Popyt URE na moce OZE powinien przekroczyć podaż Cena...

Informacje dotyczące dokumentu oraz zastrzeżenia prawne znajdują się w ostatniej części dokumentu.

2015-12-01

Rozpoczynamy pokrywanie Polenergii z rekomendacją kupuj i ceną docelową 44PLN.

Nasza wycena implikuje 60% potencjału wzrostu uwzględniając jedynie obecne aktywa,

NPV 340MW farm on-shore w systemie aukcyjnym, na których wybudowanie pozwoli bilans

i sprzedaż pozostałych 390MW farm on-shore z 60% dyskontem do NPV w 2018 roku.

Naszym zdaniem spełnienie przez Polskę założenia o 19,13% pokryciu zużycia energii z

OZE w 2020 (w elektroenergetyce) jest na tyle wymagające jeżeli chodzi o przyłączenia

nowych mocy, że w praktyce to właściciele projektów farm mają monopol wobec prezesa

URE, a nie na odwrót. Szacujemy, że nawet przyłączenie wszystkich 3700MW mocy, które

wzięły udział w próbnej aukcji OZE może nie wystarczyć, aby spełnić wymogi UE. W

krótkim terminie alternatywą URE może być przywrócenie opłacalności współspalania

poprzez zmianę ustawy OZE na 1ZC/MWh (lub wzrost cen ZC do 240PLN/MWh przy 0,5ZC/

MWh), co w obydwu przypadkach podobnie jak koszt transferu statystycznego OZE byłoby

rozwiązaniem droższym niż wsparcie w aukcjach całości oferowanych mocy wiatrowych.

Oczekujemy ograniczonej podaży projektów farm w pierwszej aukcji ze strony dużych spółek

energetycznych i nie sądzimy, aby wygrana 279MW, które planuje zaoferować Polenergia była

zagrożona. W praktyce uważamy, że istnieje ryzyko co najwyżej przesunięcia wygranej części

projektów w czasie o rok. Ze względu na niedobór projektów farm wiatrowych uważamy, że

strategia cenowa oferujących moce OZE nie będzie polegała na minimalizacji ceny, a raczej na

złożeniu oferty pozwalającej zmieścić się cenowo nieznacznie poniżej najmniejszych oferujących

o słabszych parametrach kosztowych (WACC, Capex, koszt bilansowania farm, opex).

Ceny zielonych certyfikatów (ZC): W 2016 roku ekspozycja spółki na zielone certyfikaty

powinna się ukształtować na poziomie 245MW (0,68TWh, tj. ok. 7mln PLN EBITDA na 10PLN

osiąganej sumarycznej ceny EE i ZC). W naszej ocenie cena zielonych certyfikatów jest różnicą

między poziomem break even marginalnej technologii koniecznej dla zaspokojenia popytu na ZC

a ceną energii czarnej, dlatego prognozowanie cen ZC w oderwaniu od cen energii czarnej nie

jest możliwe. W praktyce sens ma jedynie prognozowanie jaka będzie marginalna technologia na

rynku ZC (obecnie biomasa 280PLN break even = 160PLN/MWh EE + 120PLN/MWh ZC).

Szacujemy, że w 2019 roku nadpodaż ZC zostanie zniwelowana i konserwatywnie zakładamy, że

marginalną technologią w systemie ZC będzie wiatr (break even 360PLN/MWh). Uważamy, że

tymczasowo może zaistnieć potrzeba przywrócenia współspalania niededykowanego, zakładamy

że odbędzie się to poprzez zmianę ustawy OZE w 2019 roku i przywrócenie wsparcia 1,0ZC/MWh

(alternat. wzrost ZC do 240PLN/MWh przy 0,5ZC/MWh). Spodziewamy się, że URE jednocześnie

dostosuje obowiązek umarzania ZC tak aby popyt uwzględnił dodatkowe wolumeny współspalania

(break even 320PLN/MWh) oraz wszystkie moce wiatrowe, tak aby nadpodaż ZC nie powstawała.

Bilans i potencjał dywidendowy: Spółka zamierza wypłacić pierwszą dywidendę za 2016

rok, zakładamy że wyniesie ona jedynie 0,3PLN (1% DY) i stopniowo będzie rosła, aby osiągnąć

1,2PLN (4,3% DY) za 2019 rok. Ze względu na znaczną wartość spłat długu i capex przed 2020

rokiem szacujemy, że spółka wypłaci 97% wartości nominalnej wszystkich dywidend po 2020

roku. Ponieważ nie zakładamy emisji długu ani akcji przez grupę przyjmujemy, że ograniczone

zdolności bilansowe pozwolą na wybudowanie 340MW mocy wiatrowych w systemie aukcyjnym.

Czynniki ryzyka: Brak rozpisania aukcji OZE przez URE w 2016, udana renegocjacja pakietu

klimatycznego przez rząd, nie osiągnijcie zakładanych parametrów (WACC, wietrzność, Capex/

MW), wzrost wartości mocy oferowanych przez konkurencję, underbidding na aukcjach ze strony

najmniejszych oferentów (celem sprzedaży projektów z warunkami finansowania).

Wycena: Nasza wycena SOTP spółki to 44PLN na akcję w perspektywie 12 miesięcy.

Wyceniamy istniejące i budowane 245MW farm (ZC) na 27PLN, kolejne 340MW farm, które

spółka powinna wybudować po wygraniu aukcji na 11PLN, pozostałe 390MW projektów

uwzględnione po wartości odsprzedaży na 4,5PLN. Pozostałe segmenty wyceniamy na 11PLN,

dług i zob. handlowe netto na –10,5PLN, koszty SG&A grupy –4,3PLN (na styczeń 2015).

Przy założeniu braku poprawy warunków na rynku zielonych certyfikatów i bez uwzględnienia

wartości farm wiatrowych w aukcjach nasz 12M TP wyniósłby 27PLN na akcję.

Polenergia Popyt URE na moce OZE powinien przekroczyć podaż

DANE SPÓŁKI

Ticker PEP

Sektor Energety ka

Kurs (PLN) 27,49

52 tyg. min/max (PLN) 23,53 / 35,8

Liczba akcji (mln szt.) 45,4

Kapitalizacja (mln PLN) 1 201

Free-float 33,8%

Śr. obroty 3M (mln PLN) 0,23

1M 3M 1Y

0,2% 12,0% -9,6%

KURS NA TLE WIG

AKCJONARIAT Udział %

Kulczy k Inv estment S.A. 50,2%

China - CEE Europe 16,0%

NN OFE 5,7%

Generali OFE 6,5%

Av iv a OFE 6,7%

Pozostali 14,9%

WAŻNE DATY

Raport roczny 2015

ANALITYK

Krzysztof Kubiszewski

krzy sztof [email protected]

+48 (22) 4338-321

OPIS SPÓŁKI

Zmiana kursu

Polenergia jest zdy wersy f ikowaną spółką

energety czną o wy sokim udziale biznesu

regulowanego. Wraz z przy łączeniami nowy ch f arm

wiatrowy ch struktura segmentowa spółki przesuwać

się będzie w kierunku OZE. Kluczowy m akty wem

spółki jest 730MW projektów f arm wiatrowy ch, które

mogą wziąć udział w aukcjach mocy OZE. Spółka

posiada także projekty morskich f arm wiatrowy ch,

Elektrowni Północ i gazociągu Bernau-Szczecin.

15

20

25

30

35

40

lis 1

4

gru

14

sty

15

lut

15

mar

15

kw

i 15

maj 1

5

cze 1

5

lip 1

5

sie

15

wrz

15

pa

ź 1

5

PEP WIG relatywnie

Kupuj Sprzedaj

Trzymaj

Kupuj(Inicjacja)

Cena docelowa: 44 PLN

Upside: +60%

mln PLN 2012 2013 2014 2015P 2016P 2017P

Przychody 132 139 935 2 692 2 782 2 820

EBITDA 46 45 105 210 261 289

EBIT 17 16 55 126 156 138

Zysk netto 17 6 31 73 88 63

EPS (PLN) 0,8 0,3 0,7 1,6 1,9 1,4

P/E (x) 35,4 102,7 40,0 17,0 14,2 20,0

EV/EBITDA (x) 15,2 16,1 15,4 9,8 7,2 9,5

P/BV (x) 1,2 1,2 0,9 0,9 0,8 0,8

DY (%) 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 1,1%

Źródło: dane spółki, szacunki Trigon DM

Polenergia

2 2

2015-12-01

Wskaźniki rynkowe 2013 2014 2015P 2016P 2017P

P/E (x) 99,1 40,0 17,0 14,2 20,0

P/E skor. (x) 99,1 40,0 17,0 14,2 20,0

P/BV (x) 1,1 0,9 0,9 0,8 0,8

EV/EBITDA (x) 30,4 15,4 9,8 7,2 9,5

EV/EBITDA skor. (x) 31,3 16,0 9,9 7,2 9,6

EV/Sprzedaż (x) 5,0 1,7 0,8 0,7 1,0

FCF Yield (%) -1,6% -29,1% -32,2% 18,3% -64,5%

DY (%) 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 1,1%

Wskaźniki finansowe 2013 2014 2015P 2016P 2017P

EPS (PLN) 0,3 0,7 1,6 1,9 1,4

EPS skor. (PLN) 0,3 0,7 1,6 1,9 1,4

DPS (PLN) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3

BVPS (PLN) 24,2 29,4 31,0 32,9 34,0

Liczba akcji (mln) 21,3 45,4 45,4 45,4 45,4

Kapitalizacja (mln PLN) 586 1 249 1 249 1 249 1 249

EV (mln PLN) 700 1 620 2 058 1 874 2 754

Moc zainstalowana farm wiatrowych Rachunek zysków i strat (mln PLN) 2013 2014 2015P 2016P 2017PPrzychody 139 935 2 692 2 782 2 820

