Polska energetyka: raport DM PKO BP

8/2/2019 Polska energetyka: raport DM PKO BP

1/32

PKO Dom Maklerskiul. Puawska 1502-515 Warszawa

25 kwietnia 2012 r.

Istotne zastrzeenia i informacje na temat powiza pomidzy DM a spk znajduj si na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

RAPORT Polska Energetyka

Sektor energetyczny

Rekomendujemy kupno akcji PGE z cen docelow 20,6 PLN, kupno akcji ENEA z

cen docelow 18,0 PLN oraz kupno akcji Tauron PE z cen docelow 5,1 PLN.Uwzgldniajc wypacane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w horyzoncie 12

miesicznym wynosz odpowiednio 20% dla PGE, oraz 12% dla ENEI i 17% dla

Taurona. Uwaamy, e spki giedowe z sektora energetycznego uwzgldniaj ju

w swoich wycenach czynniki obniajce poziom mary w kolejnych latach takie jak

brak wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych, presja na ceny energii i

wzrost cen wgla oraz wzrost kosztw z tytuu CO2. Czynnikami, ktre mog

przyczyni si do poprawy mary s przede wszystkim gbokie programy

restrukturyzacji kosztw. Jednak ich efekty mog by w peni widoczne po ok. 2-3

latach. Preferowan przez nas spk w sektorze jest PGE, ktra dziki silnym

przepywom pieninym ma potencja do wypaty dywidendy na poziomie

zbliony do rentownoci obligacji. Wszystkie wymienione spki energetyczne

stoj w obliczu duych programw inwestycyjnych majcych na celu wymianmocy wytwrczych pochodzcych z lat 60 i 70-tych. Ze wzgldu na cykl

inwestycyjny nakady te bd widoczne najpierw w postaci wzrostu zaduenia i

kosztw odsetkowych, a w przychodach i zyskach spek, w peni pojawi si za

kilka lat.

PGEPGE jest notowane na poziomie EV/EBITDA 4,3 i 5,1 oraz P/E 8,2 i 9,6 na lata 2012/2013.Spka w najbliszym okresie pomimo duego programu inwestycyjnego powinna utrzymapoziom wypaty dywidendy rzdu 40-50% zysku netto. Ze wzgldu na sprzeda Exatela wtym roku, stopa dywidendy w 2012 r. i 2013 r. moe wynie odpowiednio ok. 7% i 5%. Wcigu najbliszych dwch lat na wyniki spki niekorzystnie oddziaywa bd rezerwy ztytuu PPE tworzone w koszty segmentu wytwarzania. Wyniki bd wspierane przez prac

nowego bloku w Bechatowie jak rwnie prawdopodobne rozwizanie czci rezerw ztytuu KDT utworzonych w koszty 2011r.

EneaENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 4,4 i 5,2 oraz P/E 10,4 i 9,8 na lata 2012/2013.Widoczny w wycenach wskanikowych na kolejne lata wzrost zaduenia to efektrozpoczcia najwikszej inwestycji w grupie, ktr jest budowa bloku 1000 MW wKozienicach. Wyniki w 2012r bd sabsze ze wzgldu na efekt odwracania si czynnikw

jednorazowych obecnych w wynikach 2011r. szczeglnie w segmencie wytwarzania. Wlatach 2012/2013 nastpi kolejny etap prywatyzacji spki, ale udzia w niej inwestorastrategicznego nie jest obecnie przesdzony.

TauronTauron jest notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,2 i 5,2 oraz P/E 6,7 i 9,5 na lata 2012/2013.W wynikach spki w roku biecym widoczne bd znaczne rezerwy w PKE z tytuuprogramu dobrowolnych odej. W przyszym roku dodatkowo dojdzie efekt brakuwsparcia ze strony KDT oraz likwidacji zielonych certyfikatw dla elektrowni wodnych.Braki te uda si czciowo pokry przez popraw wynikw w segmencie dystrybucji ioddanie kilku instalacji do spalania biomasy. Obecna stopa wypaty dywidendy powinnautrzyma si take w 2013r., a stopy zwrotu z dywidendy wynosz w tym okresie ok. 5%

Stanisaw Ozga, CFA(0-22) [email protected]

ENEA

Rekomendacja KUPUJ

Cena docelowa (PLN) 18,0

Cena bieca (PLN) 16,64

Stopa dywidendy 3,3%

Potencja wzrostu 11,5%

Kapitalizacja (mln PLN) 7 346

Free float 29%

Bloomberg ENA PW

Reuters ENAE.WA

PGE

Rekomendacja KUPUJ






Free float 37%

Bloomberg PGE PW

Reuters PGEP.WA

Tauron

Rekomendacja KUPUJ






Free float 60%

Bloomberg TPE PW

Reuters TPE.WA


2/32

2

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

W 2011r. zyski przedsibiorstw energetycznych rosy gwnie za spraw poprawy

mary w segmencie dystrybucji ze wzgldu na rozpoznawanie wikszej czci WRA, ni w

poprzednim roku. Suma zyskw w elektrowniach na wglu brunatnym zwikszya si ze

wzgldu na wzrost produkcji energii, ktry wynis 8,4% gwnie za spraw elektrowni

Bechatw i pozwoli obniy jednostkowe koszty stae. Wyniki pozostaych segmentw

rynku znajdoway sie na poziomie zblionym do 2010r.

Rok 2012 oznacza pocztek zmian czekajcych sektor wytwrcw energii wnajbliszych latach. Zmiany obejma zarwno wytwrcw energii konwencjonalnej jak i zodnawialnych rde energii.

W biecym roku jednym z gwnym tematw dla energetyki pozostawa bdzmiany w wynagradzaniu wytwrcw odnawialnych rde energii, ktre zostanwprowadzone w nowej ustawie o OZE.

Pierwotny projekt ustawy zgoszony w grudniu 2011r nabiera nowego ksztatu w tokukonsultacji spoecznych. Pierwotnie ustawa nie zakadaa gwarancji ceny i gwarancji zakupudla energii wytworzonej w odnawialnych rdach energii. Konsultacje spoeczne ustawywywoay wiele dyskusji i postulatw, ktre szy w kierunku przywrcenia tych istotnychzapisw.

Wg dostpnych informacji prasowych w nowej propozycji ustawy spenionychzostanie wikszo postulatw rodowisk zajmujcych si energetyka odnawialn.

Nale do nich przede wszystkim wprowadzenie gwarancji zakupu energii z OZE,gwarancja ceny minimalnej oraz minimalnej ceny opaty zastpczej, dodatkowo ma istnie

690

3 297 2 5443 483

1 189

2 5542 362

2 245

983

1 901

1 4001 412

232

508

749646

1 025

2 179

1 5741 632

1 045

534

1 425

2 111

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

2008 2009 2010 2011

mlnPLN

Elektrownie na wglu brunatnym Elektrownie na wglu kamiennym

Elektrociepownie Elektrownie wodne

Przedsibiorstwa obrotu cznie Operatorzy systemw dystrybucyjnych

rdo: ARE

czny wynik na dziaalnoci energetycznej (zysk brutto przed opodatkowaniem)

przedsibiorstw energetycznych

5 165

10 97310 054


3/32

3

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

mechanizm zabezpieczajcy przed nadmiernym spadkiem ceny certyfikatw pochodzeniaenergii. Minimalna stawka opaty zastpczej ma znale si bezporednio w ustawie.Wczeniej wielko opaty zastpczej miaa by uzaleniona od ceny energii. Odnawialnerda energii maj mie rwnie pierwszestwo w przyczaniu do sieci. rda, ktrerozpoczy dziaalno przed wejciem w ycie ustawy (co moe nastpi ju od 2013r) bdwspierane na dotychczasowych zasadach przez 15 lat. Przywilej ten nie dotyczy bdzie

wspspalania biomasy, ktre ma by wspierane do 2020r i to w ograniczonym zakresie.Szczeglnie wane dla wytwrcw OZE jest take potwierdzenie informacji, e poszczeglnejednostki bd wynagradzane wg jednego wspczynnika przez 15 lat. Wspczynnikikorygujce dla poszczeglnych rde maj by wpisane w pierwszym picioletnim okresieich obowizywania do ustawy. Kolejne wspczynniki maj by ustalane co trzy lata. Oprczenergii wspierane ma by take zielone ciepo, ale szczegy nie s jeszcze znane. Nieznane s rwnie aktualne propozycje wspczynnikw dla konkretnych rde. Przesdzonawydaje si natomiast sprawa braku kontynuacji wsparcia dla elektrowni wodnychpochodzcych sprzed 1997r. W poszczeglnych grupach energetycznych elektrowniespeniajce kryteria wsparcia stanowi tylko kilka procent produkcji energii w elektrowniachwodnych.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

el.wod

na>20MW

el.biom

asow

aCHP

20kW

el.wiat

rowaoff-

shore

wspsp

alanie

fotow

oltaik

a

stare

el.wod

ne

Wspoczynniki korelacyjne zaprezentowane w uzasadnieniu ustawy o OZE

rdo: MG


4/32

4

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Oprcz wprowadzenia ustawy o OZE dojdzie prawdopodobnie take do zmianyrozporzdzenia w sprawie szczegowego zakresu obowizkw uzyskania i przedstawieniado umorzenia wiadectw pochodzenia, uiszczenia opaty zastpczej, zakupu energiielektrycznej i ciepa wytworzonych w odnawialnych rdach energii oraz obowizkupotwierdzania danych dotyczcych iloci energii elektrycznej wytworzonej w odnawialnymrdle energii, ktre zmieni wielko obowizku zakupu energii z OZE. W 2011r. rynekzielonych certyfikatw by praktycznie zbilansowany, a produkcja energii w instalacjachodnawialnych rde energii wyniosa 12 543 GWh. Zbilansowanie rynku wynikao zwielkoci wspczynnika obowizku zuycia energii z OZE przez odbiorcw kocowych, ktry

jest na poziomie 10,4%, niezmiennym od 2010r. Brak zmian w rozporzdzeniu prowadzibydo powstania znacznych nadwyek na rynku zielonych certyfikatw w kolejnych latach.Prawdopodobna nadwyka certyfikatw w 2012r, przy wzrocie popytu zostanieskonsumowana w kolejnym okresie.

W roku 2012 koczy si take okres obowizywania rozporzdze o czerwonych itych certyfikatach. Obecnie szczegy i zakres kontynuowania tego obowizku nie sznane, przedstawiciele brany zakadaj jednak, e polityka wsparcia bdzie kontynuowana.Szczeglnie dotyczy to kogeneracji gazowej.

Negatywnie na energetyk oddziaywa bdzie wzrost cen wgla, ktry nastpi od IVkwartau 2011 i przeoy si na cay 2012 rok. Cz wytwrcw energii, miaa wprawdziepodpisane kontrakty indeksowane do inflacji lub wzrostu cen producentw, ale podwyki naniezabezpieczon cze dostaw maj wzrost rzdu 10-15%. Podwyki zakoczyy okrespraktycznie staych cen wgla w energetyce trwajcy od 2009r. Ceny w 2009 i 2010rwynosiy ok. 11 PLN/GJ i utrzymyway si na tym poziomie a do IV kwartau 2011r. Brakiwgla na rynku przyspieszyy podwyki, ktre ju w IV kwartale przeoyy si na ceny wgla.W 2011r. rednia cena energii wzrosa o 2,8% przy wzrocie cen wgla ok 3-4%. W biecymroku szacowany wzrost cen na rynku energii wyniesie 3,1%, a wzrost cen wgla dlaenergetyki szacujemy na ok. 8-10%. Perspektywy nie s korzystne rwnie na 2013r. Biorcpod uwag ceny kontraktw BASE na ten rok na poziomie ok. 213-214 PLN i PEAK ok. 246PLN dalszy spadek mary w wytwarzaniu jest rwnie bardzo prawdopodobny w przyszym

roku. Wzrost kosztw z tytuu CO2 raczej nie zostanie w caoci przeniesiony na klientw.

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

TWh

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

obowizek umorzenia certyfikatw OZE produkcja energii z OZE

Wymagane umorzenie certyfikatw OZE %

rd o: ARE, MG PEP SA

Wykonanie obowizku umorzenia certyfiaktw OZE


5/32

5

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Presja na mare spotyka si z dziaaniami majcymi na celu obnienie kosztwstaych dziaalnoci. Zarwno PGE jak i Tauron planuj programy dobrowolnych odej wsegmentach wytwarzania, ktre obejm ok. 20% zatrudnionych tam osb. Oznacza tobdzie konieczno tworzenia rezerw z tego tytuu, ktre obci koszty dwch kolejnychlat.

