotowujących je analityków. DM PKO BP informuje, że trafność wcześniejszych rekomendacji nie jest gwarancją ich trafności w przyszłości.

DM PKO BP informuje, iż inwestowanie środków w instrumenty finansowe wiąże się z ryzykiem utraty części lub całości zainwestowanych środków. DM PKO BP zwraca uwagę, iż na cenę instrumentów finansowych ma wpływ wiele różnych czynników, które są lub mogą być niezależne od Emitenta i wyników jego działalności. Można do nich zaliczyć m. in. zmieniające się warunki ekonomiczne, prawne, polityczne i podatkowe. Decyzja o zakupie wszelkich instrumentów finansowych powinna być podjęta wyłącznie na podstawie prospektu, oferty lub innych powszechnie dostępnych dokumentów i materiałów opublikowanych zgodnie z obowiązującymi przepisam i polskiego prawa.

Niniejsza rekomendacja nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu oraz dokonania transakcji na instrumentach finansowych, ani nie ma na celu nakłaniania do nabycia lub zbycia jakichkolwiek instrumentów finansowych.

Za wyjątkiem wynagrodzenia ze strony DM PKO BP, Analitycy nie otrzymują żadnych innych świadczeń od Emitenta, ani innych osób trzecich za sporządzane rekomendacje.

DM PKO BP informuje, że świadczy usługę maklerską w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym, na podstawie zezwolenia Komisji Nadzoru Finansowego z dnia 7 października 2010 r. Jednocześnie DM PKO BP informuje, że przedmiotową usługę maklerską świadczy klientom zgodnie z obowiązującym „Regulaminem świadczenia usługi sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz publikacji w zakresie instrumentów finansowych przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego” (tutaj), jak również umowy o świadczenie usługi w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz publikacji przez DM PKO BP. Podmiotem sprawującym nadzór nad DM PKO BP w ramach prowadzonej działalności maklerskiej jest Komisja Nadzoru Finansowego.

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

KONTAKTY

Biuro Analiz Rynkowych

Artur Iwański (dyrektor BAR, sektor

wydobywczy)

(022) 521 79 31 [email protected]

Robert Brzoza (sektor finansowy, strategia) (022) 521 51 56 [email protected]

Włodzimierz Giller (handel, media, telekomunikacja) (022) 521 79 17 [email protected]

Monika Kalwasińska (paliwa, chemia, sektor spożywczy) (022) 521 79 41 [email protected]

Piotr Łopaciuk (przemysł, budownictwo, inne) (022) 521 48 12 [email protected]

Paweł Małmyga (analiza techniczna) (022) 521 65 73 [email protected]

Stanisław Ozga (sektor energetyczny, deweloperski) (022) 521 79 13 [email protected]

Adrian Skłodowski (dystrybucja, inne) (022) 521 87 23 [email protected]

Przemysław Smoliński (analiza techniczna) (022) 521 79 10 [email protected]

Jaromir Szortyka (sektor finansowy) (022) 580 39 47 [email protected]

Biuro Klientów Instytucjonalnych

Wojciech Żelechowski

Michał Sergejev

Mark Cowley

(director)

(sales)

(sales)

(022) 521 79 19

(022) 521 82 14

(022) 521 52 46

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Krzysztof Kubacki (head of sales trading) (022) 521 91 33 [email protected]

Marcin Borciuch (sales trader) (022) 521 82 12 [email protected]

Piotr Dedecjus (sales trader) (022) 521 91 40 [email protected]

Tomasz Ilczyszyn (sales trader) (022) 521 82 10 [email protected]

Igor Szczepaniec (sales trader) (022) 521 65 41 [email protected]

Maciej Kałuża (trader) (022) 521 91 50 [email protected]

Andrzej Sychowski (trader) (022) 521 48 93 [email protected]

43

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

Stosowane metody wyceny Rekomendacja DM PKO BP opiera się na co najmniej dwóch z czterech metod wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobnymi wskaźnikami dla innych firm reprezentujących dany sektor), metoda sumy poszczególnych aktywów (SOTP) 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. Metoda sumy poszczególnych aktywów (SOTP) jest dodaniem do siebie wartości różnych aktywów spółki, wyliczonych przy pomocy jednej z powyższych metod.

Rekomendacje stosowane przez DM PKO BP

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 mogą być opatrzone dodatkiem SPEKULACYJNIE oznaczającym, że horyzont inwestycji jest skrócony do 3 miesięcy, a inwestycja jest obarczona podwyższonym ryzykiem.

Rekomendacje wydawane przez DM PKO BP obowiązują przez okres 12 miesięcy od daty wydania lub do momentu zrealizowania kursu docelowego, chyba, że w tym okresie zostaną zaktualizowane. DM PKO BP dokonuje aktualizacji wydawanych rekomendacji w zależności od sytuacji rynkowej i subiektywnej oceny analityków. Częstotliwość takich aktualizacji nie jest określona.