Koszty wy tworzenia -109 -857 -2 450 -2 490 -2 500

Zy sk brutto ze sprzedaży 31 78 242 292 320

EBITDA 45 105 210 261 289

EBITDA skor. 44 101 208 259 287

Amorty zacja 29 50 84 105 151

EBIT 16 55 126 156 138

Zy sk brutto 5 34 91 110 78

Zy sk mniejszości 0 0 0 0 0

Zy sk netto 6 31 73 88 63

Zysk netto skor. 6 31 73 88 63

Rachunek przepływów pieniężnych (mln PLN) 2013 2014 2015P 2016P 2017P

Przepływy z działalności operacyjnej 91 80 193 239 273

Przepływy z działalności inwestycyjnej -100 -338 -589 -3 -1 074

CAPEX -100 -443 -596 -10 -1 079

Przepływy z działalności finansowej -46 467 275 -183 595

Wartość wynagrodzenia istniejących farm wiatrowych Dy widenda 0 0 0 0 -14

FCF -9 -363 -403 229 -806

Przepły wy pieniężne netto -55 209 -121 52 -206

Bilans (mln PLN) 2013 2014 2015P 2016P 2017P

Aktywa 949 2 732 3 123 3 080 3 802

Rzeczowe akty wa trwałe 553 1 707 2 218 2 123 3 051

Wartość f irmy 1 185 185 185 185

Wartości niematerialne i prawne 1 57 57 57 57

Gotówka 208 417 296 348 142

Pasywa 949 2 732 3 123 3 080 3 802

Kapitał własny 515 1 334 1 407 1 496 1 544

Kapitały mniejszości 1 1 1 1 1

Zobowiązania oprocentowane 322 787 1 104 973 1 647

Dług netto skor. 114 370 808 625 1 505

Kapitał obrotowy netto 129 22 22 22 22

DPS (za poprzedni rok) Wskaźniki operacyjne 2013 2014 2015P 2016P 2017P

wzrost sprzedaży (%)

wzrost EPS skor. (%)

marża brutto na sprzedaży (%) 22,1% 8,3% 9,0% 10,5% 11,3%

marża EBITDA skor. (%) 21,3% 24,7% 29,1% 32,3% 34,2%

marża EBIT (%) 11,3% 5,9% 4,7% 5,6% 4,9%

marża netto skor. (%) 4,2% 3,3% 2,7% 3,2% 2,2%

ROE (%) 1,1% 2,3% 5,2% 5,9% 4,1%

ROA (%) 0,6% 1,1% 2,4% 2,9% 1,6%

CAPEX/Sprzedaż (%) 71,8% 47,4% 22,1% 0,4% 38,3%

CAPEX/Amorty zacja (x) 3,4 8,8 7,1 0,1 7,2

Dług netto/kapitał własny (x) 0,2 0,3 0,6 0,4 1,0

Dług netto/EBITDA (x) 2,5 3,5 3,8 2,4 5,2

Cy kl konwersji gotówki (dni) -118 22 28 27 27

Cy kl rotacji zapasów (dni) -432 -34 -6 -6 -6

Cy kl rotacji należności handlowy ch (dni) 186 26 15 14 14

Cy kl rotacji zobowiązań handlowy ch (dni) -129 -31 -19 -19 -19

Źródło: Spółka, szacunki Trigon DM

89 153245 245 245 245 245 245

42181 239 279 279

6060 60

0

500

1000

1500

2000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Aukcja 2018Aukcja 2017Aukcja 2016Produkcja EE z farm wiatrowych MWh (ps)

160 160 169 183 203 207 191

120 140 131 117157 153 169

280 300 300 300

360 360 360

0

100

200

300

400

500

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

Cena zielonych certyfikatów

Prognoza hurtowej ceny energiiBreak even marginalnej technologii

Biomasa Współspalanie dedykow ane Wiatr

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

PolenergiaBloomberg ticker PEP PW

Rekomendacja Kupuj

Cena docelowa (PLN) 44

Kurs (PLN) 27,5

Potencjał wzrostu 60%

Poprzednia rekomendacja

Poprzednia cena docelowa (PLN)

Liczba akcji (mln) 45,4

Kapitalizacja (mln PLN) 1 218

EV (mln PLN) 1 588

Krzy sztof Kubiszewski


+48 (22) 4338-321

Polenergia

3 3

2015-12-01

Spis Treści

Podsumowanie inwestycyjne 4

Wymogi UE względem produkcji z OZE 6

Kary w przypadku niespełnienia wymogów UE 8

Pozycja konkurencyjna Polenergii w aukcjach OZE 9

Model farmy wiatrowej 12

Scenariusze zmiany ceny zielonych certyfikatów 14

Podsumowanie prognozy cen EE i ZC 17

Wzrost cen zielonych certyfikatów możliwy przed 2019 rokiem 18

Wycena SOTP: Polenergia 19

Czynniki ryzyka dla naszej wyceny 22

Założenia Trigon vs Konsensus 23

Wycena DCF i DDM: Polenergia 24

Polenergia

4 4

2015-12-01

Podsumowanie Inwestycyjne Naszym zdaniem Polenergia posiada znaczący potencjał wzrostu wartości grupy

w najbliższych 3-4 latach. Biorąc pod uwagę zobowiązania Polski, co do produk-

cji energii z OZE, wciąż niską wartość zainstalowanych mocy odnawialnych i

nieodległą perspektywę 2020 roku, uważamy, że operatorzy aktywów OZE mają

szansę uzyskać ponadprzeciętne stopy zwrotu z kapitału. Z punktu widzenia

spółki kluczowe będą wydarzenia w dwóch obszarach:

1) Istniejące farmy wiatrowe: poprawa warunków finansowych dla 245MW farm

wiatrowych spółki funkcjonujących w systemie zielonych certyfikatów (redukcja nadpo-

daży zielonych certyfikatów do 2019 roku i wzrost całkowitej uzyskiwanej przez te akty-

wa ceny energii do 360 PLN/MWh vs ok. 280PLN/MWh obecnie). Kluczową informacją

będzie w tym przypadku zatwierdzenie przez prezesa URE wzrostu obowiązku uma-

rzania zielonych certyfikatów o 5ppt. do 20% w 2017 roku.

2) Aukcje OZE: Rozpisanie aukcji OZE przez prezesa URE w 2016 i wygrana

280MW mocy zaoferowanych przez Polenergię przy zadowalającym średnim poziomie

ceny (zakładamy 350PLN/MWh).

Oczekujemy, że zatwierdzenie wzrostu obowiązku umarzania ZC oraz rozpisanie aukcji

OZE będą miały miejsce w 1H16, co pozwoli na częściowe rozpoznanie przez rynek

postrzeganej przez nas wartości fundamentalnej spółki. Kolejną kluczową informacją

będą wyniki osiągnięte przez Polenergię w aukcji.

Nasz scenariusz rozwoju OZE do 2020:

Szacujemy, że przy założeniu o trwałym wyłączeniu współspalania niededykowanego i

niskim wzroście zużycia energii w Polsce, popyt URE na moce wiatrowe w ramach

aukcji do 2020 roku wynieść powinien w sumie ok. 4000MW, co stanowi wartość nieco

wyższą niż obecna podaż projektów farm. Nie sądzimy jednak, aby aż tyle farm udało

się wybudować w tak krótkim czasie i zakładamy, że dla spełnienia wymogów UE ko-

nieczny będzie tymczasowy powrót wolumenów ze współspalania w 2020 roku

(jednocześnie prezes URE powinien uwzględnić dodatkową podaż ZC w obowiązku

umorzenia ZC tak aby ponownie nie powstała nadpodaż certyfikatów na rynku).