Pewnych zmian brana oczekuje w segmencie obrotu. Zmiany te maj dotyczyuwolnienia taryfy G. Obecnie po zmianach taryf, jakie miay miejsce na koniec 2011r, ipolegay na podniesieniu taryfy rednio o 5,1% przy szacowanym przez nas wzrocie kosztwo ok. 3,5-4%. Sprawia to, e taryfa G generuje ju niewielk rentowno na poziomieoperacyjnym. Uwolnienie taryfy G moe spowodowa dalszy kilkuprocentowy wzrostrentownoci operacyjnej tego segmentu. Szacujemy, e w 2011r dalej trwaa presja namare w segmentach WN i SN, ktre ulegy dalszemu obnieniu. Na podobnym poziomieudao si utrzyma mare po kosztach zmiennych w taryfie C.

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

2007 2008 2009 2010 2011

PLN/MWh

Elektrownie na wglu ka miennym Elektr ownie na wglu bruna tnymCeny energi elektrycznej

rdo: ARE, URE

Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych

10 081

14 19916 237

17 554

1 3563 340

11 276

17 382

36 4742 408

4 166

0 2 8 10,2

14 311

9 1057 650

6 506

34 35132 744

27 673

23 46721 565

23 43322 017

19 843

26 33628 616

29 807 29412

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2005 2009 2010 2011 2005 2009 2010 2011 2005 2009 2010 2011 2005 2009 2010 2011

Odbiorcy na WN Odbiorcy SN Odbiorcy na nN (grupa C) Gosp. Domowe i rolne

Umowy sprzeday Umowy kompleksowe

rdo: ARE

Sprzeda energii elektrycznej odbiorcom kocowym w kraju wg odbiorcw (bez Ec przemysowych i Ec niezalenych)


6/32

6

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Cay czas znikoway ceny CO2, ze wzgldu na sabe nastroje gospodarcze w strefieEuro, poda praw do emisji z programu NER300 (EBI od pocztku grudnia do koca marcasprzedao 78,6 mln praw EUA) oraz brak uzgodnie co do moliwoci zaostrzenia politykiredukcji emisji CO2. Konferencja klimatyczna w Durbanie uzgodnia wprawdzie

porozumienie majce na celu wypracowanie do 2015 roku uzgodnie o kontynuowaniuporozumienia z Kioto, do ktrego miayby przystpi take kraje dotychczas nieobecne jakUSA, Brazylia, Chiny i Indie. Zawarto take deklaracje przeduenia protokou na drugi okresrozliczeniowy. Porozumienie miaoby obowizywa po 2020r. Nie zapady jednak adnedecyzje o konkretnych dziaaniach. Po konferencji w Durbanie z protokou z Kioto wystpiaKanada tumaczc to wzgldami ekonomicznymi.

Polska kolejny raz sprzeciwiaa si polityce rodowiskowej UE i zawetowaa przyjcieMapy drogowej dojcia do gospodarki niskowglowej w 2050. Mapa zakadaa m.in.:redukcj CO2 o 40% do 2030r, o 60% do 2040r oraz o minimum 80% do 2050r. Gwnymargumentem Polski przeciwko przyjmowaniu nawet niewicych zobowiza w tej sprawie

byo oczekiwanie na rezultaty negocjacji klimatycznych majcych wypracowa porozumienieobowizujce po 2020r.

Ze wzgldu na spadek cen uprawnie do emisji UE prbuje przedsiwzi krokimajce na celu zwikszenie ceny uprawnie. Polega maj redukcji puli przyznanychuprawnie na lata 2013-2020r nawet o 10%, czyli ok. 1,4 mld praw.

Nie do koca rozstrzygnita jest kwestia przydziaw bezpatnych uprawnie CO2 dladotychczasowych wytwrcw oraz nowych instalacji. Polska zoya propozycj przydziauuprawnie we wrzeniu minionego roku, ale do tej pory nie otrzymaa odpowiedzi z UE,mimo procznego terminu na przedstawienie stanowiska. Wedug przedstawionychpropozycji w pierwszym roku obowizywania nowego okresu handlu instalacje miaybyotrzyma ok. 53% bezpatnych uprawnie.

11 000

11 500

12 000

12 500

13 000

13 500

14 000

14 500

15 000

stycze

lut

y

marze

c

kwiec

ie maj

czerwiec

lipiec

sierpie

wrzesie

padzie

rnik

listop

ad

grudzie

GWh

2009 2010 2011 2012

Krajowe zuycie energii brutto

rdo: PSE


7/32

7

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wsparciem dla sektora s cay czas dodatnie dynamiki wzrostu produkcji i zuyciaenergii elektrycznej. W 2011r. dodatni dynamik rocznych zmian wykazyway wszystkiemiesice z wyjtkiem grudnia (ze wzgldu na ciep pogod). Produkcja energii brutto w2011r. wzrosa o 4,36%, a zuycie energii o 1,88%. Jednym z powodw bya cay czas dobra

koniunktura gospodarcza. Wzrost PKB wynis 4,3%, a produkcji przemysowej 7,3%.Skutkowao to wzrostem zuycia gwnie w przemyle. W sektorze najwikszych klientwzuycie wzroso o 2%, w sektorze rednich napi (due i rednie firmy ) dynamiki byy napoziomie 4,8%. Natomiast w segmencie niskich napi i gospodarstw domowych dynamikibyy lekko ujemne. Po zamkniciu elektrowni atomowych w Niemczech znacznie w stosunkudo 2010r. wzrs export energii, saldo wymiany netto wynioso 5,2 TWh wobec 1,3 TWh w2011r.

Nieco inne tendencje moemy obserwowa na rynku w pierwszych trzech miesicach2012r, jednak zdaniem brany duy wpyw na zuycie, produkcj i ceny energii na rynkuSPOT mogy mie czynniki sezonowe. Najwiksze dynamiki zuycia energii miay miejsce w

lutym (+7,3% r/r) ze wzgldu na niskie temperatury. Zmiana pogody w marcu, import energiiz Nord Pool i Ukrainy spowodoway zaamanie produkcji -6%r/r oraz znaczne spadki cen naRDN. W pierwszym kwartale zarwno dynamiki produkcji, jak i krajowego zuycie energiibyy dodatnie i wyniosy ogem 0,6% i 1,6%. Taka sytuacja na rynku sprzyjaa kontynuacjitendencji do wzrostu produkcji energii w blokach na wglu brunatnym +10,4% od pocztkuroku i spadku produkcji w elektrowniach na wglu kamiennym o 6,5%.

Ceny energii w kontraktach rocznych na TGE byy stabilne przez cay 2011r. Spadaynatomiast ceny energii w kontraktach terminowycvh na EEX. Wpyw na to mg mierwnie wzrost poziomu produkcji energii w rdach odnawialnych w Niemczech, ktrychudzia w produkcji brutto wynis w 2011r. ok. 20%. Spadek produkcji energii welektrowniach atomowych wynoszcy 32,6 TWh zosta gwnie skompensowany wanieprzez te rda. Indykatywne ceny energii szacowane na podstawie kontraktw BASE i PEAK

na kolejne lata wskazuj take, e spadek cen energii moe mie charakter nie tylkochwilowy, a moment zrwnania si cen energii w Polsce i Niemczech moe nastpi ju w

160,00

180,00

200,00

220,00

240,00

260,00

280,00

stycze

lut

y

marze

c

kwiec

ie maj

czerwiec

lipiec

sierpie

wrzesie

padzie

rnik

listop

ad

grudzie

stycze

lut

y

marze

c

PLN/MWh

Mi es . kurs BASE (PLN/MWh) Mi es . kurs PEAK (PLN/MWh)BASE_Y-12 PEAK5_Y-12BASE_Y-13 PEAK5_Y-13

rdo: TGE

Kursy RDN i na rynku terminowym TGE (stycze 2011 r. - marzec 2012 r.)


8/32

8

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

cigu 2 lat. Warto zauway, e na popyt na energi coraz wikszy wpyw mog mieregulacje unijne dotyczce zwikszania efektywnoci energetycznej. W Niemczech w 2011r.nastpi spadek zuycia energii elektrycznej mimo bardzo dobrej koniunktury gospodarczej.Przy wzrocie PKB o 3% i produkcji przemysowej o 8,7% zuycie energii spado o 0,3%.

W cigu ostatnich miesicy nie podpisano jeszcze adnej umowy na budow blokwenergetycznych. W cigu najbliszych tygodni powinna zosta podpisana umowa na budowelektrociepowni w Stalowej Woli. Ostatecznie zostaa wybrana oferta Abener Energia owartoci 1,57 mld. W przypadku duych blokw wglowych EDF podpisa ju umow zAlstom na budow bloku w Rybniku o mocy 900MW. PGE podpisao umow nawykonawstwo dwch blokw w Opolu o tej samej mocy, ale w tym przypadku zaskaronyprzez organizacj pozarzdow zosta raport o oddziaywaniu na rodowisko, W elektrowniKozienice termin skadania ofert trwa do 25 kwietnia br. W Ostroce przetarg woptymistycznym wariancie ma by rozstrzygnity do koca roku. Przetarg trwa rwnie wJaworznie. W przypadku elektrowni Pnoc trwa wybr wykonawcw i organizowane jestfinansowanie. Reasumujc rozpoczcie prac budowlanych w adnym z duych projektwwglowych nie wydaje si moliwe w tym roku, realnie w poowie 2013r. Z tego wzgldu

przesuwa si take wejcie nowych blokw do eksploatacji, co nastpi prawdopodobnie w2017/2018 roku.

Zgodnie z planem prywatyzacji przyjtym przez Rad ministrw prywatyzacja sektoraenergetycznego bdzie kontynuowana w latach 2012-2013. Jako spki przeznaczone doprywatyzacji wymieniane s PGE, ENEA, ENERGA ,ZE PAK oraz ZEW Niedzica. W ramachplanowanych projektw preferowana ma by sprzeda akcji na giedzie. W lutym biecegoroku Skarb Pastwa sprzeda ok. 7% akcji PGE. Kolejnym etapem prywatyzacji moe bysprzeda akcji ZE PAK, co moe nastpi w drugiej poowie roku. Obecna strategia rzdowazakada, e ENEA i ENERGA mog by sprzedane rwnie do inwestorw strategicznych. Wprzypadku ENERGI istotny w tej kwestii moe by wyrok Sdu Ochrony Konkurencji iKonsumentw, ktry rozstrzygnie kwesti przejcia tej spki przez PGE. Rozprawaplanowana jest na 14 maja br.


9/32


25 kwietnia 2012 r.


RAPORT

Rekomendujemy kupno akcji PGE z cen docelow na poziomie 20,6 PLN (w tym

oczekiwana wypata dywidendy 1,32 PLN). PGE opracowao na pocztkubiecego roku Program Poprawy Efektywnoci na lata 2012-2016 oraz Strategi

na lata 2012-2035r. Uwaamy, e zaoenia obu dokumentw bd wyznacza

kierunki rozwoju spki i wpywa na wyniki w cigu najbliszych lat. W pierwszej

kolejnoci bd widoczne efekty programu poprawy efektywnoci. PPE naszym

zdaniem bdzie si koncentrowa gwnie na stronie kosztowej, czyli redukcji

zatrudnienia w segmencie wytwarzania. Mimo realizacji szerokiego programu

inwestycyjnego PGE dziki wysokim wolnym przepywom pieninym bdzie mg

dzieli si z akcjonariuszami dywidend na poziomie 40-50% zysku netto.

Oczekujemy, e stopa zwrotu z dywidendy wyniesie ok. 7% w 2012r i 5% w 2013r.

Podstaw zyskw w grupie PGE jest segment wytwarzania. Segment ten ze wzgldu naprodukcj na wglu brunatnym nie odczuwa takiej presji na mare jak w pozostaych

spkach. Dodatkowo spadek rentownoci w biecym roku bdzie w peni pokrywanyprzez wzrost wolumenw w Bechatowie pochodzcy z nowego bloku 858 MW. Mimodobrych wynikw PGE zdecydowao si wdroy program poprawy efektywnoci, ktryobejmie redukcje zatrudnienia sigajce 20% ogu zatrudnionych. W dwch pierwszychlatach koszty programu maj wynie ok. 700 mln, czyli tyle ile czne efekty w kolejnychlatach. Program ma na celu ochron mary w przyszoci. Odczuwalny dla spki, moe bytake spadek przychodw z tytuu wsparcia dla elektrowni wodnych. Elektrownie wodne wgrupie wyprodukoway w 2011r 500 GWh, z czego tylko kilka procent bdzie mogo uzyskawsparcie w postaci certyfikatw po zmianie ustawy. Istotne z punktu widzenia PGE jesttake kontynuacja wsparcia z tytuu tych certyfikatw, poniewa roczna produkcja welektrociepowniach gazowych wynosi ok. 2 TWh rocznie.