W ciągu 6 ostatnich miesięcy DM PKO BP wydał:

Rekomendacja: Liczba rekomendacji:

Kupuj 31 (48%)

Trzymaj 26 (40%)

Sprzedaj 8 (12%)

Powiązania, które mogłyby wpłynąć na obiektywność sporządzonej Rekomendacji

Podmioty powiązane z DM PKO BP mogą, w zakresie dopuszczonym prawem, uczestniczyć lub inwestować w transakcje finansowe w relacjach z Emitentem, świadczyć usługi na rzecz lub pośredniczyć w świadczeniu usług przez Emitenta lub mieć możliwość lub realizować transakcje Instrumentami finansowymi emitowanymi przez Emitenta („instrumenty finansowe”). DM PKO BP może, w zakresie dopuszczalnym prawem polskim przeprowadzać transakcje Instrumentami finansowymi, zanim niniejszy materiał zostanie przedstawiony odbiorcom.

DM PKO BP ma następujące powiązanie z Emitentem:

Emitent: Zastrzeżenie

CEZ

Enea

Energa

PGE

Polenergia

Tauron

ZE PAK

-

3

3, 4

3, 4

1

3

-

Objaśnienia:

1. W ciągu ostatnich 12 miesięcy DM PKO BP był stroną umów mających za przedmiot oferowanie instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta lub mających związek z ceną instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. W ciągu ostatnich 12 miesięcy DM PKO BP był członkiem konsorcjum oferującego instrumenty finansowe emitowane przez Emitenta.

2. DM PKO BP nabywa i zbywa instrumenty finansowe emitowane przez Emitenta na własny rachunek celem realizacji umów o subemisje inwestycyjne lub usługowe. 3. DM PKO BP pełni rolę animatora rynku dla instrumentów finansowych Emitenta na zasadach określonych w Regulaminie Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie. 4. DM PKO BP pełni rolę animatora Emitenta dla instrumentów finansowych Emitenta na zasadach określonych w Regulaminie Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie. 5. DM PKO BP oraz PKO Bank Polski, którego jednostką organizacyjną jest DM PKO BP są stronami umowy z Emitentem dotyczącej sporządzania rekomendacji. 6. DM PKO BP oraz PKO Bank Polski, którego jednostką organizacyjną jest DM PKO BP posiadają akcje Emitenta będące przedmiotem niniejszej rekomendacji, w łącznej liczbie

stanowiącej co najmniej 5% kapitału zakładowego.

Poza wspomnianymi powyżej, Emitenta nie łączą żadne inne stosunki umowne z DM PKO BP, które mogłyby wpłynąć na obiektywność n iniejszej Rekomendacji.

Ujawnienia

Rekomendacja dotyczy Emitenta/Emitentów : CEZ, Enea, Energa, PGE, Polenergia, Tauron, ZE PAK.

Rekomendacja nie została ujawniona Emitentowi.

Pozostałe ujawnienia

Żadna z osób zaangażowanych w przygotowanie raportu ani bliska im osoba nie pełni funkcji w organach Emitenta, nie zajmuje stanowiska kierowniczego w tym podmiocie oraz

żadna z tych osób, jak również ich bliscy nie są stroną jakiejkolwiek umowy z Emitentem, która byłaby zawarta na warunkach odmiennych niż inne umowy, których stroną jest

Emitent i konsumenci. Wśród osób, które brały udział w sporządzeniu rekomendacji, jak również tych, które nie uczestniczyły w przygotowaniu, ale miały lub mogły mieć do niej

dostęp, nie ma osób, które posiadają akcje Emitenta lub instrumenty finansowe, których wartość jest w sposób istotny związana z wartością instrumentów finansowych

emitowanych przez Emitenta.

44

PKO Bank Polski, jego podmioty zależne, przedstawiciele lub pracownicy mogą okazjonalnie przeprowadzać transakcje, lub mogą być zainteresowani nabyciem instrumentów

finansowych spółek bezpośrednio lub pośrednio związanych z analizowaną spółką.

Rekomendacja została sporządzona z zachowaniem należytej staranności, zgodnie z najlepszą wiedzą Rekomendującego, pomiędzy DM PKO BP oraz analitykiem sporządzającym

niniejszą rekomendację a Emitentem, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w § 9 i § 10 Rozporządzenia.

Dynamiczna sytuacja PEP PW Ticker Rekomend. Kupuj 24,5 ... · duże elektrownie wodne, pojawia się...

Documents

Transcript of Dynamiczna sytuacja PEP PW Ticker Rekomend. Kupuj 24,5 ... · duże elektrownie wodne, pojawia się...