Naszym zdaniem powrót do współspalania w 2020 roku odbędzie się poprzez zmianę

ustawy OZE i przywrócenie wsparcia 1ZC/MWh (alternatywą jest wzrost obowiązku

umarzania przy zachowaniu 0,5ZC/MWh i znaczny wzrost cen ZC). Współspalanie

niededykowane ponownie osiągać będzie break even przy cenie ZC niższej niż farmy

wiatrowe i to właśnie farmy wyznaczać będą ceny certyfikatów (szacujemy, że suma-

ryczna cena EE i ZC wynosić będzie tyle, ile break even farm wiatrowych tj. 360PLN/

MWh; w praktyce cena ZC = 360PLN/MWh - cena EE).

Spółka posiada w sumie 730MW projektów farm wiatrowych. Oczekujemy, że popyt

URE w aukcjach będzie wystarczający, aby Polenergia bez problemu zabezpieczyła

ceny dla 340MW farm wiatrowych, na których budowę pozwala bilans spółki

(zakładamy średnio 350PLN/MWh vs 385PLN/MWh cena referencyjna technologii).

Przewagą konkurencyjną spółki będzie fakt, że posiada aż 280MW mocy gotowych do

aukcji w 2016 roku, podczas gdy podaż pozostałych grup energetycznych nie przekro-

czy w pierwszej aukcji ok. 370MW (w sumie 650MW przy aukcji ok. 750MW). Wielkość

aukcji 2016 zasygnalizowana przez URE wydaje się niska (względem sumarycznego

popytu), ale jest to naszym zdaniem efekt dostosowania przez URE popytu do podaży

gotowych projektów w pierwszym roku aukcji.

Na aukcji w 2017 oczekujemy znacznego wzrostu podaży projektów ze strony dużej

energetyki, ale jednocześnie spodziewamy się odpowiedniego dostosowania wielkości

aukcji przez URE. Zakładamy, że spółka sprzeda pozostałe 390MW projektów w 2018

roku przy 60% dyskonta do NPV (sprzedaż wymaga wygranej ceny w aukcji).

Szybki wzrost cen ZC jest możliwy przed 2019 rokiem

Zwracamy, uwagę że w momencie gdy właściciele farm wiatrowych funkcjonujących w

reżimie ZC będą mieli już pewność, że obowiązek umarzania wzrośnie do 20% i nad-

podaż zostanie zredukowana, działaliby na swoją szkodę wciąż akceptując obecnie

niską cenę ZC. Każdy racjonalny właściciel farmy wiatrowej wstrzyma się ze sprzedażą

posiadanych certyfikatów (ponieważ dyskonto ceny rynkowej ZC wynosi ponad 20% do

progu opłacalności wiatru (cena EE + ZC =280PLN/MWh vs 360PLN/MWh break even

wiatru) i jest wyższe niż skumulowana stopa wolna od ryzyka w perspektywie 2019

roku.

Polenergia

5 5

2015-12-01

Gdyby właściciele farm wiatrowych zachowali się racjonalnie oczekujemy, że zaraz po

ogłoszeniu 20% obowiązku umarzania ZC cena zielonych certyfikatów wzrosnąć po-

winna do ok. 190PLN/MWh (190 = 360 - 169 tj. oczekiwany przez nas poziom cen EE

na 2017 rok). Oznaczałoby to, że sumaryczna cena EE i ZC wynosiłaby 360PLN już w

2017 roku, a nie jak konserwatywnie zakładamy 2019. Dla spółki oznaczałoby to o ok.

40mln PLN wyższy zysk EBITDA dla spółki w latach 2017 i 2018 w porównaniu do na-

szych prognoz.

Prognoza cen ZC i całkowitej wartości wsparcia dla aktywów w reżimie ZC

Źródło: Szacunki Trigon DM

Alternatywny scenariusz wzrostu cen zielonych certyfikatów


Analiza wrażliwości naszej wyceny SOTP


160 160 169 183 203 207 191

120 140 131 117

157 153 169

280300 300 300

360 360 360

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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

Prognoza hurtowej ceny energii Cena zielonych certyfikatów

Break even marginalnej technologii

Biomasa Współspalanie dedykowane Wiatr

160 160 169 183 203 207 191

120 140191 177 157 153 169

280300

360 360 360 360 360

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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


Alternatywny przebieg cen ZC+EE Scenariusz bazowy (cena EE + ZC)


Technologia marginalna ZC w 2019 Break Even IRR farmy / Cena energii uzyskana w aukcjach

7,1% 7,5% 8,0% 8,4% 8,8% 9,2% 9,5%

44,7 330 340 350 360 370 380 385

Woda 260 29,9 31,6 33,3 35,0 36,7 38,5 39,3

Biomasa 280 32,0 33,7 35,5 37,2 38,9 40,6 41,5

Współspalanie dedykow ane 300 34,2 35,9 37,6 39,3 41,0 42,8 43,6

Współspalanie niededykow ane 320 36,3 38,0 39,7 41,5 43,2 44,9 45,8

Wiatr 360 40,6 42,3 44,0 45,7 47,4 49,2 50,0

Współspal. niededykow @ 0,5ZC/MWh 400 44,8 46,5 48,3 50,0 51,7 53,4 54,3

Biogaz 430 48,0 49,7 51,4 53,2 54,9 56,6 57,5

PV 480 53,3 55,0 56,8 58,5 60,2 61,9 62,8

Polenergia

6 6

2015-12-01

Wymogi UE względem produkcji z OZE Polska zobowiązała się do osiągnięcia celu 15% wykorzystania energii ze źró-

deł odnawialnych w gospodarce w 2020 roku. W 2010 roku MG przedstawiło

dokument „Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych”,

gdzie rozplanowane zostały cele wzrostu udziału OZE w podziale na takie sek-

tory gospodarki jak elektroenergetyka, transport oraz ciepłownictwo i chłodnic-

two. W ramach tego dokumentu cel udziału energii ze źródeł OZE dla sektora

elektroenergetyki ustalony został na poziomie 19,13%.

Krajowy plan działania: Cele udziału OZE dla poszczególnych sektorów

Źródło: Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, Trigon DM

Przyjmując, że plan 19,13% udziału OZE w elektroenergetyce zostanie wyko-

nany, szacujemy, że cała pula ok. 4GW mocy wiatrowych które zostaną zaofe-

rowane w aukcjach powinna zostać wsparta przez URE. Szacujemy, że przy

całkowitym wygaszeniu współspalania niededykowanego od 2016 roku, mimo

dalszego wzrostu mocy w biomasie i biogazie konieczna do zainstalowania w

latach 2016-2019, moc elektrowni wiatrowych (przy obecnej technologii tj. 30%

load factor) wynosi 3950MW (czyli tyle ile wynosi cała oferta farm w Polsce).

W scenariuszu zainstalowania niewystarczającej wielkości mocy wiatrowych

konieczne będzie przywrócenie wsparcia dla współspalania niededykowane-

go. Nawet przy założeniu maksymalnego wspieranego certyfikatami poziomu

produkcji w tej technologii (6TWh) moc elektrowni wiatrowych w latach 2016-

2019 wzrosnąć powinna nie mniej niż o 2130MW (co wciąż jest bardzo dużą

wartością). Naszym zdaniem współspalanie może stanowić jedynie rozwiąza-

nie tymczasowe i pozwoli zniwelować niedobory produkcji energii odnawialnej

w przypadku potencjalnych opóźnień w instalacji nowych mocy w drodze au-

kcji. Istnieje także prawdopodobieństwo, że KE przestanie akceptować współ-

spalanie niededykowane jako źródło OZE.

Nasze prognozy opieramy na konserwatywnym założeniu, że krajowe zużycie

energii w 2020 roku wyniesie 170TWh vs 159TWh w 2014 (+1,15% rocznie).

Wyższy wzrost zużycia oznaczałby konieczność zainstalowana większej ilości

mocy OZE mimo powrotu do współspalania.

Prognoza pokrycia zużycia krajowego energii ze źródeł OZE

Źródło: URE, PSE, RWE, Trigon DM

Krajowy plan działania OZE 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020OZE - ciepłownictwo i chłodnictwo 12,3% 12,5% 12,8% 13,1% 13,3% 13,7% 14,4% 15,0% 15,7% 16,5% 17,1%OZE - elektroenergetyka 7,5% 8,9% 10,2% 11,1% 12,2% 13,0% 13,9% 14,7% 15,6% 16,8% 19,1%OZE - transport 5,8% 6,3% 6,8% 7,2% 7,5% 7,7% 8,0% 8,5% 9,1% 9,6% 10,1%Całkowity udział OZE [%] 9,6% 10,1% 10,6% 11,1% 11,5% 11,9% 12,5% 13,1% 13,8% 14,6% 15,5%

Produkcja z OZE 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015P 2020P 2020P 2020P

Scen. 1 Scen. 2 Bazow.