PGE przedstawio strategi na lata 2012-2035 wraz z projekcj zyskw i zaduenia. Znaczna

cz z zakadanego na 2035r. zysku EBITDA w wysokoci 34 mld PLN ma pochodzi zprojektw realizowanych po 2020r., czyli elektrowni atomowej, farm wiatrowych i nowejelektrowni na wglu brunatnym. Poziom zyskw z tych instalacji zaley jednak od wieluzaoe przedstawionych przez spk jak realny wzrost cen prdu o 1,5% r/r, wzrostpopytu na energi o 1-1,7% rocznie, uredniony koszt produkcji w elektrowni jdrowej napoziomie 65-68 EUR/MWh. Dlatego nie uwzgldniamy tych inwestycji w wycenie spki,zaznaczymy jednak, e ich zdyskontowany efekt wynosi ok. 5 PLN na akcj.

W lutym br. Skarb Pastwa sprzeda w trybie przypieszonej budowy ksigi popytu 7% akcjispki. Z tego wzgldu nie naley si spodziewa poday akcji PGE w cigu najbliszychmiesicy. Do kolejnego etapu prywatyzacji moe doj jednak ponownie w 2013r.poniewa PGE znalazo si na licie prywatyzacyjnej zatwierdzonej przez Rad Ministrw.

PGEPPE i strategia dugoterminowa


Kupuj

PGE - wybrane dane finansowe

tys PLN 2009 2010 2011 2012P 2013P

Sprzeda 21 623 350 20 476 465 28 111 354 29 689 254 31 492 796

EBITDA 7 983 405 6 840 543 6 857 917 7 619 326 7 427 529

EBIT 5 344 729 4 149 236 4 144 480 4 745 849 4 456 119

Zysk netto 3 370 712 3 014 120 4 936 095 4 137 976 3 555 807

Zysk skorygowany 3 370 712 3 014 120 3 316 095 3 854 476 3 555 807

EPS (PLN) 1,80 1,61 2,64 2,21 1,90

DPS (PLN) 0,66 0,70 0,64 1,32 0,88

Div.Yield % 3,6% 3,9% 3,5% 7,2% 4,8%

P/E 10,1 11,3 6,9 8,2 9,6

P/BV 0,7 0,9 0,8 0,8 0,8

EV/EBITDA 3,7 4,7 4,6 4,3 5,1

P - prognoza PKO DM

Dane podstawowe



Min 52 tyg (PLN) 17,01

Max 52 tyg (PLN) 24,04

Kapitalizacja (tys PLN) 34 123 553

EV (tys PLN) 35 618 783

Liczba akcji (tys szt.) 1 869 784

Free float 37,0%

Free float (tys PLN) 12 625 715r. obrt/dzie (tys PLN) 49 300

Bloomberg PGE PW

Reuters PGEP.WA

Zmiana kursu PGE WIG

1 miesic -2,8% -4,4%

3 miesice -9,4% -0,7%

6 miesicy -5,4% -1,6%

12 miesicy -17,2% -21,2%

Akcjonariat % akcji i gosw

Skarb Pastwa 62,3% 62,3%

Sektor energetyczny

16

19

22

25

18 kwi 1 lip 12 wrz 23 lis 3 lut 17 kwi

PGE

PGE WIG znormalizowany


10/32

10

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wyniki grupy PGE za 2011r. byy znieksztacone przez odpisy w wysokoci 1038 mlnPLN z tytuu sporw z URE dotyczcych rozliczenia kontraktw KDT za lata 2008-2010. Zawi-zanie rezerwy z tego tytuu nastpio po niekorzystnym wyroku Sdu Apelacyjnego dotycz-cym odwoania URE od wyroku Sdu Ochrony Konkurencji i Konsumentw w sprawie wspar-cia z tytuu KDT dla EC Lublin-Wrotkw za rok 2008. Warto sporu wynosia 26,7 mln PLN.W trzech analogicznych sprawach zapady wyroki korzystne dla PGE. Dotyczyy EC Rzeszw

14,6 mln PLN oraz ZEDO 42,4 mln PLN i elektrowni Turw 164,5 mln PLN. W przypadku ko-rzystnych decyzji dla PGE z tytuu rozlicze dla kolejnych instalacji odpisy mog by odwr-cone. Oprcz poniesionych ju kosztw ksigowych w przypadku niekorzystnych wyrokwodpyw gotwki z PGE wyniesie 421 mln PLN.

Na wyniki segmentu wytwarzania pozytywnie wpyno uruchomienie komercyjnejeksploatacji nowego bloku oraz zaksigowane odszkodowania od firmy Alstom z tytuu op-nie w realizacji tego projektu w wysokoci ok. 321 mln PLN. Zwikszenie wolumenw wy-twarzania na wglu brunatnym w segmencie o 9,6%, obniyo poziom kosztw staych pro-dukcji. Mona szacowa, e czny jednostkowy koszt wytworzenia by na poziomie zblio-nym do 2010r. Wzrost kosztw jednostkowych wytwarzania w 2012r bdzie rwnie zago-

dzony przez dalszy wzrost wolumenw w Bechatowie.

PGE w biecym roku opublikowa dwa dokumenty, o istotnym znaczeniu dla przy-szoci spki. Nalez do nich program poprawy efektywnoci i strategia spki na lata 2012-2035.

Program Poprawy efektywnoci

Kontynuacja programu dobrowolnych odej podstaw czci kosztowej

Podstawa programu jest kontynuacja programu dobrowolnych odej zapocztkowa-

nego w 2011r. (okresy ochronne kocz si w poszczeglnych spkach Grupy w latach 2014-2017). Oszczdnoci z tego tytuu maj stanowi ponad 50% caego efektu oszczdnoci.

-500

0

500

1000

1500

2000

2012 2013 2014 2015 2016

mlnPLN

wpyw na wynik operacyjny wpyw na cash flow

Wpywy na wynik operacyjny i cash flow programu PPE

rd o: PGE


11/32

11

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Koszty z tego tytuu zostan poniesione w latach 2012-2013, co wpynie negatywnie na wy-niki PGE w tym okresie. Gwne efekty programu oszczdnoci maj by widoczne w seg-mencie Wytwarzanie Konwencjonalne (76% caego efektu oszczdnoci). Program ma objblisko 20% obecnego stanu zatrudnienia w tym segmencie.

Zwikszenie wspspalania biomasy podstaw czci przychodowej

Po stronie przychodowej program bazuje gwnie na segmencie wytwarzania i obej-muje ponad dwukrotne zwikszenie wytwarzania energii z biomasy, sprzeda produktwubocznych procesw wydobycia i wytwarzania. cznie segment wytwarzania ma odpowia-da za 74% efektu poprawy EBIT przez inicjatywy przychodowe. Za pozosta cz efektuma odpowiada segment sprzeday detalicznej, przez zwikszenie przychodw po uwolnie-nie rynku energii i sprzeda agencyjn.

Efekty programu

Program oceniamy pozytywnie, ale jego wpyw na kurs PGE w krtkim okresie moeby czciowo ograniczony poprzez jego negatywny wpyw na wynik operacyjny w latach2012 i 2013 w wysokoci odpowiednio 279 mln i 35 mln PLN oraz na cash flow w tym okresiew wysokoci odpowiednio 237 i 489 mln PLN. Koszty bd zwizane gwnie z odprawamidla pracownikw a inwestycje z instalacjami do spalania biomasy. PGE bdzie raportowa orealizacji programu i jego efektach poczwszy od wynikw za pierwsze procze 2012r.

Efekty programu poprawy efektywnoci w czci kosztowej s naszym zdaniem moli-we do realizacji, natomiast program zwikszania spalania i wspspalania biomasy na propo-nowan skal (wzrost z 1 TWh do 4 TWh) wydaje si trudny do osignicia ze wzgldu ro-snce ceny biomasy oraz na zmian ustawy o OZE, ktra ma ograniczy wspczynniki dlawspspalania biomasy oraz zakoczy wsparcie w 2020r.

Strategia Grupy PGE na lata 2012-2035

PGE opublikowao strategi Grupy na lata 2012-2035. Celem strategicznym spki jestbudowa wartoci ekonomicznej dla akcjonariuszy. Strategia pokazuje kierunki rozwoju grupy

0

100

200

300

400

500

600

700

800

inicjatywy kosztowe inicjatywy przychodowe

mlnPLN

Energetyka konwencjonalna Dystrybucja Sprzeda Detaliczna

Wpyw na EBIT 2016 r. projektw kosztowych i przychodowych

rdo: PGE


12/32

12

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

i nakady inwestycyjne w kolejnych picioletnich okresach. Podstaw programu jest rozwjenergetyki jdrowej, zastpienie elektrowni Bechatw przez now odkrywk w Gubinie orazrozwj energetyki odnawialnej gwnie poprzez farmy na morzu. Blisko 25% cznych naka-dw inwestycyjnych w okresie 2012-2035 stanowi inwestycje jeszcze niezidentyfikowane,co stanowi pewne ryzyko dla caego programu.

Oprcz nakadw inwestycyjnych strategia prezentuje take prognozy EBITDA i pozio-mu zaduenia. W 2035 EBITDA ma wynie 34 mld PLN wobec 6,5 mld PLN w 2010r. (bezKDT), a rentowno na poziomie EBITDA 50% wobec 35% w 2010r. Docelowy poziom zadu-enia netto wg strategii wynosi 2,3. Zarzd okrela te zaoenia jako ambitne, ale wykonalne.

W stosunku do wczeniejszych komunikatw spki nowo stanowi plany sprzeday50% udziaw w elektrowni Opole i wiksza skala inwestycji w energetyk odnawialn namorzu (2 GW). Sprecyzowane zostay take plany rozwoju kopalni odkrywkowej i elektrowniw rejonie Gubina. Okrelone zostay take rejony o najwikszym potencjale akwizycji: Polska,

Niemcy, Austria, Szwecja, Wielka Brytania, Czechy i Sowacja.

rednioroczne wydatki inwestycyjne bd relatywnie najwiksze (w stosunku doEBITDA) w najbliszym okresie 2012-2015, nastpnie bd spada, co przy wzrocie zadue-nia umoliwi spce kontynuacj dotychczasowej polityki wypaty dywidend. Docelowo poroku 2025 stopa wypaty dywidendy moe by nawet wysza.

Wytwarzanie pozostanie gwnym rdem EBITDA dla spki, dlatego zaoenia co dowzrostu cen prdu realnie (rednio 1,5% rocznie) i popytu na energi elektryczna w Polsce(rednio 1-1,7% rocznie) maj kluczowe znaczenie dla osigania zaoonych rentownoci.

Koszty wytwarzania prdu w elektrowniach jdrowych, ktre w 2035r. maj generowa ok.1/3 EBITDA szacowane s na 65-68 EUR/ MWh i bd w duym stopniu zalee od ostatecz-nych kosztw budowy tych elektrowni. Dla rentownoci elektrowni konwencjonalnych nawglu brunatnym i kamiennym kluczowe jest zaoenie stabilizacji realnych cen wgla. Ren-towno odnawialnych rde energii jest zalena od regulacji ze strony pastwa w tym za-kresie. Ok. 7% EBITDA w 2015 roku i 23% EBITDA w 2035 ma pochodzi z nowej dziaalnoci(np.: elektrownie gazowe, akwizycje), ktra nie jest obecnie zidentyfikowana. W latach 2012-2015 nakady inwestycyjne wynios 40-45 mld PLN (redniorocznie 10-11,3 mld PLN wobecok. 5,5 mld PLN w latach 2010-2011). Gwnymi inwestycjami bd bloki na wglu kamien-nym w Opolu, na wglu brunatnym w Turowie oraz gazowe w Bydgoszczy, Puawach, Gorzo-wie i Lublinie oraz farmy wiatrowe na ldzie o cznej mocy 1000 MW. W latach 2016-2020nakady inwestycyjne wynios 39-41 mld PLN (ok. 8 mld PLN redniorocznie) i skada si na

nie bd nakady na dokoczenie inwestycji rozpocztych w poprzednim okresie, farmy namorzu o mocy 1000 MW oraz wydatki zwizane z rozpoczciem inwestycji w budow pierw-szej elektrowni jdrowej o mocy 3000 MW (PGE chce docelowo posiada w tym projekcie51%).

W latach 2021-2025 wydatki zwiksz si do 67 mld PLN i obejm nakady na budowelektrowni jdrowych i farm wiatrowych na morzu 1000 MW. W latach 2025-2030 nakadywynios 76-83 mld i skoncentruj si na budowie drugiej elektrowni jdrowej o mocy 3000MW oraz budowie kopalni odkrywkowej wgla brunatnego w rejonie Gubina i pierwszegobloku elektrowni o mocy 900 MW. W latach 2030-2035 maja powsta kolejne dwa bloki welektrowni Gubin o cznej mocy 1800 MW. Zdecydowana wikszo nakadw inwestycyj-

nych w tym okresie ok. 74 mld z 95 mld planowanych ma dotyczy niezidentyfikowanychprojektw (gazowych, wiatrowych, akwizycji).


13/32

13

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

W naszych prognozach uwzgldniamy realizacje programu w zakresie inwestycji od-dawanych do 2020r. Wpyw realizacji programu w zakresie inwestycji realizowanych po2020r. na wycen spki szacujemy dodatkowo na ok. 5 PLN na akcj. Jako ryzyko dla progra-mu uwaamy oprcz zaoe co do kosztw paliw i cen energii znaczny udzia inwestycji nie-zidentyfikowanych, ktry stanowi 25% planowanych nakadw inwestycyjnych. Szczeglneobawy inwestorw budz plany inwestycji zagranicznych.

W najbliszym czasie rozstrzygnie si, czy PGE dokona akwizycji grupy ENERGA. Posie-

dzenie Sdu Ochrony Konkurencji i Konsumentw planowane jest na 14 maja br. Ewentualnaakwizycja wymagaa bdzie jednak renegocjacji ceny ze strony PGE Pierwotnie akwizycjazostaa dokonana w 2010r. Cena zapacona przez PGE implikuje wycen spki na 2011r napoziomie P/E 13,5 i EV/EBITDA 6,4, czyli znacznie powyej biecych wycen grup energetycz-nych notowanych na GPW. Nie bez znaczenia jest take znaczny udzia w wyniku operacyj-nym ENERGI przychodw ze wiadectw pochodzenia energii produkowanych w elektrow-niach wodnych, ktre znikn prawdopodobnie od 2013r.

Polskie spki z sektora energetycznego bd bray aktywny udzia w poszukiwaniach gazuupkowego. Inwestycje w ten sektor miayby odbywa si przy wsppracy z partnerami jaki-mi s PGNIG i PKN. Udzia spek energetycznych polegaby gwnie na wsplnym finanso-waniu odwiertw i prac poszukiwawczych w zamian za udziay w zou i przychodach ze

sprzeday gazu.Szacujemy, e inwestycje tego rodzaju w przypadku poszczeglnych spek mog wynie odok. kilkuset milionw zotych.

Gwne ryzyko dla wyceny stanowi niezidentyfikowane w strategii dugoterminowej inwe-stycje, ktre mog wynie w latach 2012-2015 ok. 7-8 mld PLN. Niekorzystnie na wycenmoe rwnie wpyn naszym zdaniem kupno ENERGI po waluacjach zblionych do cenywynegocjowanej w 2010r.Ryzykiem jest take wsparcie kogeneracji w postaci tych i czerwonych certyfikatw, ktrena dotychczasowych zasadach obowizuje jedynie do koca 2012r. Nowe propozycje w tejkwestii na razie nie s jeszcze znane. Wedug informacji z brany wsparcie powinno by kon-tynuowane.

660

510

0

100

200

300

400

500

600

700

2010 2011

GWh

Produkcja energii w elektrowniach wodnych w PGE

rdo: PGE


14/32

14

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wycena

Podstaw wyceny jest model DCF. Szczegowo prognozujemy parametry modelu do roku2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cen docelow za 12 miesicy okrela-my na podstawie modelu na 20,6 PLN. Dodatkowo publikujemy wycen porwnawcz PGEna tle spek z sektora.

Wycena DCF

PGE: model DCF

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017

tys PLN

EBIT 0 4 745 849 4 456 119 5 268 191 5 527 702 5 827 231 6 658 365 6 856 083Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

NOPLAT 0 3 844 138 3 609 457 4 267 234 4 477 439 4 720 057 5 393 275 5 553 427

CAPEX 0 -6 306 715 -9 625 479 -10 394 293 -11 660 658 -7 230 075 -3 488 044 -7 346 068Amortyzacja 0 2 896 704 2 995 102 3 107 634 3 493 916 3 467 841 3 747 469 3 872 805Zmiany w kapitale obrotowym 0 78 915 67 243 75 429 52 758 53 838 54 930 56 034

FCF 0 355 212 -3 088 164 -3 094 854 -3 742 061 903 986 5 597 770 2 024 129

WACC 10,5% 10,0% 9,5% 9,0% 8,7% 8,9% 8,9%Wspczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,20 1,31 1,43 1,55 1,69DFCF 355 212 -2 808 535 -2 571 424 -2 853 068 633 906 3 602 939 42 187 682

Wzrost w fazie II 1,25%

Suma DFCF - Faza I 177 501

Suma DFCF - Faza II 38 014 001

Warto DCF 38 191 502

Dug netto -2 920 078Aktywa poza operacyjne 683 880Zo bo wi za ni a w obe c p ra co wn ik w 1 694 336Kapitay mniejszoci 414 392,0Warto firmy 39 686 731,1

Liczba akcji (mln szt.) 1 869 784

Warto godziwa na akcj na 31.12.2012 21,2

Cena docelowa za 12 miesicy (PLN) 20,6

Oczekiwana dywidenda w cigu 12 miesi 1,32

Cena bieca 18,3Oczekiwana stopa zwrotu 20%

rdo : progn ozy PK O DM

PGE: Kluczowe zaoenia do wyceny

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P

Cena energi i elektrycznej PGE (PLN/MWh) 205,0 218,0 226,8 235,9 245,3 254,2Cena wgla kamiennego energetycznego PGE (P LN/GJ) 12,4 12,1 12,6 12,8 13,0 13,7Cena wgla brunatnego (PLN/GJ) 7,0 7,3 7,6 7,9 8,2 8,5

Wolumen produkcj i energi i (TWh) 58,6 59,1 59,3 60,1 61,2 73,1

Wolumen sprzeday energii (TWh) 31,2 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4Cena uprawnie CO2 (EUR) 8,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0

rdo: prog nozy PK O Dom Maklerski

PGE: WACC

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P

Stopa wolna od ryzyka 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4%

Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Beta 1 1 1 1 1 1 1

Premia za ryzyko dugu 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%

Koszt kapitau wasnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4%

koszt dugu 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9%waga dugu -3,1% 9,2% 19,6% 29,6% 34,8% 30,2% 31,0%

WACC 10,5% 10,0% 9,5% 9,0% 8,7% 8,9% 8,9%

rdo: prog nozy P KO DM


15/32

15

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wycena porwnawcza

PGE

Nazwa spki Kapital izacja

EUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013

EDF 28 546,5 8,2 7,7 7,4 4,4 4,1 4,0

GDF SUEZ 41 099,3 12,2 11,0 10,2 6,2 5,8 5,5

RWE AG 20 129,4 7,7 7,9 8,2 4,4 4,2 4,1

IBERDROLA 21 132,0 7,2 7,4 7,2 6,2 6,0 5,8

CEZ 16 654,9 10,1 9,5 9,5 6,9 6,6 6,6

DRAX GROUP PLC 2 441,8 10,5 10,6 18,1 5,4 5,6 8,2

FORTUM OYJ 14 551,5 11,5 10,7 10,6 8,5 8,6 8,4

ENEA 1 723,7 9,0 10,3 9,6 3,5 4,3 5,2

TAURON 1 940,3 6,7 6,8 9,6 4,4 4,2 5,3

rednia 9,2 9,1 10,1 5,5 5,5 5,9

PGE 8 240,4 7,0 8,4 9,7 4,6 4,4 5,1

premia/dyskonto do redniej -24% -8% -3% -17% -20% -13%

wycena po uwzgl . premii/dyskonta 24,4 20,1 19,1 22,2 23,1 21,3

21,2 22,2

wagi 50% 50%

wycena porwnawcza 21,70

rdo: PGE, Bloomberg, PKO DM

EV/EBITDAP/E


16/32

16

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Sprawozdanie finansowe

Rachunek zyskw i strat (tys PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P

Przychody netto ze sprzeday produktw, towarw i m ateriaw 21 623 350 20 476 465 28 111 354 29 689 254 31 492 796 33 334 422 35 015 204

Koszty uzyskania przychodw ze sprzedayZysk operacyjnyw tymSegment wytwarzania 4 026 302 2 925 397 2 988 987 3 298 820 2 864 098 3 541 525 3 477 335Segment dystrybucji 263 244 533 461 705 279 834 528 991 622 1 144 669 1 293 962Segment sprzeday detalicznej 397 681 204 472 124 211 131 003 133 623 136 296 139 021Segment sprzeday hurtowej 439 397 199 905 180 906 162 180 165 424 168 732 172 107Sement pozostae 135 478 93 319 35 373 101 345 103 879 106 476 108 606Odnawialne rda energii 77 603 135 277 86 952 194 745 173 782 146 326 312 023Korekty 5 024 57 405 22 772 23 227 23 692 24 166 24 649

Zysk z dziaalnoci operacyjnej 5 344 729 4 149 236 4 144 480 4 745 849 4 456 119 5 268 191 5 527 702

Zysk z udziaw w jednostkach podporzdkowanych 242 157 227 019 174 373 0 0 0 0Saldo dziaalnoci finansowej -208 352 -136 102 1 846 541 426 648 -13 264 -320 305 -661 588Zysk przed opodatkowaniem 5 378 534 4 240 153 6 165 394 5 172 497 4 442 856 4 947 886 4 866 114Podatek dochodowy -1 041 311 -673 400 -1 194 484 -978 361 -839 641 -935 507 -910 188Zyski (straty) mniejszoci 966 511 612 967 36 519 56 160 47 408 60 550 17 608Zysk (strata) netto 3 370 712 3 014 120 4 936 095 4 137 976 3 555 807 3 951 829 3 938 318

Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P

Aktywa Trwae 41 964 446 44 137 422 44 444 933 47 981 301 54 670 789 62 021 821 70 258 829

Wartoci niematerialne i prawne 153 335 202 629 216 921 246 205 279 443 317 168 359 986Rzeczowe aktywa trwae 38 945 664 41 442 181 42 974 819 46 384 830 53 015 207 60 301 867 68 468 609Pozstae aktywa dugoterminowe 2 865 447 2 492 612 1 253 193 1 350 266 1 376 138 1 402 787 1 430 235Aktywa Obrotowe 12 483 352 9 742 569 14 317 698 14 871 959 14 624 642 15 003 004 14 764 525

Zapasy 1 271 165 1 090 549 1 305 327 1 370 593 1 429 529 1 472 415 1 516 587Nalenoci 2 059 119 1 618 591 1 767 739 1 826 074 1 880 857 1 961 733 2 020 585Pozostae aktywa krtkoterminowe 1 440 245 4 303 006 7 192 394 6 788 687 6 891 337 7 011 792 7 269 824rodki pienine i inne aktywa pienine 7 712 823 2 730 423 4 052 238 4 886 605 4 422 920 4 557 063 3 957 529AKTYWA RAZEM 54 447 798 53 879 991 58 762 631 62 853 261 69 295 431 77 024 825 85 023 354

Kapita Wasny 38 849 752 37 554 665 41 173 260 42 980 951 44 927 379 47 515 935 49 838 731

Kapitay mniejszoci 7 681 428 595 958 414 392 426 824 439 628 452 817 466 402

Zobowizania 15 598 046 16 325 326 17 589 371 19 872 310 24 368 052 29 508 890 35 184 623

Zobowizania dugoterminowe 9 762 322 7 471 585 7 215 966 8 875 776 12 943 061 17 970 416 23 438 562

Kredyty i poyczki 4 056 270 1 804 429 1 341 351 3 341 351 7 341 351 12 299 592 17 697 482Zobowizania z tytuu wiadcze pracowniczych 1 131 702 1 236 661 1 279 944 1 324 742 1 371 108 1 419 097 1 468 765Pozostae rezerwy 3 465 603 3 302 173 3 320 842 3 080 676 3 102 280 3 123 405 3 143 993Zobowizania handlowe i pozostae 1 108 747 1 128 322 1 273 829 1 129 007 1 128 322 1 128 322 1 128 322Zobowizania krtkoterminowe 5 835 724 8 853 741 10 373 405 10 996 534 11 424 991 11 538 474 11 746 061