Biogaz 0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,4 0,4 0,5 0,7 0,8 0,8 2,2 2,2 2,2

Biomasa 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6 0,6 1,1 2,2 2,7 4,4 4,4 5,5 5,5 5,5

PV 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6 0,6 0,6

Wiatr 0,1 0,3 0,5 0,8 1,0 1,8 3,1 4,6 6,1 7,6 10,3 20,7 15,9 18,7

Woda 2,2 2,0 2,3 2,2 2,4 2,9 2,3 2,0 2,4 2,2 2,2 2,3 2,3 2,3

Współspalanie niededy kow. 3,5 0,0 4,8 2,0

Współspalanie dedy kowane 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

Łącznie 3,8 4,2 5,2 6,5 8,6 11,0 13,0 16,1 15,6 19,8 18,9 32,5 32,5 32,5

Moc zainstalowana w wietrze 83 153 288 451 725 1180 1616 2497 3390 3834 4704 8661 6835 7900

Impl. Wietrzność 19% 25% 24% 25% 20% 22% 26% 26% 24% 24% 25%

Przy rost mocy w wietrze 70 135 163 274 455 436 881 893 444 870 3957 2131 3196

Produkcja EE z wiatru 0,1 0,3 0,5 0,8 1,0 1,8 3,1 4,6 6,1 7,6 10,3 20,7 15,9 18,7

Wzrost zuży cia EE rdr 3,5% 2,9% 0,5% -4,0% 4,2% 1,9% -0,6% 0,6% 0,5% 2,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Zuży cie EE brutto w Polsce 144,8 149,8 154,2 154,9 148,7 155,0 157,9 157,0 158,0 158,7 161,9 170,0 170,0 170,0

Udział OZE w produkcji brutto 2,6% 2,8% 3,4% 4,2% 5,8% 7,1% 8,2% 10,3% 9,9% 12,5% 11,7% 19,1% 19,1% 19,1%

1,81,30,9 3,76,76,05,24,32,8

Polenergia

7 7

2015-12-01

Zwracamy uwagę, że w 2014 roku współspalanie niededykowane, którego

wsparcie zostanie obniżone z 1ZC/MWh do 0,5ZC/MWh od 2016 roku, odpo-

wiadało za ok. 3,5TWh produkcji OZE (i ponad 5TWh w 2012). Od 2016 roku

przy obecnej cenie zielonych certyfikatów (120PLN MWh) współspalanie nie-

dekowane stanie się nieopłacalne i nie powinno kontrybuować do produkcji

OZE. W praktyce perspektywę produkcji z OZE w roku 2020 należy rozważać

w dwóch scenariuszach tj. ze współspalaniem i bez niego.

Scenariusz bez współspalania niededykowanego: Gdyby URE zgodnie z

obecną ustawą OZE na dobre zrezygnowało ze współspalania niededykowa-

nego, przy naszym założeniu wymaganej produkcji z OZE na poziomie

32,5TWh (tj. 19,13% ze 170TWh), produkcja energii z wiatru powinna wzro-

snąć o 10,5TWh do 20,7TWh (vs 10,3 TWh w 2015). Odpowiadałoby to zain-

stalowaniu ok. 3950MW mocy przy średnim obłożeniu rocznym na poziomie

30% (vs 25% uzyskiwane średnio przez technologie wiatraków zainstalowane

w poprzednich latach). Zwracamy uwagę, że do próbnej aukcji OZE w maju

2015 roku przystąpiło nieco ponad 3700MW mocy. Zakładając, że wartość ta

uwzględniała technologie przekraczające sprawność 4000h/rok, dopiero zain-

stalowanie wszystkich tych mocy do 2020 miałoby potencjał pokrycia zapo-

trzebowania na OZE przy zakładanym przez nas niskim wzroście zużycia kra-

jowego energii.

Implikowana wielkość aukcji: Przy zakładanym przez nas scenariuszu

konieczności zainstalowania ok. 3950MW mocy wiatrowych (poza innymi źró-

dłami, dla których również przewidujemy wzrost mocy), średnioroczna wiel-

kość aukcji dla wiatru wynieść powinna 1000MW w latach 2016-2019.

Scenariusz z maksymalną produkcją ze współspalania: URE ograniczyło

maksymalną wartość wsparcia łącznie dla współspalania dedykowanego i

niededykowanego do 6TWh. Przyjmując 6TWh produkcji ze współspalania (vs

1,2TWh w scenariuszu bez współspalania niededykowanego), produkcja ener-

gii z wiatru wzrosnąć powinna o 5,6TWh do 15,9TWh (vs 10,3 TWh w 2015).

Odpowiadałoby to zainstalowaniu ok. 2130MW mocy przy średnim obłożeniu

rocznym na poziomie 30% (vs 25% uzyskiwane średnio przez technologie wia-

traków zainstalowane w poprzednich latach).

Implikowana wartość aukcji: Przy założeniu o zainstalowaniu 2130MW

mocy wiatrowych średnioroczna wartość aukcji wynieść powinna ok. 550MW

dla wszystkich technologii. Nie sądzimy jednak, aby URE świadomie dążyło do

konieczności przywrócenia współspalania, ale traktuje je raczej jako zabezpie-

czenie wykonania celu OZE.

Efekt przywrócenia współspalania dla Polenergii

Zwracamy uwagę, że gdyby wzrost zużycia przekroczył nasze założenia lub

ilość nowo zainstalowanej mocy była zbyt niska, URE i tak musiałoby posiłko-

wać się wolumenami ze współspalania niededykowanego (które od 2016 zo-

stało wyparte z systemu poprzez obniżenie wsparcia z 1 do 0,5 ZC/MWh).

URE ma możliwość przywrócenia opłacalności współspalania na 2 sposoby:

1) Poprzez utrzymanie wysokiego obowiązku umarzania ZC i podniesienie

wsparcia do 1,0ZC/MWh (break even technologii 320PLN) - cenę zielonych

certyfikatów wciąż wyznaczałyby moce wiatrowe (suma EE+1ZC = 360PLN)

2) Podtrzymanie obowiązku umarzania ZC na wysokim poziomie przy utrzy-

maniu 0,5ZC/MWh wsparcia - Współspalanie niededykowane stałoby się tech-

nologią marginalną w merit order ZC. Sumaryczna wartość ceny EE i 0,5ZC

wynieść musiałaby ok. 320PLN/MWh. Przy zakładanej przez nas cenie energii

w 2020 na poziomie 207PLN/MWh cena zielonego certyfikatu musiałaby wy-

nieść 226PLN. Oznaczałoby to sumę wynagrodzenia farm wiatrowych na po-

ziomie ok. 430PLN (207 cena EE i 226 cena ZC).

Polenergia

8 8

2015-12-01

Kary w przypadku niespełnienia wymogów UE

W przypadku niewypełnienia przez kraj członkowski założeń, co do wykorzystania

źródeł OZE w gospodarce, UE przewiduje kary w postaci zakupu transferu staty-

stycznego OZE od krajów które przekroczą swoje normy. Koszt zakupu zapisu sta-

tystycznego szacowany jest w granicach od 50 do 100EUR/MWh (nie oznacza to

dostawy energii a jedynie statystyki).

Zwracamy uwagę, że oczekiwane koszty subsydiowania farm wiatrowych

(maksymalnie 385PLN/MWh - cena energii) są niższe zarówno od kar przewidzia-

nych przez UE jak i od kosztu subsydiowania współspalania niededykowanego na-

wet w scenariuszu przywrócenia 1ZC/MWh (koszt subsydiowania ZC wyznaczać

będzie wiatr tj. (360PLN - cena EE)). Jednocześnie subsydiowanie współspalania

nie daje trwałych efektów w postaci nowych aktywów a nowe farmy wiatrowe tak.

Uważamy, że w interesie URE (minimalizacja całkowitych kosztów subsydiowania

OZE) leży rozpisanie aukcji obejmujących wszystkie oferowane moce wiatrowe.

Maksymalny koszt subsydiowania OZE z wiatru (aukcje) Koszty subsydiowania vs kary UE

Źródło: ECOFYS Netherlands, szacunki Trigon DM

Potencjał spełnienia wymogów ograniczenia emisji CO2

Cel UE redukcji CO2 do 2030 roku wynosi 43% vs poziom emisji z 2005 roku jed-

nak alokacja na kraje nie jest na ten moment znana. Na potrzeby obliczeń przyjmu-

jemy, że Polska zobowiąże się do obniżenia emisji CO2 ze spalania paliw kopal-

nych do 2030 roku o 30% vs emisja w roku 2005 (303mln ton). W 2014 roku emisyj-

ność polskiej gospodarki wyniosła 317mln ton CO2 i była o 105mln ton wyższa niż

cel na 2030 rok. Udział elektroenergetyki w emisji CO2 szacujemy na 139mln ton

(tj. 45% całkowitej emisji kraju w 2014). Aby spełnić cel UE udział OZE w elektroe-

nergetyce w 2030 roku musiałby przekraczać 50%.