Kredyty i poyczki 969 929 914 956 697 661 732 544 754 520 777 156 808 242Zobowizania z tytuu wiadcze pracowniczych 801 866 781 541 804 987 829 137 854 011 879 631 906 020Pozostae rezerwy 765 455 3 149 483 3 829 475 4 243 020 4 449 983 4 334 147 4 296 529Zobowizania handlowe i pozostae 3 298 474 4 007 761 5 041 282 5 191 833 5 366 477 5 547 540 5 735 270PASYWA RAZEM 54 447 798 53 879 991 58 762 631 62 853 261 69 295 431 77 024 825 85 023 354

Rachunek Przepyww Pieninych (tys PLN)

Przepywy rodkw pieninych z dziaalnoci operacyjnej 7 298 888 6 610 960 6 942 012 6 935 733 6 807 693 7 341 283 7 632 188Przepywy rodkw pieni nych z dzi aalnoci inwes tycyjnej -3 628 590 -7 468 274 -3 326 656 -5 622 835 -9 625 479 -10 394 293 -11 660 658Przepywy ro dkw pieninych z dziaalnoci finansowej 1898319 -4111761 -2311313 -467196 2354101 3187154 3428935

Wskaniki

ROE 8,7% 8,0% 12,0% 9,6% 7,9% 8,3% 7,9%ROA 6,2% 5,6% 8,4% 6,6% 5,1% 5,1% 4,6%Dug netto -2 679 735 -17 474 -4 109 258 -2 920 078 1 565 584 6 412 316 12 440 828

Dug netto/ EBITDA -0,3 0,0 -0,6 -0,4 0,2 0,8 1,4

rdo: P GE, P - progn oza P KO DM


17/32

17

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wyniki kwartalne segmentw

PGE (tys PLN) IQ'10 IIQ'10 IIIQ'10 IVQ'10 IQ'11 IIQ'11 IIIQ'11 IVQ'11

Energetyka Konwencjonalna

Przychody ze sprzeday netto 675 112 471 275 541 078 646 301 3 329 675 3 045 040 3 244 004 3 185 719Sprzeda midzy segmantami 2 672 910 2 382 433 2 359 145 2 539 196 203 834 139 485 114 382 287 715Przychody ze sprzeday netto ogem 3 348 022 2 853 708 2 900 223 3 185 497 3 533 509 3 184 525 3 358 386 3 475 404

Wynik segmentu 929 017 655 639 522 371 874 665 1 131 795 898 964 938 032 20 196

Na kady inwes tycyj ne na rodki trwae i wartoci ni emat 666 101 693 500 928 268 1 530 883 429 648 1 098 148 263 690 1 131 391Amortyzacja 371 912 375 779 389 210 338 528 370 258 362 170 330 160 475 193

Energetyka Odnawialna

Przychody ze sprzeday netto 120 424 141 843 126 371 86 765 106 421 152 731 135 662 117 601Sprzeda midzy segmantami 29 728 25 773 34 286 65 948 33 257 -20 972 4 114 2 815Przychody ze sprzeday netto ogem 150 152 167 616 160 657 152 713 139 678 131 759 139 776 122 777

Wynik segmentu 26 618 75 890 20 910 30 563 27 503 12 867 37 404 9 178

Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niemat 18 053 33 552 45 285 94 954 33 855 34 198 31 709 48 743Amortyzacja 32 598 13 524 48 222 15 120 32 113 28 260 34 148 32 936

Obrt hurtowy

Przychody ze sprzeday netto 1 183 551 1 152 486 1 049 926 1 353 393 294 589 109 851 142 011 215 214Sprzeda midzy segmantami 2 094 029 1 633 398 1 672 319 1 666 723 2 603 032 2 002 917 2 347 596 2 519 438Przychody ze sprzeday netto ogem 3 277 580 2 785 884 2 722 245 3 020 116 2 897 621 2 112 768 2 489 607 2 856 253

Wynik segmentu 104 917 -7 374 50 772 24 804 50 771 47 278 33 727 49 130

Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niemat 6 249 7 168 -12 130 19 378 1 770 1 884 4 153 2 230Amortyzacja 6 224 6 319 10 346 6 812 6 368 2 029 8 666 6 448

Dystrybucja

Przychody ze sprzeday netto 134 509 163 637 186 799 186 320 204 821 227 509 236 504 216 205Sprzeda midzy segmantami 1 154 333 1 042 308 1 050 015 1 147 019 1 154 688 1 041 729 1 031 232 1 140 322Przychody ze sprzeday netto ogem 1 288 842 1 205 945 1 236 814 1 333 339 1 359 509 1 269 238 1 267 736 1 356 527

Wynik segmentu 172 595 139 939 135 182 119 006 252 529 152 060 174 389 126 301

Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niemat 124 085 218 443 259 345 452 170 136 016 256 776 322 206 539 637Amortyzacja 216 270 218 043 219 803 -569 552 224 467 225 674 223 819 240 026

Sprzeda detaliczna

Przychody ze sprzeday netto 3 038 044 2 681 095 2 760 845 3 017 764 3 171 155 2 891 278 2 973 839 3 148 504Sprzeda midzy segmantami 269 776 209 740 201 450 285 880 135 372 29 534 55 095 96 635Przychody ze sprzeday netto ogem 3 307 820 2 890 835 2 962 295 3 303 644 3 306 527 2 920 812 3 028 934 3 245 139

Wynik segmentu 82 129 53 917 36 873 31 553 57 748 18 132 8 781 39 550

Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niemat 638 2 494 19 145 2 277 839 1 046 121 3 073Amortyzacja 12 136 -218 7 236 -8 446 -2 430 9 173 5 267 -2 380

Pozostae

Przychody ze sprzeday netto 169 605 179 343 208 588 201 391 187 529 194 733 213 597 332 906Sprzeda midzy segmantami 225 195 257 802 251 935 219 001 215 140 252 853 251 334 182 268Przychody ze sprzeday netto ogem 394 800 437 145 460 523 420 392 402 669 447 586 464 931 563 126

Wynik segmentu 16 970 27 171 33 125 19 196 7 358 12 656 16 043 -684

Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niemat 19 203 68 337 62 536 63 098 18 221 27 953 38 526 39 027Amortyzacja 29 568 28 937 24 902 30 660 25 659 26 907 26 260 35 856

Razem

Przychody ze sprzeday netto 5 321 245 4 789 679 4 873 607 5 491 934 7 294 190 6 621 142 6 945 617 7 216 149Sprzeda midzy segmantami 6 220 776 5 776 649 5 569 150 5 923 767 4 345 323 3 445 546 3 803 753 4 229 193

Przychody ze sprzeday netto ogem 5 321 245 4 789 679 4 873 607 5 491 934 7 294 190 6 621 142 10 749 370 11 619 226Wynik segmentu 1 335 315 945 522 792 852 1 111 644 1 519 596 1 143 901 1 208 376 243 671

Na ka dy i nwes tycyj ne na rodki trwa e i wa rto ci ni ema t 834 329 1 023 494 1 315 449 2 149 760 620 349 990 357 660 405 1 764 101Amortyzacja 668 708 641 384 700 719 603 122 656 435 654 213 628 320 788 079

rdo : PGE


18/32


25 kwietnia 2012 r.


RAPORT

Rekomendujemy kupno akcji spki ENEA z cen docelow 18,0 PLN (w tym

oczekiwana wypata dywidendy 0,54 PLN). Uwaamy, e obecna wycena akcjispki odzwierciedla spadek wynikw w biecym roku wynikajcy z odwracania

pozycji jednorazowych w segmencie wytwarzania obecnych w rachunku wynikw

za 2011 rok. Spka ma szanse jako pierwsza rozpocz budow bloku 1000 MW w

elektrowni Kozienice i najszybciej odda go do eksploatacji, oraz zyska przewag

kosztowa ze wzgldu na taszy wgiel z Bogdanki. Oprcz segmentu dystrybucji

wsparciem dla wynikw w kolejnych latach powinna by kontrybucja

elektrociepowni Biaystok, w tym nowego kota na biomas, ktry powinien

zosta oddany do koca biezcego roku. W cigu najbliszego roku moe

rozpocz si kolejny etap prywatyzacji ENEI, tym razem udzia inwestora

strategicznego nie jest jednak przesdzony. Oczekujemy, e ze wzgldu na szybkie rozpoczcie inwestycji w Kozienicach relatywna wyceny

spki zbliy si do wycen pozostaych spek z sektora, a efekt dyskonta z tytuu posiadaniaznacznych rodkw pieninych bdzie zanika. W roku obecnym spka zanotuje spadekwynikw gwnie z powodu odwracania efektw jednorazowych z roku 2011. Gwnymczynnikiem obniajcym zysk operacyjny bd odpisy z tytuu amortyzacji wartociniematerialnych i prawnych w wysokoci ok. 50 mln PLN. W roku 2011 byy one rdem zyskw

jednorazowych z tytuu negatywnego goodwilu po akwizycji elektrociepowni Biaystok.

ENEA znajduje si w planie prywatyzacji na lata 2012 i 2013. Preferowan metod prywatyzacjijest sprzeda akcji na GPW. Ministerstwo Skarbu nie wyklucza udziau w procesie rwnieinwestora strategicznego. Prawdopodobnie akcje bdzie sprzedawa take inwestor branowyobecny w spce Vattenfall, ktry sprzeda ju pozostae polskie aktywa.

W najbliszym czasie powinien zosta wyoniony wykonawca bloku 1000 MW w elektrowniKozienice. Ze wzgldu na opnienia w elektrowni Opole blok ten ma szanse zosta pierwszym

duym blokiem wglowym, ktrego budowa zostanie rozpoczta. Dziki temu, e rdempaliwa dla nowego bloku bdzie taszy wgiel z pooonej o 100 km Bogdanki, inwestycja tamoe uzyska przewag kosztw zmiennych nad innymi blokami wglowymi. Produkcja energiiw grupie w elektrowniach wodnych wynosi ok. 160 MWh, z czego kilka procent bdzieotrzymywa wsparcie po wejciu w ycie nowej ustawy o OZE. Spadek przychodw z tytuuutraty zielonych certyfikatw moe wynie ok. 40 mln PLN. Zmniejszenie przychodw z tegotytuu moe zosta jednak skompensowane po uruchomieniu drugiego kota biomasowego welektrociepowni Biaystok oraz przychodami ze wsparcia dla produkcji ciepa w OZE.

Oczekujemy, e ENEA powikszy w tym roku wolumeny sprzedanej energii, ale, e nastpi tokosztem mary. Na koniec 2011 spka szacowaa koszt wynikajcy z niezbilansowania energii na37 mln PLN. Nie wiadomo jednak, jaki bdzie czny efekt odwracania tego salda oraz ujemnegosalda za 2012r, i czy przyczyni si ono do porawy wynikw. ENEA na razie nie wdroya takduych programw dobrowolnych odej jak w pozostaych grupach.Na przeszkodzie stoj

gwarancje zatrudnienia wygasajce na przeomie 2018/2019 r.

ENEANowy etap prywatyzacji


Kupuj

ENEA - wybrane dane finansowe

tys PLN 2009 2010 2011 2012P 2013P

Sprzeda 7 139 957 7 836 875 9 690 102 10 730 324 11 048 477

EBITDA 1 166 950 1 364 636 1 561 671 1 483 078 1 618 307

EBIT 505 605 711 964 850 691 757 198 795 996

Zysk netto 513 589 639 262 801 230 703 543 751 384

Zysk skorygowany 513 589 639 262 801 230 703 543 751 384

EPS (PLN) 1,16 1,45 1,82 1,59 1,70

DPS (PLN) 0,46 0,38 0,44 0,54 0,48

Div.Yield % 2,8% 2,3% 2,6% 3,3% 2,9%

P/E 14,3 11,5 9,2 10,4 9,8

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

EV/EBITDA 4,6 3,7 3,5 4,4 5,2

P - prognoza PKO DM

Dane podstawowe





Kapitalizacja (tys. PLN) 7 345 604

EV (tys. PLN) 6 519 986

Liczba akcji (tys. szt.) 441 443

Free float 29,2%

Free float (tys PLN) 2 144 917

r. obrt/dzie (tys. PLN) 3 034

Bloomberg ENA PW

Reuters ENAE.WA

Zmiana kursu ENEA WIG

1 miesic -4,8% -4,4%

3 miesice -11,3% -0,7%

6 miesicy -15,3% -1,6%

12 miesicy -15,7% -21,2%



Vattenfall 18,7% 18,7%

Sektor energetyczny

13,5

16

18,5

21


Enea

Enea WIG znormalizowany


19/32

19

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Szacujemy, e spadek mary w wytwarzaniu energii elektrycznej na wglu kamiennymprzeniesie si take na wyniki elektrowni Kozienice. W latach 2010 i 2011 dynamika zmiancen wgla i cen energii bya dla spki szczeglnie korzystna ze wzgldu na taszy wegiel zBogdanki. W 2010r ceny energii spady o ok. 1,4% przy spadku ceny rozchodowej wgla o3,6%. W 2011r. rednia cena energii wzrosa o 2,8% przy wzrocie cen wgla o 1%. Wbiecym roku szacowany wzrost cen na rynku energii wyniesie 3,1%, a wzrost cen wgla dla

energetyki szacujemy na ok. 8%.

W grupie ENEA 2012r. bdzie pierwszym rokiem penej konsolidacji ElektrociepowniBiaystok. Elektrociepownia w latach 2009-2010 generowaa ok. 30-40 mln skorygowanegozysku EBIT oraz ok. 60-70 mln zysku EBITDA. Kontrybucja Biaegostoku do wynikw grupy napoziomie zysku operacyjnego w 2012r bdzie jednak niewielka ze wzgldu na odpisy ztytuu amortyzacji wartoci niematerialnych (praw do emisji CO2) w wysokoci ok. 52 mlnPLN.

W roku 2011 na wyniki grupy ENEA wpyno kilka czynnikw o charakterzejednorazowym. Gwny z nich dotyczy segmentu wytwarzania i zwizany by z zakupem70% pakietu akcji elektrociepowni Biaystok. Uwzgldnienie alokacji ceny nabycia ozwikszon amortyzacj wartosci niematerialnych poprawio wyniki segmentu o 45,3 mlnPLN. Kolejny czynnik jednorazowy zwikszajcy zyski segmentu zwizany jest ze sprzedapraw do emisji EUA, a kupna w zamian CER. Transakcja dotyczya limitw dla elektrowniKozienice za ostatnie 4 lata. Nadwyka sprzeday uprawnie CO2 nad kosztami ich zakupuwyniosa ok. 42 mln PLN. W segmencie dystrybucji spka uzyskaa przychody z tytuunieodpatnego nabycia rodkw trwaych w wysokoci 25 mln PLN. Wzrost przychodw ztytuu rozlicze na rynku bilansujcym wynis 24 mln PLN. Z drugiej strony spka poniosakoszty Programu Dobrowolnych Odej w wysokoci 21 mln PLN.

W segmencie obrotu w stosunku do 2010r spka poniosa dodatkowy kosztniezbilansowania energii w wysokoci 52,8 mln PLN. Saldo z tego tytuu za 2011r. wynioso

37,4 mln PLN. Nie jest jasne jaki bdzie wpyw przesunicia na wyniki 2012r. ze wzgldu nafakt, e trudno okreli w jakiej wysokoci saldo z tego tytuu zostanie wygenerowane w

155,2

160,5

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2010 2011

GWh

Produkcja energii w elektrowniach wodnych w ENEA

rdo: ENEA


20/32

20

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

roku biecym. W segmencie obrotu spka ma plany zintensyfikowania sprzeday, coodbdzie si jednak prawdopodobnie kosztem mary.

W grupie ENEA funkcjonuj 21 elektrownie wodne o cznej mocy ok. 57 MW.Elektrownie te produkuj ok. 160 GWh energii rocznie. Po wejciu w ycie ustawy oodnawialnych rdach energii zdecydowana wikszo przychodw ze wiadectwpochodzenia wytworzonych w tych elektrowniach zniknie. W kolejnych latach przychody temog zosta skompensowane przez produkcj z nowego kota biomasowego welektrociepowni Biaystok, ktry powinien produkowa ok. 200 GWh energii. Uruchomieniekota jest planowane na koniec br. co pozwoli dodatkowo utrzyma poziom wsparcia z tytuuwytwarzania energii w OZE na dotychczasowym poziomie. Dodatkowym rdemprzychodw dla tej elektrociepowni powinny by take certyfikaty pochodzenia energiiotrzymane w zwizku z wprowadzeniem przez now ustaw o OZE wsparcia dla produkcjiciepa.

ENEA w 2011 prowadzia program dobrowolnych odej w segmencie dystrybucji.Koszt programu wynis 21 mln PLN. W roku biecym mona oczekiwa kontynuacjiprogramu w podobnej skali. W segmencie wytwarzania pewnym ograniczeniem dla tegotypu programw s umowy spoeczne obowizujce do 2019 roku. Poza tym elektrowniaKozienice ma wskaniki zatrudnienia na poziomie 0,8 osoby na MW, czyli jest jedn zbardziej efektywnych.

W cigu najbliszych miesicy ENEA rozpocznie inwestycje zwizane z poszukiwaniem gazuupkowego. Inwestycje miayby dotyczy raczej kapitaowego zaangaowania si w projektyposzukiwawcze. Potencjalnym partnerem dla ENEI w tej dziedzinie wedug informacjiprasowych mgby zosta PGNIG, ktry posiada wasne koncesje poszukiwawcze i prowadzi

prace w tym zakresie.

Enea znalaza si na licie spek przeznaczonych do prywatyzacji w latach 2012-2013r.Pierwotnie strategia rzdowa zakadaa sprzeda akcji do inwestora strategicznego.

Gwne ryzyko dla wyceny stanowi moliwa poda akcji w procesie prywatyzacji, wprzypadku gdy spka nie zostanie sprzedana do inwestora strategicznego. Czynnikiemryzyka jest rwnie kontynuacja wsparcia dla kogeneracji, z ktrego w grupie ENEA korzystam.in: elektrociepownia Biaystok. Wsparcie to jest okrelone jedynie do 2012r. Weduginformacji brany powinno by jednak kontynuowane take w przyszoci.


21/32

21

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wycena

Podstaw wyceny jest model DCF. Szczegowo prognozujemy parametry modelu do roku2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cen docelow za 12 miesicyokrelamy na podstawie modelu na 18,0 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenporwnawcz PGE na tle spek z sektora.

Wycena DCF

ENEA: model DCF

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P >2017P

tys PLN

EBIT 757 198 795 996 951 259 1 049 707 1 170 065 1 633 993 1 674 112

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

NOPLAT 613 331 644 757 770 520 850 263 947 753 1 323 534 1 356 030

CAPEX -1 849 113 -2 834 037 -3 551 510 -3 580 385 -1 794 116 -1 448 660 -1 433 977Amortyzacja 765 880 747 894 790 805 849 813 1 024 472 1 054 391 1 077 577

Zmiany w kapitale obrotowym -25 136 12 435 20 475 189 413 -173 807 -71 911 -74 313

FCF -495 038 -1 428 951 -1 969 710 -1 690 896 4 302 857 354 925 317

WACC 10,4% 10,4% 9,1% 8,5% 8,4% 8,5% 8,6%

Wspczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,20 1,31 1,42 1,54 1,67DFCF -495 038 -1 294 340 -1 635 639 -1 293 897 3 036 557 511 554 147


Suma DFCF - Faza I -1 757 808Suma DFCF - Faza II 8 892 572

Warto Firmy (EV) 7 134 764

Dug netto -1 358 254Aktywa poza operacyjne 0Zobowizania wobec pracownikw 532 635

Warto godziwa 7 931 298

Liczba akcj i (mln szt.) 441 443Warto godziwa na akcj na 31.12.2012 18,0

Cen a d ocelo wa za 12 miesic y ( PLN ) 18,0

Oczekiwana dywidenda w cigu 12 miesicy 0,54

Cena bieca 16,6Oczekiwana stopa zwrotu 11%

rdo: prognozy PK O DM

ENEA: Kluczowe zaoenia do wyceny

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P

Cena energi i elektrycznej ENEA (PLN/MWh) 205 219 228 237 246 256 266

Cena wgla energetycznego w Kozienica ch (PLN/t) 11,4 11,6 11,9 12,1 12,3 12,7 13,1

Wolumen produkcji energii (TWh) 11,1 11,6 11,7 11,8 13,3 18,3 18,3

Wolumen sprzeday (TWh) 17,7 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8

Cena uprawnie CO2 (EUR) 8,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0

rdo: prognozy PKO DM

ENEA: WACC

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

Stopa wolna od ryzyka 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4%

Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%

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

Premia za ryzyko dugu 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%

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

Koszt kapitau wasnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4%

koszt dugu 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2%

waga dugu 0% 0% 0% 27% 41% 42% 41% 39%

WACC 10,4% 10,4% 10,4% 9,1% 8,5% 8,4% 8,5% 8,6%



22/32

22

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wycena porwnawcza

ENEA

Nazwa spki Kapital izacjaEUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013

EDF 28 546,5 8,2 7,7 7,4 4,4 4,1 4,0

GDF SUEZ 41 099,3 12,2 11,0 10,2 6,2 5,8 5,5

RWE AG 20 129,4 7,7 7,9 8,2 4,4 4,2 4,1

IBERDROLA 21 132,0 7,2 7,4 7,2 6,2 6,0 5,8

CEZ 16 654,9 10,1 9,5 9,5 6,9 6,6 6,6

DRAX GROUP PLC 2 441,8 10,5 10,6 18,1 5,4 5,6 8,2

FORTUM OYJ 14 551,5 11,5 10,7 10,6 8,5 8,6 8,4

TAURON 1 940,3 6,7 6,8 9,6 4,4 4,2 5,3

PGE 8 240,4 7,0 8,4 9,7 4,6 4,4 5,1

rednia 9,0 8,9 10,1 5,7 5,5 5,9

ENEA 1 723,7 9,0 10,3 9,6 3,5 4,3 5,2premia/dyskonto do redniej 0% 16% -4% -38% -21% -12%

wycena po uwzgl . premii/dyskonta 16,3 14,2 17,1 26,7 21,1 19,0

15,9 22,3

wagi 50% 50%


rdo: ENEA, Bloomberg, P KO DM

EV/EBITDAP/E


23/32

23

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012


Rachunek zyskw i strat (t ys PLN) 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P

Przychody netto ze sprzeday produktw, towarw i materiaw 7 139 957 7 836 875 9 690 102 10 730 324 11 048 477 11 515 502 11 923 152

Koszty uzyskania przychodw ze sprzeday

Zysk operacyjnyw tym

Segment wytwarzania 215 525 313 618 468 393 349 301 331 013 382 194 432 330

Segment dystrybucji 140 755 263 527 335 998 362 628 449 938 518 952 592 141

Segment sprzeday 235 460 209 283 153 983 155 939 127 928 165 253 142 678

Sement pozostae 29 812 41 404 47 004 47 944 48 903 49 881 50 879

Wyczenia -54 510 -15 523 -31 283 -31 909 -32 547 -33 198 -33 862

Koszty nieprzypisane -61 437 -100 345 -123 404 -126 705 -129 239 -131 823 -134 460

Zysk z dziaalnoci operacyjnej 505 605 711 964 850 691 757 198 795 996 951 259 1 049 707

Zysk z udziaw w jednostkach podporzdkowanych 7 766 988 4 524 4 750 4 988 5 237 5 499

Saldo dziaalnoci finansowej 139 685 100 264 138 486 106 623 52 235 -65 503 -209 071

Zysk przed opodatkowaniem 653 056 813 216 993 701 868 571 927 635 965 782 795 894

Podatek dochodowy -139 446 -173 835 -193 245 -165 029 -176 251 -183 499 -151 220

Zyski (straty) mniejszoci 21 119 -774 0 0 0 0

Zysk (strata) netto 513 589 639 262 801 230 703 543 751 384 782 284 644 674

Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P

Aktywa Trwae 8 374 673 8 737 868 9 529 621 10 578 753 12 674 495 15 431 196 18 381 793

Wartoci niematerialne i prawne 76 075 174 349 335 415 244 751 250 649 242 759 259 941

Rzeczowe aktywa trwae 8 060 674 8 308 650 9 096 510 10 219 743 12 305 886 15 066 591 17 995 926

Pozstae aktywa dugoterminowe 237 924 254 869 97 696 114 260 117 960 121 846 125 926

Aktywa Obrotowe 3 849 971 4 098 837 4 162 762 3 988 549 3 099 583 2 166 839 1 423 343

Zapasy 300 830 242 058 340 972 358 021 375 922 394 718 414 454

Nalenoci 925 513 922 460 1 328 903 1 355 481 1 382 591 1 410 242 1 438 447

Pozostae aktywa krtkoterminowe 1 721 085 2 034 692 1 262 220 789 901 73 578 -275 942 -975 448

rodki pienine i inne aktywa pienine 902 543 899 627 1 230 667 1 485 146 1 267 493 637 822 545 890

AKTYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 13 713 881 14 572 346 15 779 122 17 603 079 19 810 180