Szacunek koniecznych ograniczeń emisji CO2 do 2030 roku.

Źródło: Eurostat, Szacunki Trigon DM

160 169 183 203 207 191

225 216 202 182 178 194

385 385 385 385 385 385

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Maks. koszt subsyd. wiatru a aukcjach ( 385PLN)Cena EE w hurcieCena referencyjna (wiatr)

225 216202

182 178194 186

215 215 215

430 430 430

200 191177

157 153169 161

100

200

300

400

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Maks. koszt subsyd. wiatru a aukcjach ( 385PLN)Kara 50 EUR/MWhKara 100 EUR/MWhKoszt subsydiowania współspalania niededykowanego

Źródło Produkcja EE 2014 Emisyjność t/MWh Ilość wytworzonego CO2

W. brunatny 54,3 1,2 65

W. kamienny 75,6 0,95 72

Gaz 3,3 0,55 2

El. Przemysłow e 9,0

Wiatr i inne 7,3

Woda 2,5

Współspalanie 4,7

SUMA 156,6 139

Emisja całkow ita 2014 317

Emisja całkow ita 2005 303

70% Emisji całkow itej 2005 212

Nadwyżka emisji 2014 ponad cel 2030 105

Polenergia

9 9

2015-12-01

Pozycja konkurencyjna Polenergii w aukcjach OZE Obecnie w Polsce istnieje ok. 4GW mocy planowanych farm wiatrowych, które

prawdopodobnie zostaną wystawione w aukcjach OZE w latach 2016-2019.

Według naszych szacunków ponad 50% projektów skupione jest w rękach

kilku największych graczy jak Energa (ok. 1400MW, z czego zakładamy ok.

300 jest na tyle zaawansowane, aby brać udział w aukcjach), Polenergia

(730MW), PGE (ok. 600MW) i CEZ (480MW). Efektywnie Polenergia posiada

największy pipeline farm wiatrowych w Polsce.

Aukcja 2016: Według naszych szacunków duże grupy energetyczne

(PGE, ENG, ENA, TPE, CEZ) w sumie posiadają nie więcej niż 200MW mocy

wiatrowych gotowych do zaoferowania na aukcji w 2016 roku. Oznacza to w

naszej ocenie, że w 2016 roku, przy planowanej wielkości aukcji na poziomie

750MW, popyt może przewyższyć podaż zakwalifikowanych projektów (duża

energetyka ok. 200MW + CEZ 170MW + Polenergia 279MW = 650MW, dla

pozostałych graczy zostaje 100MW przy aukcji o wielkości 750MW).

Aukcja 2017: Oceniamy, że w 2017 roku podaż projektów z dużych grup

energetycznych zdecydowanie przekroczy 600MW. Z drugiej strony, jeżeli

URE zgodnie z zapowiedziami ogłosi aukcje na jedynie 750MW wiatru w 2016,

kolejna aukcja będzie musiała być zdecydowanie większa, aby w sumie w cią-

gu 3 lat zamówić zakładane przez nas 3950MW przyłączeń w wietrze (na

2017 - 2019 przypadałoby 3200MW). Naszym zdaniem regulator, rozpoznając

sytuację niskiej podaży projektów na 2016 świadomie przeniesie większość

zamawianego wolumenu na kolejne lata, aby zniwelować efekt niedoboru pro-

jektów na aukcji w 2016. Uważamy, że w aukcjach 2017 - 2019 Polenergia

również nie będzie mieć problemu z zapewnieniem wsparcia dla swoich farm

w drodze aukcji. Zakładamy, że w 2017 spółka zaoferuje 284MW z czego

60MW wybuduje sama, a reszta będzie przeznaczona na sprzedaż.

Zakładany poziom wygranych mocy w aukcjach


Konkurencja cenowa w aukcjach

Uważamy, że w praktyce konkurencja nie będzie polegała na minimalizacji

ceny kosztem IRR projektu, a raczej ustaleniu oferty tak, aby zmieścić się ce-

nowo zaraz przed mniejszymi oferentami o gorszych parametrach kosztowych.

Pozostawi to znaczny potencjał zysków dla najbardziej efektywnych kosztowo

graczy (jak Polenergia).

W aukcjach oferenci konkurować będą ze sobą w ramach 5 głównych parame-

trów tj.: wietrzność projektu, poziom WACC, osiągnięty poziom Capex/MW,

kosztów obsługi OPEX i kosztów zmiennych (bilansowanie handlowe farmy).

Uważamy, że Polenergia osiągnąć powinna co najmniej tak niski Capex jak

duża energetyka i niższy Opex (Polenergia posiada własną spółkę O&M ob-

sługującą farmy wiatrowe, dzięki czemu po 5 latach wsparcia gwarancyjnego

farmy powinny obniżyć koszty stałe opex o 50%).

Przyjmując na potrzeby dalszych rozważań, że Capex i Opex są stałe dla

wszystkich, a na wietrzność spółki nie mają wpływu, konkurencja powinna od-

bywać się na poziomie WACC.

Aukcja 2016 2017 2018 2019 SUMA

Polenergia (zakładana oferta) 279 284 167 730

Moce dużych grup energetycznych <200 >500 >500 900

CEZ 170 b.d. b.d. 480

Mniejsi oferujący b.d. b.d. b.d. 1840

Wielkość aukcji 750 >750 >750 >750 3950

Wygrane Moce 279 min. 60

% w ygranych 100% min. 20%

o/w w łasna budow a 279 60

o/w pipeline na sprzedaż 0 0-224 167

Polenergia

10 10

2015-12-01

Wiadomo jest, że Polenergia zastosuje podejście projektowe do poszczegól-

nych farm, maksymalnie lewarując Equity (i obniżając WACC). Dodatkowo z

racji tego, że projekt z wygraną w aukcji ceną jest w praktyce biznesem regu-

lowanym (jedynym ryzykiem jest wietrzność), koszt długu powinien być niski i

zbliżony dla wiarygodnych oferentów.

Teoretycznie duża energetyka powinna zastosować WACC grupy dla projek-

tów wiatrowych (relatywnie niski poziom D/A w WACC). W praktyce oznacza-

łoby to, że konkurencyjność ofert dużej energetyki byłaby niższa od Polenergii.

Duże spółki energetyczne prawdopodobnie zmuszone zostaną (poprzez wa-

runki cenowe pozostałych graczy), aby zastosować podejście projektowe do

farm wiatrowych i w tym przypadku mają możliwość osiągnąć niższy koszt

kapitału od Polenergii.

Szacunek WACC oferentów farm w różnych scenariuszach


W praktyce oczekujemy, że duże spółki energetyczne podobnie jak Polenergia

będą starały się maksymalizować cenę w ofertach do poziomu możliwego do

zaoferowania przez najmniejszych marginalnych oferentów.

Polenergia: symulacja NPV farm względem uzyskanej ceny


Konkurencja ze strony mniejszych oferujących

Mniejsze podmioty oferujące swoje projekty znajdują się w znacznie gorszej sytuacji niż PGE, ENG, CEZ

czy Polenergia z 3 powodów:

- Oczekiwana przez nich stopa zwrotu jest wyższa,

- Możliwe do uzyskania warunki finansowania powinny być mniej korzystne,

- Prawdopodobnie nie posiadają spółek obrotu, co wpływa na wysokie koszty

zmienne farmy (tzw. koszt profilu). Farma wiatrowa jako sprzedawca energii

musi zadeklarować odbiorcy energii (tj. segmentowi obrotu grupy energetycz-

nej) profil wolumenu produkcji w ciągu doby. Późniejsze odstępstwa od profilu

stanowią koszt dla farmy wiatrowej. Normalnie jest to koszt ok. 30PLN/MWh,

jednak posiadając własną spółkę obrotu może on zostać ograniczony o

ponad połowę (co stanowić będzie marże dla dużych grup energetycz-

nych i Polenergii w przypadku, gdy średni poziom cen zostanie wyzna-

czony przez mniejszych oferujących).