Kapita Wasny 9 372 628 9 876 471 10 487 696 10 487 696 11 040 344 11 590 507 11 997 792

Kapitay mniejszoci 23 778 23 897 29 085 29 085 29 376 29 670 29 966

Zobowizania 2 857 060 2 960 234 3 226 185 4 084 650 4 738 777 6 012 572 7 812 388


Kredyty i poyczki 107 056 72 362 72 868 872 868 1 872 868 3 072 868 4 572 868

Zobowizania z tytuu wiadcze pracowniczych 407 093 428 134 454 325 463 412 468 046 477 407 482 181

Pozostae rezerwy 142 583 158 521 256 045 268 847 246 157 252 325 261 050

Zobowizania handlowe i pozostae 749 466 714 959 674 753 612 075 602 882 597 859 597 382

Zobowizania krtkoterminowe 1 450 862 1 586 258 1 768 194 1 867 448 1 548 825 1 612 114 1 898 908

Kredyty i poyczki 49 951 42 398 47 561 43 925 46 747 49 650 50 345


Pozostae rezerwy 128 039 181 971 184 546 203 001 203 001 212 924 223 737

Zobowizania handlowe i pozostae 1 147 330 1 215 025 1 365 905 1 445 235 1 123 789 1 172 499 1 446 015

PASYWA RAZEM 12 229 688 12 836 705 13 713 881 14 572 346 15 779 122 17 603 079 19 810 180

Rachunek Przepyww Pieninych (tys PLN)

Przepywy rodkw pieninych z dziaalnoci operacyjnej 850 134 1 275 667 1 085 557 1 334 782 1 518 502 1 588 308 1 514 192

Przepywy rodkw pi eni nych z dzi aal noci inwestycyjnej -2 332 519 -1 067 613 -514 766 -1 640 167 -2 525 091 -3 192 564 -2 871 439Przepywy rodkw pieninych z dziaalnoci finansowej -235 731 -210 970 -239 751 559 863 788 937 974 585 1 265 315

Wskaniki

ROE 5,5% 6,5% 7,6% 6,7% 6,8% 6,7% 5,4%

ROA 4,2% 5,0% 5,8% 4,8% 4,8% 4,4% 3,3%

Dug netto -2 466 621 -2 819 559 -2 372 458 -1 358 254 578 545 2 760 639 5 052 772

Dug netto/ EBITDA -2,1 -2,1 -1,5 -0,9 0,4 1,5 2,7

rdo: ENEA, P - prognoza PKO DM


24/32

24

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wyniki kwartalne segmentw

ENEA (tys PLN) IQ'10 IIQ'10 IIIQ'10 IVQ'10 IQ'11 IIQ'11 IIIQ'11 IVQ'11

Obrt

Przychody ze sprzeday netto 1 101 020 967 037 931 779 1 010 060 1 073 142 890 879 909 316 992 438

Sprzeda midzy segmantami 78 935 75 009 79 190 99 265 1 599 755 53 707 145 762Przychody ze sprzeday netto ogem 1 179 955 1 042 046 1 010 969 1 109 325 1 074 741 891 634 963 023 1 138 200

Wynik segmentu 55 137 83 791 49 620 5 567 78 226 24 633 36 338 14 786

Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niematerialne 0 0 0 0 0 0 0 0Amortyzacja 81 93 116 320 228 217 183 -18

Dystrybucja

Przychody ze sprzeday netto 669 971 594 289 615 791 647 872 671 703 633 585 645 218 690 224Sprzeda midzy segmantami 0 0 0 0 0 0 0 0Przychody ze sprzeday netto ogem 669 971 594 289 615 791 647 872 671 703 633 585 645 218 690 224

Wynik segmentu 126 444 54 212 89 801 -6 930 126 724 62 761 119 676 26 837

Nakady inwes tycyjne na rodki trwae i wartoci niematerialne 49 190 95 002 97 096 264987 63 368 108 356 150 725 183 826Amortyzacja 90 641 89 132 90 160 90957 85 890 86 593 89 971 98 436

Wytwarzanie

Przychody ze sprzeday netto 181 542 283 072 284 339 514 107 647 565 729 078 790 482 810 394

Sprzeda midzy segmantami 406 524 329 072 371 488 158 797 48 413 29 286 64 016 17 395Przychody ze sprzeday netto ogem 588 066 612 144 655 827 672 904 695 978 758 364 854 498 827 789

Wynik segmentu 69 719 56 555 92 827 97 314 106 015 105 186 199 296 57 896Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niematerialne 45 499 83 767 60 929 230318 69 123 6 990 201 793 142 607

Amortyzacja 62 388 63 202 63 371 63350 61 148 73 495 78 454 39 214Wszytskie pozostae segmenty

Przychody ze sprzeday netto 68 847 52 049 78 016 -162 816 79 820 19 904 77 258 29 096Sprzeda midzy segmantami 79 678 118 791 105 401 442 582 79 793 139 376 132 461 242 403

Przychody ze sprzeday netto ogem 148 525 170 840 183 417 279 766 159 613 159 280 209 719 271 499

Wynik segmentu 4 924 6 301 14 173 10 720 1 555 5 064 16 501 23 884Nakady inwestycyjne na rodki trwae i wartoci niematerialne 15 691 10 648 13 693 36952 31 229 -12 635 19 210 39 180Amortyzacja 9 219 8 054 8 468 8269 8 586 6 309 7 000 12 115

Razem

Przychody ze sprzeday netto 2 021 380 1 896 447 1 909 925 2 009 223 2 472 230 2 273 446 2 422 274 2 522 152Sprzeda midzy segmantami 0 0 0 0 0 0 0 0Przychody ze sprzeday netto ogem 2 021 380 1 896 447 1 909 925 2 009 223 2 472 230 2 273 446 2 422 274 2 522 152

Wynik segmentu 251 535 188 608 239 094 115 863 304 896 186 537 369 960 112 702

Naka dy inwes tycyj ne na rodki trwa e i wa rto ci niema teria lne 109 888 181 128 164 601 521081 164 237 95 542 376 308 339 951Amortyzacja 162 331 160 085 161 902 160371 154 966 164 581 175 341 149 801

rdo: ENEA


25/32


25 kwietnia 2012 r.


RAPORT

Rekomendujemy kupno akcji Tauron z cen docelow 5,1 PLN (w tym oczekiwana

wypata dywidendy 0,31 PLN). Uwaamy, e kurs akcji zdyskontowa ju gwneryzyka, ktre pojawi si w cigu dwch najbliszych lat jak spadek mary w

segmencie wytwarzania, brak wsparcia ze strony przychodw z tytuu KDT i brak

wsparcia dla energii pochodzcej ze zamortyzowanych elektrowni wodnych.

Korzystny wpyw na postrzeganie spki mog mie natomiast duy program

dobrowolnych odej w PKE, osigane efekty synergii po poczeniu z GZE, oraz

oszczdnoci z tytuu funkcjonowania w ramach grupy podatkowej. Kurs powinien

by take wspierany przez stop zwrotu z dywidendy, ktra w 2012 i 2013r

powinna by bliska 5%.

Tauron ze wzgldu na struktur swoich mocy wytwrczych odczuje pogorszenierentownoci w segmencie wytwarzania. W roku 2012 efekt ten czciowo moe byzrekompensowany przez KDT, ktre rosn wraz ze spadkiem mary. Mimo niekorzystnych

umw spoecznych spce udao si wdroy w segmencie program dobrowolnych odej,ktry moe obj a 1300 pracownikw, czyli ok. 20% zatrudnionych. W cigu najbliszychdwch lat czne koszty programu szacujemy na ok. 100-150 mln PLN. Efekty bdwyranie widoczne od 2014r, a ich roczna skala moe wynie ok. 100 mln PLN.

Pena konsolidacja GZE powinna przyczyni si do trwaego wzrostu EBITDA spkiwspieranego dodatkowo przez efekty oszczdnoci powstae w wyniku fuzji. Z drugiejstrony istotny spadek zysku operacyjnego przyniesie zakoczenie wsparcia dla elektrowniwodnych. W grupie Tauron produkcja energii w tych elektrowniach wynosi ok. 400 GWrocznie z czego zaledwie kilka procent spenia warunki nowej ustawy o OZE. Jako istotnyproducent ciepa Tauron korzysta take ze wsparcia kogeneracji w postaci czerwonychcertyfikatw w wysokoci kilkudziesiciu milionw zotych rocznie, dlatego kontynuacjatego rodzaju wsparcia jest istotna dla spki.

Korzystne dla spki moe by take oddanie instalacji do spalania biomasy w 2012r wTychach, Jaworznie i Stalowej Woli. Pozwoli to spce na otrzymanie wsparcia z tytuuwytwarzania energii w OZE na dotychczasowych, korzystniejszych zasadach oraz spala wwikszej iloci biomas len. Na koniec 2012r Tauron powinien posiada ok. 1 mlnuprawnie do emisji CO2, ktre mog zosta sprzedane lub wykorzystane w kolejnychlatach.

W latach 2012 i 2013 spka powinna kontynuowa polityk wypaty dywidendy napoziomie 30% zysku netto. W kolejnych latach ze wzgldu na wskaniki zaduenia moeby to problematyczne. Zainteresowanie zakupem akcji Tauron podtrzyma KGHM. SkarbPastwa nie zmieni jednak roli Taurona jako spki o znaczeniu strategicznym, dlatego

jego wadztwo korporacyjne bdzie raczej zachowane. Obecnie statut ogranicza prawogosu pozostaych akcjonariuszy do 10% akcji.

TauronOszczdnoci vs spadek mary


Kupuj

Tauron - wybrane dane finansowe

tys PLN 2009 2010 2011 2012P 2013P

Sprzeda 13 694 622 15 428 879 20 755 222 23 437 556 24 522 191

EBITDA 2 641 811 2 758 037 3 022 586 3 447 649 3 180 154

EBIT 1 320 783 1 399 259 1 611 489 1 878 159 1 568 726

Zysk netto 774 426 858 656 1 220 011 1 196 976 846 107

Zysk skorygowany 774 426 858 656 1 220 011 1 196 976 846 107

EPS (PLN) 0,44 0,49 0,70 0,68 0,48

DPS (PLN) 0,03 0,00 0,15 0,31 0,20

Div.Yield % 0,6% 0,0% 3,3% 6,8% 4,4%

P/E 10,4 9,4 6,6 6,7 9,5

P/BV 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5

EV/EBITDA 3,8 3,3 4,3 4,2 5,2P - prognoza PKO DM

Dane podstawowe





Kapitalizacja (tys. PLN) 8 044 202

EV (tys. PLN) 15 228 938

Liczba akcji (tys. szt.) 1 752 549

Free float 59,6%

Free float (tys PLN) 4 790 322r. obrt/dzie (tys. PLN) 14 680

Bloomberg TPE PW

Reuters TPE.WA

Zmiana kursu Tauron WIG

1 miesic -7,2% -4,4%

3 miesice -10,5% -0,7%

6 miesicy -14,0% -1,6%

12 miesicy -22,2% -21,2%



KGHM S.A. 10,4% 10,4%

Sektor energetyczny

4,4

5,2

6

6,8


Tauron

Tauron WIG znormalizowany


26/32

26

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Na wyniki Taurona w 2012r, w najwikszym stopniu bdzie rzutowa akwizycja GZE,ktrej finalizacja miaa miejsce w grudniu 2012r. Dziki akwizycji Tauron sta si najwikszymsprzedawc i dystrybutorem energii w Polsce. Aktywa nabyte od Vattefala wygeneroway w2011r. zysk EBITDA na poziomie 508 mln PLN oraz EBIT w wysokoci 342 mln PLN.Dodatkowo wynik w rednim terminie poprawi mog efekty oszczdnoci i synergii.

Gwnym aktywem GZE jest spka dystrybucyjna, ktra wygenerowaa w 2010r. i2011r. zysk EBITDA na poziomie odpowiednio 311 mln PLN i 406 mln PLN.

Wyzwaniem dla spki bdzie performance segmentu wytwarzania, ktry bdziefunkcjonowa na znacznie niszym poziomie mary ni w latach ubiegych. Kwesti pozostajejak obnienie rentownoci bdzie wspierane przez KDT. Wczeniejsze szacunki mwiy opoziomie ok. 200 mln PLN w 2012r., czyli ponad dwa razy mniej ni w latach ubiegych.Jednak istotny spadek mary moe skutkowa wyszym poziomem wsparcia.

Dodatkowo wyniki segmentu mog zosta obnione przez tworzone rezerwy z tytuuodpraw dla pracownikw. W segmencie wytwarzania mimo istnienia praktyczniebezterminowych umw spoecznych spka wdraa program dobrowolnych odej w skalipodobnej do programu w grupie PGE. Do 2014r. program ma obj ok. 1300 osb z ok. 6 tys.zatrudnionych.