Kalkulacja WACC Polenergia (projekt) PGE grupa ENG grupa PGE i ENG podejście projektowe

WACC (%) 4,7% 7,1% 6,5% 4,0%

D/A 0,80x 0,15x 0,30x 0,85x

Stopa podatkow a 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

Koszt kapitałów własnych 9,0% 8,0% 8,0% 8,0%

RFR 3,0% 3,0% 3,0% 3,0%

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

Premia za ryzyko 6,0% 5,0% 5,0% 5,0%

Koszt długu 4,5% 2,5% 3,5% 4,0%

Marża banku 2,0% 1,5%

Wibor (zabezpieczony IRS) 2,5% 2,5%

Cena EE w aukcji WACC IRR projektu NPV/MW (mln PLN) NPV/MW (mln EUR)

280 4,7% 4,9% 0,08 0,02

300 4,7% 5,8% 0,55 0,13

310 4,7% 6,2% 0,79 0,18

320 4,7% 6,7% 1,02 0,24

330 4,7% 7,1% 1,26 0,29

340 4,7% 7,5% 1,50 0,35

350 4,7% 8,0% 1,73 0,40

360 4,7% 8,4% 1,97 0,46

370 4,7% 8,8% 2,21 0,51

380 4,7% 9,2% 2,44 0,57

385 4,7% 9,5% 2,56 0,60

Polenergia

11 11

2015-12-01

Ryzyko underbiddingu ze strony mniejszych oferentów: Ponieważ pozy-

cja mniejszych podmiotów w aukcji będzie trudna z punktu widzenia inwestora

istnieje ryzyko przesuwania się w czasie jego wygranej w aukcji.

- Naszym zdaniem istnieje ryzyko, ze niektórzy uczestnicy aukcji mogą zaofe-

rować cenę, przy której oni sami nie mogą zrealizować projektu, ale przy której

duża grupa energetyczna mogłaby być zainteresowana odkupieniem projektu.

Z drugiej strony, w obliczu bardzo wysokiego spodziewanego popytu ze strony

URE strategia taka byłaby mało opłacalna i ryzykowna (przesunięcie wygranej

w czasie to mniejsza utrata wartości niż dyskonto cenowe przy sprzedaży pro-

jektu). Nie ma również gwarancji, że duże grupy energetyczne faktycznie od-

kupiłyby projekt i czy oferent odpowiednio oszacuje akceptowalną przez te

podmioty cenę. Dodatkowo właściciel projektu naraziłby się na kary za niewy-

konanie farmy wiatrowej oraz utracił część potencjalnej ekonomicznej wartości

dodanej.

Uważamy, że obecnia kara za niewybudowanie mocy po wygranej aukcji jest

na tyle niska (ok. 30tys PLN MW) że efektywnie nie zniechęca do underbiddin-

gu. Oczekujemy, że przed rozpisaniem aukcji konieczne jest wprowadzenie

bardziej restrykcyjnych kar tak aby underbidding nie mógł być opłacalny w

żadnym wypadku.

Polenergia

12 12

2015-12-01

Model farmy wiatrowej Poniżej prezentujemy model farmy (2MW) przy parametrach, które zakładamy

dla Polenergii w porównaniu do założeń dla ceny referencyjnej 385PLN/MWh.

Najważniejsze założenia:

Model farmy wiatrowej na parametrach zakładanych dla Polenergii


IRR modelu wynosi 8,0%, a NPV przy zakładanym przez nas 4,7% WACC

ok. 1,73mln PLN na MW zainstalowany (wartość zdyskontowana na po-

czątek 2016)

Parametry Założenia Trigon (PEP) Założenia do ceny referencyjnej

Okres pracy 20 lat z czego 15 jest subsyd. 15 lat subsyd. i 15% w art. rezyd.

Wietrzność 30% 26%

Cena z auckji Uzyskana 350 385

CPI 1,50% średnio 2,2%

Capex mln PLN/MW 6,5 6,3

Koszty opex PLN/MW/Rok 5 lat 0,225, później 0,11mln PLN 0,225mln PLN w całym okresie

Koszty zmienne PLN/MWh 20PLN/MWh 15PLN/MWh

CIT 19% 19%

IRR 8,0% 7,43%

WACC 4,72%

D/A 80%

Rok inwestycji 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2031 2032 2033 2034 2035 2036

Moc MW 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

Load factor 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30%

Produkcja energii GWh/Rok 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26 5,26

Cena EE 350 355 361 366 371 377 431 188 188 188 188 188

CPI 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5%

Koszt bilansow ania handlow . (PLN/MWh) 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

Koszt Opex (mln PLN/MW/Rok) 0,225 0,225 0,225 0,225 0,225 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110

Przychody (mln PLN) 1,84 1,87 1,90 1,92 1,95 1,98 2,27 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99

Koszty zmienne -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11

Koszty stałe -0,45 -0,45 -0,45 -0,45 -0,45 -0,22 -0,22 -0,22 -0,22 -0,22 -0,22 -0,22

EBITDA 1,28 1,31 1,34 1,37 1,40 1,66 1,94 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66

Capex (PLN/MW) -6,50

Amortyzacja podatkow a 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87 0,87

PBT 0,42 0,45 0,47 0,50 0,53 0,79 1,07 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66

CIT (19%) -0,08 -0,08 -0,09 -0,10 -0,10 -0,15 -0,20 -0,13 -0,13 -0,13 -0,13 -0,13

FCF -13,0 1,21 1,23 1,25 1,27 1,30 1,51 1,74 0,54 0,54 0,54 0,54 0,54

IRR 8,0%

WACC (80% D/A) 4,7%

NPV 3,47

NPV/MW 1,73

Kalkulacja WACC Polenergia (projekt)

WACC (%) 4,7%

D/A 0,80x

Stopa podatkow a 19,0%

Koszt kapitałów własnych 9,0%

RFR 3,0%

Beta 1,0

Premia za ryzyko 6,0%

Koszt długu 4,5%

Marża banku 2,0%

Wibor (zabezpieczony IRS) 2,5%

Polenergia

13 13

2015-12-01

Wrażliwość modelu na poszczególne założenia operacyjne

IRR projektu w zależności od CPI i kosztu zmiennego

IRR w zależności od ceny energii w aukcji i load factor

NPV/MW w zależności od ceny energii w aukcji i WACC

W naszej ocenie model jest bardzo wrażliwy na wszystkie główne parametry tj.

cenę energii w aukcji, load factor, WACC i koszt profilu (i bilansowania handlo-

wego). W praktyce ostatnie 3 parametry powinny wypływać na minimalną

możliwą do zaoferowania cenę. Efektywnie na wielkość IRR poza wietrznością

wpływać będzie przede wszystkim przewaga kosztowa (w tym WACC) Pole-

nergii vs najmniejsi oferujący, bezpośrednio przed którymi spółka będzie się

starała zmieścić cenowo.

CPI Koszt profilu (PLN/MWh)

8,0% 10 15 20 25 30

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

1,0% 8,4% 8,1% 7,9% 7,7% 7,4%

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

2,0% 8,5% 8,3% 8,0% 7,8% 7,6%

2,5% 8,6% 8,3% 8,1% 7,9% 7,7%

3,0% 8,6% 8,4% 8,2% 7,9% 7,7%

Cena w aukcji Load Factor

8,0% 26% 28% 30% 32% 34% 36% 38%

330 5,1% 6,1% 7,1% 8,1% 9,0% 9,9% 10,8%

340 5,5% 6,5% 7,5% 8,5% 9,5% 10,4% 11,3%

350 5,9% 6,9% 8,0% 9,0% 9,9% 10,9% 11,8%

360 6,3% 7,4% 8,4% 9,4% 10,4% 11,4% 12,3%

370 6,7% 7,8% 8,8% 9,9% 10,9% 11,8% 12,8%

380 7,0% 8,2% 9,2% 10,3% 11,3% 12,3% 13,3%

385 7,2% 8,4% 9,5% 10,5% 11,5% 12,6% 13,5%

Cena w aukcji WACC

1,73 4,0% 4,5% 4,7% 5,0% 5,5% 6,0% 6,5%

330 1,72 1,40 1,26 1,09 0,80 0,53 0,28

340 1,97 1,64 1,50 1,32 1,02 0,75 0,49

350 2,22 1,88 1,73 1,55 1,25 0,96 0,69

360 2,47 2,12 1,97 1,78 1,47 1,17 0,90

370 2,72 2,36 2,21 2,01 1,69 1,39 1,11

380 2,97 2,60 2,44 2,24 1,91 1,60 1,31

385 3,10 2,72 2,56 2,36 2,02 1,71 1,41

Polenergia

14 14

2015-12-01

Scenariusze zmiany ceny zielonych certyfikatów

Na koniec 2015 roku Polenergia posiadać będzie 245MW farm wiatrowych

zainstalowanych w reżimie zielonych certyfikatów (z czego 145MW na koniec

2014), oznacza to, że jej ekspozycja na ceny zielonych certyfikatów wyniesie

ok. 0,68TWh rocznie (tj. ok. 7mln PLN EBITDA na 10PLN uzyskiwanej ceny

całkowitej energii, tj. cena EE czarnej + cena ZC).

Cena zielonych certyfikatów: W praktyce cena zielonego certyfikatu sta-

nowi różnice między poziomem break even marginalnej technologii koniecznej

dla wytworzenia wymaganej przez rynek ilości certyfikatów a ceną energii

czarnej na rynku hurtowym (ZC = Break Even technologii marginalnej - Cena

EE 1Y Forward). Oznacza to, że przy założeniu stałej technologii cena ZC po-

winna spadać wraz ze wzrostem ceny EE tak, aby suma była wartości uzyski-

wanej przez tą technologię była stała. W praktyce prognozowanie ceny ZC nie

może się odbywać w oderwaniu od prognozy ceny energii czarnej i tak na-

prawdę sens ma jedynie określenie marginalnej technologii wymaganej do

pokrycia popytu na zielone certyfikaty w danym roku.

Implikowana cena ZC dla technologii OZE przy cenie EE 160PLN/MWh


Normalnie technologia marginalna powinna być wyznaczana poprzez merit

order OZE funkcjonujących w reżimie ZC (cena Break Even poszczególnych

technologii i oferowany wolumen wytwarzania) oraz popyt na ZC (wynikający z

wielkości obowiązku umarzania i wolumenu sprzedaży).

W sytuacji nadpodaży ZC na rynku poziom popytu, który wyznacza cenę

względem podaży (merit order) powinien zostać pomniejszony o wartość sku-

mulowanej podaży z poprzednich lat.

Merit order OZE w reżimie ZC (2016) przy cenie energii 160PLN/MWh


Obecnie cena ZC wynosi 120PLN/MWh, czyli znajduje się dokładnie na progu

opłacalności dedykowanej biomasy (Break even technologii 280PLN –

160PLN cena EE). Według naszych szacunków efektywne wyeliminowanie

Technologia Break even technologii Cen a energii czarnej 16FY Przydział ZC/MWh Implikowana cena ZC

Woda <5MW 260,0 160 1,0 100

Woda >5MW 260,0 160 1,0 100

Biomasa 280,0 160 1,0 120

Współspalanie dedykow ane 300,0 160 1,0 140

Współspalanie niededykow . 320,0 160 1,0 160

Wiatr 360,0 160 1,0 200

Biogaz 430,0 160 1,0 270

PV 480,0 160 1,0 320

Współspalanie niededykow . 320,0 160 0,5 240

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0

Biogaz BiomasaPV WiatrWoda <5MW Współspalanie dedykowaneKoszt technologii marginalnej Popyt na ZCPopyt - nadpodaz Współspalanie niededykowane

Popyt - nadpodaż

Polenergia

15 15

2015-12-01

wsparcia dla współspalania niededykowanego i dużych elektrowni wodnych od

2016 roku przy podniesieniu obowiązku umarzania ZC do 20% (+5 ppt) od

2017 roku, powinno doprowadzić do całkowitej redukcji nawisu podaży ZC w

trakcie 2019 roku.

Prognoza przebiegu redukcji nadpodaży ZC


Poniżej prezentujemy merit order systemu ZC dla poszczególnych lat, co

włącznie z naszą prognozą ceny hurtowej EE wyznacza naszą ścieżkę zmiany

cen zielonych certyfikatów.





12,815,5 15,7

10,55,4

0,4 0,0 0,0 0,0

0%

5%

10%

15%

20%

25%

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024P 2025P

Nadpodaż ZCPopyt na zielone certyfikatyPodaż zielonych certyfikatówPopyt - podażObowiązek umarzania zielonych certyfikatów (ps)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0


Polenergia

16 16

2015-12-01

Zwracamy uwagę, że wg naszych obliczeń wiatr powinien stać się technologią

marginalną już w 2018 roku . Konserwatywnie zakładamy jednak, że suma

ceny EE i ZC osiągnie poziom break even wiatru (360PLN/MWh) dopiero w

2019 roku.





Nie wiadomo jakie będzie podejście URE do wielkości obowiązku umarzania

ZC po redukcji nawisu i trudno określić, która technologia OZE w reżimie ZC

będzie marginalnym producentem ustalającym cenę tych praw majątkowych.

W praktyce nowych projektów wiatrowych może nie wystarczyć do zapewnie-

nia wystarczającej ilości energii z OZE w 2020 roku i współspalanie powróci

do podstawy merit order systemu ZC.

Naszym zdaniem nie ma jednak pewności, że URE utrzyma obowiązek umo-

rzenia ZC na poziomie 20% (aby stymulować produkcję ZC z technologii droż-

szych niż wiatr) po redukcji nadpodaży w 2019. Konserwatywnie zakładamy,

że URE dostosuje obowiązek tak aby technologią marginalną był wiatr o kosz-

cie break even na poziomie 360PLN (przy zakładanej przez nas cenie EE w

2020 na poziomie 207PLN/MWh, cena ZC wynosić powinna 153PLN). Jeżeli

konieczne będzie ponowne wsparcie wytwarzania popyt na ZC (obowiązek

umorzenia) powinien zostać odpowiednio dostosowany przez URE. Jedno-

cześnie maksymalna wartość wsparcia dla współspalania powinna zostać do-

stosowana (vs max. 6TWh obecnie) tak aby nadmierna podaż tej technologii

nie wypierała z systemu wiatru prowadząc do nadpodaży ZC.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0


Tymczasowy powrót

współspalania (2TWh)

Polenergia

17 17

2015-12-01

Podsumowanie prognozy cen EE i ZC

Na wzrost cen energii w nadchodzących latach wpływ powinien mieć głównie

efekt wzrostu cen CO2 oraz uwzględnienie 100% ceny CO2 w cenie hurtowej.

Obecnie darmowa alokacja CO2 nie jest uwzględniana w cenie energii, co

zaniża cenę energii, a efekt darmowej alokacji jest neutralny dla wyniku spółek

energetycznych. Polska wynegocjowała dalszą darmową alokację CO2 po

2020 roku, jednak nie będzie ona już mogła skutkować obniżaniem przez gru-

py energetyczne ceny ofertowej energii (CO2 będzie musiało zostać uwzględ-

nione w cenach energii i wynikach spółek energetycznych równoważąc capex,

zgodnie z ideą darmowej alokacji).

Oczekujemy, że wzrost cen węgla zostanie jednak zniwelowany wzrostem

efektywności elektrowni marginalnej. Zakładamy, że od 2021 roku rynek mocy

zastąpi ORM, a ceny energii spadną o wartość stawki w rezerwie.

Prognoza ceny hurtowej energii elektrycznej


Cena zielonych certyfikatów w oparciu o naszą prognozę dla energii czarnej i

marginalnej technologii w reżimie ZC powinna kształtować się następująco.

Prognoza cen ZC i całkowitej wartości wsparcia dla aktywów w reżimie ZC


W praktyce cena ZC w odosobnieniu nie ma większego znaczenia dla akty-

wów Polenergii pozostającym w reżimie ZC. Kluczowe jest jaka będzie margi-

nalna technologia pokrywająca zapotrzebowanie na certyfikaty. Nie jest wyklu-

czone, że będzie to technologia o wyższym break-even niż wiatr jednak kon-

serwatywnie zakładamy całkowite przychody aktywów Polenergii na poziomie

360PLN/MWh od 2019 roku.

Składniki ceny EE 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P

Prognoza hurtowej ceny Energii 174 159 160 160 169 183 203 207 191

Cena w ęgla PLN/GJ (t-1) 9,0 10,0 10,0 10,0 10,0

Transport PLN/GJ 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

Efektyw ność el. marginalnych (t-1) 34% 34% 35% 36% 36%

Koszt w ęgla na PLN/MWh 103,8 114,4 111,1 108,0 108,0

Koszty stałe (ORM) 37,0 42,0 42,0 42,0 42,0 0,0

Koszty stałe przenoszone w cenie EE 15,0

CO2 w cenie energii 22,9 26,8 50,3 56,7 68,0

Marginalna emisyjność t/MWh 0,95 0,95 0,95 0,90 0,90

Prognoza ceny CO2 (PLN/MWh) 36 38 63 63 76

Prognoza ceny CO2 (EUR/MWh) 8,5 9,0 15,0 15,0 18,0

EUR/PLN 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2

Udział kosztu CO2 w cenie EE 68% 75% 84% 100% 100%

160 160 169 183 203 207 191

120 140 131 117

157 153 169

280300 300 300

360 360 360

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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


Break even marginalnej technologii


Polenergia

18 18

2015-12-01

Nie zakładamy inflacyjnego wzrostu marginalnego kosztu wytworzenia energii

z farm wiatrowych (co np. uwzględnia system aukcyjny poprzez inflację ceny z

aukcji). Naszym zdaniem niecała wartość kosztu marginalnego zależy od infla-

cji (co najwyżej część kosztów opex). Jednocześnie nie sądzimy, aby wszyscy

właściciele farm wiatrowych w systemie solidarnie zażądali wzrostu ceny cer-

tyfikatów.