W segmencie wytwarzania powinien by widoczny take spadek wolumenw obecnyju w IV kwartale 2011r. O ile wtedy powodem by przestj bloku 460 MW w elektrowniagisza, to obecnie powodem bd remonty oraz wysokie koszty zmienne jednostek 120MW, ktre znajduj si w elektrowniach grupy. Nisza produkcja bdzie skutkowa rwnie

nisz emisj CO2. Szacujemy, e na koniec 2012r. spka bdzie posiada ponad 1 mln prawdo emisji, ktre mog by sprzedane, lub wykorzystane w nastpnym okresie.

Tauron podpisa porozumienie z PGNIG w sprawie poszukiwa gazu upkowego. Wsplniefinansowane prace miayby odbywa si w ramach koncesji Wejherowo, w ktrejstwierdzono ju wystpowanie gazu. Inwestycje Tauronu w poszukiwania i wydobycie gazuupkowego szacujemy na kilkaset milionw zotych. Obecnie trudno szacowa stop zwrotuz tej inwestycji.


27/32

27

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Segment wydobycia, drugi rok z rzdu ze wzgldu na problemy geologiczne miawynik operacyjny na poziomie kilku mln PLN. Wydobycie wynioso w 2010r. i 2011r. 4,5 i 4,6mln ton. W roku obecnym planowane wydobycie wynosi ok. 4,8 mln, co powinno znaczniepoprawi wyniki segmentu.

Po wejciu w ycie nowej ustawy o OZE przychody z tytuu certyfikatw pochodzeniaenergii strac elektrownie wodne. W grupie Tauron warunki ustawy o OZE spenia bdziekilka procent energii pochodzcej z tych elektrowni.

Spka konsekwentnie realizuje program inwestycyjny oraz program dobrowolnychodej. W cigu obecnego roku powinna si rozpocz budowa bloku w Stalowej Woli orazzakoczy inwestycja dotyczca blokw biomasowych w Jaworznie o mocy 50MWe/45MWt,Stalowej Woli o mocy 20MWe, Tychach o mocy 50MWe oraz bloku kogeneracyjnego wBielsku Biaej o mocy 50 MWe/ 182MWt.

Od 2011r Tauron w ramach prezentacji dziaalnoci grupy wyodrbni nowy podziasektorowy i bdzie dziaa wg nowego zintegrowanego modelu biznesowego, ktry obejmienowy podzia funkcjonalny. Oprcz Wydobycia, Wytwarzania , OZE, Dystrybucji i Sprzedayzostanie wyodrbniony segment Ciepo, oraz Centrum Obsugi Klienta i Usugi Wsplne

Od 1 stycznia Tauron dziaa rwnie w ramach grupy podatkowej, co moe doprowadzi doprzesuni mary midzy poszczeglnymi spkami grupy i segmentami dziaalnoci iutrudni porwnywalno wynikw.

Gwnym czynnikiem ryzyka dla spki stanowi utrzymanie wskanika zaduenia dug netto/EBITDA na poziomie poniej 2,5. Przy niszych przepywach gotwkowych moliwe jestograniczenie wypaty dywidendy lub ograniczenie programu inwestycyjnego. Tauron jakoznaczny producent ciepa korzysta ze wsparcia czerwonych certyfikatw z tytuu produkcjienergii w kogeneracji. Wsparcie to jest okrelone jedynie do 2012r. Wedug informacjibrany powinno by jednak kontynuowane take w przyszoci

380

480

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2010 2011

GWh

Produkcja energii w elektrowniach wodnych w Tauronie

rdo: Tauron


28/32

28

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wycena

Podstaw wyceny jest model DCF. Szczegowo prognozujemy parametry modelu do roku2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cen docelow za 12 miesicyokrelamy na podstawie modelu na 5,1 PLN za akcj. Dodatkowo publikujemy wycenporwnawcz Taurona na tle spek z sektora.

Wycena DCF

Tauron: model DCF

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017

tys PLN

EBIT 1 878 159 1 568 726 1 889 690 2 280 347 2 301 212 2 297 316 2 697 943

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

NOPLAT 1 521 309 1 270 668 1 530 649 1 847 081 1 863 981 1 860 826 2 185 334

CAPEX -3 432 164 -4 333 128 -4 144 748 -3 920 928 -4 366 873 -2 740 989 -2 775 639

Amortyzacja 1 574 720 1 616 658 1 660 042 1 853 601 1 888 841 1 932 237 1 990 732

Zmiany w kapitale obrotowym 278 019 30 176 31 685 33 270 34 933 36 680 38 514

FCF -58 117 -1 415 626 -922 372 -186 976 -579 118 1 088 754 1 438 940

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

Wspczynnik dyskonta 1,00 1,08 1,17 1,26 1,36 1,47 1,58DFCF -58 117 -1 308 423 -788 789 -148 043 -425 448 742 360 18 572 120


Suma DFCF - Faza I 587 017

Suma DFCF - Faza II 15 792 754

Warto DCF 16 379 771

Dug netto 5 349 362

Aktywa poza operacyjne 0

Zo bow iza ni a wo bec p ra co wn ik w 1 3 74 0 27

Kapitay mniejszoci 461 347,0

Warto firmy 9 195 035,0

Liczba akcj i (mln szt.) 1 752 549

Warto firmy na akcj na 31.12.2012 5,25

Cena docelowa za 12 miesicy (PLN) 5,1

Oczekiwana dywidenda w cigu 12 mie 0,31

Cena bieca 4,59

Oczekiwana stopa zwrotu 17%


Tauron: Kluczowe zaoenia do wyceny

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P

Cena energii elektrycznej Tauron (PLN/MWh) 205 219 228 237 246 256

Cena wgla energetycznego Tauron (PLN/t) 12,1 12,3 12,6 12,8 13,0 13,4

Wolumen produkcji energii (TWh) 20,6 22,3 24,2 23,8 21,7 22,0

Wolumen sprzeday 36,0 36,4 36,9 37,4 37,9 38,4

Cena uprawnie CO2 (EUR) 8,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0

rdo: prognozy PKO Dom Maklerski

Tauron:WACC

2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P

Stopa wolna od ryzyka 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4%

Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%Beta 1,0 1 ,0 1,0 1 ,0 1,0 1,0 1,0

Premia za ryzyko dugu 1,50% 1,50% 1,75% 1,75% 1,75% 1,75% 1,75%

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

Koszt kapitau wasnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4%

koszt dugu 6,9% 6,9% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2%

waga dugu 37,5% 45,9% 50,3% 51,9% 56,9% 57,6% 57,2%

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



29/32

29

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012

Wycena porwnawcza

Tauron

Nazwa spki Kapital izacja

EUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013

EDF 28 546,5 8,2 7,7 7,4 4,4 4,1 4,0

GDF SUEZ 41 099,3 12,2 11,0 10,2 6,2 5,8 5,5

RWE AG 20 129,4 7,7 7,9 8,2 4,4 4,2 4,1

IBERDROLA 21 132,0 7,2 7,4 7,2 6,2 6,0 5,8

CEZ 16 654,9 10,1 9,5 9,5 6,9 6,6 6,6

DRAX GROUP PLC 2 441,8 10,5 10,6 18,1 5,4 5,6 8,2

FORTUM OYJ 14 551,5 11,5 10,7 10,6 8,5 8,6 8,4

ENEA 1 723,7 9,0 10,3 9,6 3,5 4,3 5,2

PGE 8 240,4 7,0 8,4 9,7 4,6 4,4 5,1

rednia 9,3 9,3 10,1 5,6 5,5 5,9

Tauron 1 940,3 6,7 6,8 9,6 4,4 4,2 5,3

premia/dyskonto do redniej -28% -27% -4% -21% -23% -10%

wycena po uwzgl . premii/dyskonta 6,4 6,3 4,9 5,9 6,1 5,25,9 5,7

wagi 50% 50%


rdo: Tauron, Bloomberg, PKO DM

P/E EV/EBITDA


30/32

30

Sektor energetyczny

24 kwietnia 2012


Rachunek zyskw i strat (tys PLN) 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P

Przychody netto ze sprzeday produktw, towarw i materia 13 694 622 15 428 879 20 755 222 23 437 556 24 522 191 26 189 648 27 293 476

Koszty uzyskania przychodw ze sprzeday

Zysk operacyjny

w tymSegment wytwarzania 677 144 656 169 621 061 422 049 46 883 173 832 329 616

Segment dystrybucji 155 621 509 281 614 205 946 096 1 078 844 1 256 837 1 460 812

Segment sprzeday 301 837 88 145 278 835 349 054 390 041 395 112 400 248

Sement wydobycie 147 031 5 908 4 805 65 380 44 629 43 485 53 096

Segment OZE 55 141 89 407 100 578 133 541 47 893 61 649 79 519

Segment pozostae 6 579 35 445 71 692 46 508 47 439 48 387 49 355

Pozycje nieprzypisane -22 570 14 904 -79 687 -84 468 -87 002 -89 612 -92 301

Zysk z dziaalnoci operacyjnej 1 320 783 1 399 259 1 611 489 1 878 159 1 568 726 1 889 690 2 280 347

Zysk z udziaw w jednostkach podporzdkowanych 0 -236 -1 046 0 0 0 0

Saldo dziaalnoci finansowej -94 714 -141 709 -44 507 -370 255 -503 954 -677 410 -818 165

Zysk przed opodatkowaniem 1 226 069 1 257 314 1 565 936 1 507 904 1 064 771 1 212 280 1 462 182

Podatek dochodowy -277 906 -265 931 -326 576 -285 508 -201 313 -229 340 -276 821

Zyski (straty) mniejszoci 173 737 132 727 19 349 25 420 17 352 16 907 20 644

Zysk (strata) netto 774 426 858 656 1 220 011 1 196 976 846 107 966 033 1 164 717

Bilans (tys PLN) 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P

Aktywa Trwae 18 475 838 18 959 101 23 248 498 25 268 051 28 026 173 30 566 758 32 683 252

Wartoci niematerialne i prawne 824 751 970 530 988 950 1 033 453 1 079 958 1 128 556 1 179 341

Rzeczowe aktywa trwae 17 260 573 17 524 936 21 911 047 23 768 491 26 484 962 28 969 668 31 036 995

Pozstae aktywa dugoterminowe 390 514 463 635 348 501 466 107 461 253 468 534 466 916

Aktywa Obrotowe 3 679 655 4 471 183 5 165 033 5 769 021 6 082 224 7 043 102 8 250 966

Zapasy 536 201 408 560 574 790 603 530 633 706 665 391 698 661

Nalenoci 1 874 996 2 273 145 2 743 344 2 273 145 2 273 145 2 273 145 2 273 145

Pozostae aktywa krtkoterminowe 236 355 315 497 1 341 229 1 070 238 1 069 031 505 219 1 067 009

rodki pienine i inne aktywa pienine 1 032 103 1 473 981 505 670 1 822 108 2 106 342 3 599 347 4 212 151

AKTYWA RAZEM 22 155 493 23 430 284 28 413 531 31 037 073 34 108 397 37 609 860 40 934 218

Kapita Wasny 11 858 566 14 704 825 15 677 721 16 423 503 16 924 208 17 901 918 19 082 050

Kapitay mniejszoci 2 375 100 507 246 461 347 479 419 479 419 479 419 479 419

Zobowizania 7 921 827 8 218 213 12 274 463 14 134 151 16 704 770 19 228 523 21 372 749


Kredyty i poyczki 1 267 697 1 143 988 4 308 176 6 819 754 9 319 754 12 324 879 13 819 754Zobowizania z tytuu wiadcze pracowniczych 955 406 1 023 589 1 202 840 1 226 897 1 251 435 1 276 463 1 301 993

Pozostae rezerwy 1 174 096 1 251 054 1 270 390 1 215 615 1 215 615 1 215 615 1 215 615

Zobowizania handlowe i pozostae 630 250 651 432 650 517 643 950 566 827 522 771 476 953

Zobowizania krtkoterminowe 3 894 378 4 148 150 4 842 540 4 227 935 4 351 140 3 888 795 4 558 434

Kredyty i poyczki 631 692 348 479 228 930 351 716 346 860 326 905 27 497


Pozostae rezerwy 831 402 989 253 1 005 817 1 049 588 1 171 588 1 223 033 2 185 810

Zobowizania handlowe i pozostae 2 324 696 2 640 926 3 436 606 2 653

Polska energetyka: raport DM PKO BP

Documents

Transcript of Polska energetyka: raport DM PKO BP