Szybki wzrost cen zielonych certyfikatów jest możliwy przed 2019 rokiem

Zwracamy, uwagę że w momencie gdy właściciele farm wiatrowych funkcjonu-

jących w reżimie ZC będą mieli już pewność że obowiązek umarzania wzro-

śnie do 20% i nadpodaż zostanie zredukowana, działaliby na swoją szkodę

wciąż akceptując obecnie niską cenę ZC. Każdy racjonalny właściciel farmy

wiatrowej wstrzyma się ze sprzedażą posiadanych certyfikatów (ponieważ

dyskonto ceny rynkowej (cena EE + ZC =280PLN/MWh vs 360PLN/MWh bre-

ak even wiatru) wynosi ponad 20% do progu opłacalności wiatru i jest wyższe

niż skumulowana stopa wolna od ryzyka w perspektywie 2019 roku.

Gdyby właściciele farm wiatrowych zachowali się racjonalnie oczekujemy, że

zaraz po ogłoszeniu 20% obowiązku umarzania ZC cena zielonych certyfika-

tów wzrosnąć powinna do ok. 190PLN/MWh (190 = 360 - 169 tj. oczekiwany

przez nas poziom cen EE na 2017 rok). Oznaczałoby to że sumaryczna cena

EE i ZC wynosiłaby 360PLN już w 20176 roku, a nie jak konserwatywnie za-

kładamy 2019. Oznaczałoby to o ok. 40mln PLN wyższy zysk EBITDA dla

spółki w latach 2017 i 2018 w porównaniu do naszych prognoz.

Alternatywny scenariusz wzrostu cen zielonych certyfikatów


160 160 169 183 203 207 191

120 140191 177 157 153 169

280300

360 360 360 360 360

300 300

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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


Alternatywny przebieg cen ZC+EE Scenariusz bazowy (cena EE + ZC)


Polenergia

19 19

2015-12-01

Research: Sales:Zbigniew Porczyk, CFA Krzysztof Kasiński

Strategia, Wydobycie, Przemysł ciężki, Dystrybucja IT

Hanna Kędziora Artur Szymecki

Media, Telekomunikacja, PZU, Handel detaliczny

Grzegorz Kujawski Sebastian Kosakowski

Automotive, Transport, Przemysł, Finanse

Maciej Marcinowski Artur Pałka

Strategia, Banki, Materiały budowlane

Kamil Szlaga Maciej Fink-Finowicki

Paliwa, Chemia, FMCG


Energetyka

Michał Czerwiński

IT, Ochrona zdrowia

Łukasz Rudnik

Przemysł spożywczy

Dariusz Dziubiński

Berenika Bartnik

Wycena SOTP: Polenergia Wyceniamy Polenerię metodą SOTP na 2000mln PLN w perspektywie 12 miesięcy,

co przekłada się na 44PLN na akcję i implikuje 60% potencjału wzrostu.

Wycena SOTP

Źródło: Trigon DM

Prognoza i struktura EBITDA Polenergii


Analiza wrażliwości naszej wyceny SOTP


Wycena SOTP System MWe Cena EE IRR śr. Load NPV/MW Wartość Na akcję Komentarz

Farmy ZC istniejące ZC 147 360 od 2019 7,54 1107 24,4 bez długu

Nowe farmy (ZC) ZC 99 360 od 2019 8,0% 33,3% 1,09 107 2,4

Farmy - aukcja 2016 Aukcje 279 350 8,1% 30,0% 1,50 419 9,2

Farmy - aukcja 2017 Aukcje 60 350 8,1% 30,0% 1,47 88 1,9

Pozostały pipeline farm Sprzedaż 391 0,51 199 4,4 0,15mln EUR/MW w 2018

Pipeline off-shore 1200 0 0,0 Potencjał 19PLN /sh

Pipeline off-shore na sprzedaż 1600 0 0,0

SUMA NPV Farm 1921 42,3

Projekt biomasowy 31MW 31 20 0,4 0,10mln EUR/MW

Projekt Bernau - Szczecin 0 0,0

Projekt Elekrowni Północ 0 0,0

Energ. Konwencjonalna 351 7,7 EV | 4,0x EV/EBITDA

Dystrybucja 80 1,8 WRA 2015

Obrót 21 0,5 EV | 3,0x EV/EBITDA

Biomasa 50 1,1 EV | 5,0x EV/EBITDA

Pozostałe 0 0,0

Koszty funkcjonowania grupy -196 -4,3 NPV SG&A

SUMA EV 2246 49,4

Spór z PKH 27 0,6 3 lata po 18mln (50%)

Dług netto na koniec 2014 286 6,3 bez farm wiatrowych 2015

Pozostałe zobowiązania/aktywa netto 168 3,7

Zobowiązania handlowe netto 2014 34 0,8

Wartość kapitałów własnych (sty 2015) 1785 39,3

miesiąc 11

WACC grupy 6,1%

Obecna wartość kapitałow własnych 1885 41,5

12M TP 2000 44,0

88 88 88 88 88 8830 15 15 15 15

0,0 26129

200231 236 241 262 279

66103

154155

155

197197 196 206 206 206

174210

261289

392

505478 470 485 506 524

-50

50

150

250

350

450

550

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024P

Działalność deweloperska BiomasaDystrybucja ObrótEnergetyka konwencjonalna Farmy w aukcjachFarmy w reżimie ZC Nieal. koszty zarządzania Grupą

Technologia marginalna ZC w 2019 Break Even IRR farmy / Cena energii uzyskana w aukcjach

7,1% 7,5% 8,0% 8,4% 8,8% 9,2% 9,5%

44,0 330 340 350 360 370 380 385

Woda 260 29,9 31,6 33,3 35,0 36,7 38,5 39,3

Biomasa 280 32,0 33,7 35,5 37,2 38,9 40,6 41,5

Współspalanie dedykow ane 300 34,2 35,9 37,6 39,3 41,0 42,8 43,6

Współspalanie niededykow ane 320 36,3 38,0 39,7 41,5 43,2 44,9 45,8

Wiatr 360 40,6 42,3 44,0 45,7 47,4 49,2 50,0

Biogaz 430 48,0 49,7 51,4 53,2 54,9 56,6 57,5

PV 480 53,3 55,0 56,8 58,5 60,2 61,9 62,8

Polenergia

20 20

2015-12-01

Projekty farm wiatrowych w systemie aukcji: Naszym zdaniem popyt na pro-

jekty w systemie aukcyjnym pozwoliłby na budowę wszystkich projektów farm wia-

trowych Polenergii. Biorąc jednak pod uwagę ograniczenia bilansowe spółki uważa-

my, że bez pozyskania długu lub emisji akcji spółka będzie w stanie zrealizować

jedynie ok. 340 z 730MW mocy własnymi siłami. Szacujemy, że wartość NPV farm,

których budowę przewidujemy wynosi ok. 1,5mln PLN/MW (8,1% IRR, w sumie ok.

510mln PLN NPV, 11PLN na akcję). Pozostałe 390MW, których w scenariuszu ba-

zowym spółka nie zdoła samodzielnie wybudować, wyceniamy po średniej cenie dla

farm z wygranym w aukcji kontraktem różnicowym (2500mln PLN lub 4,5PLN na

akcję tj. 0,5mln PLN/MW, 60% dyskonta do NPV).

Farmy wiatrowe istniejące w 2014: Istniejące farmy wiatrowe (147MW) wyce-

niamy bez uwzględnienia długu na 1107mln PLN (24,4PLN na akcję). Zakładamy

konserwatywnie, że suma wynagrodzenia (cena energii czarnej + ZC) na MWh

wzrośnie w 2019 roku do 360PLN i pozostanie na tym poziomie. Dług spółki

uwzględniamy w osobnej pozycji SOTP. Gdyby przyjąć alternatywny scenariusz

wzrostu cen ZC w 2017

Farmy budowane w 2015 roku: Spółka buduje obecnie 99MW farm, które zo-

staną oddane do końca roku i będą wynagradzane w reżimie zielonych certyfikatów.

Uważamy, że warunki ekonomiczne tych projektów są gorsze niż w systemie au-

kcyjnym (niższy lewar 70% vs 85% dla systemu aukcyjnego i niższa cena energii).

Projekty te posiadają jednak wysoki średni poziom wietrzności (ok. 33,3% vs 30%,

które zakładamy dla farm w aukcjach) i są umiejscowione bliżej w czasie, co spra-

wia, że ich wartość NPV/MWe wynosi ok. 1,27mln PLN/MW i jest jedynie nieznacze-

nie niższa niż szacujemy dla farm startujących w aukcjach (ponad 1,36mln PLN/

MWh). W sumie wartośc tych farm szacujemy na 114mln PLN (2,5PLN na akcję)

Gdyby przyjąć alternatywny scenariusz wzrostu cen ZC w 2017 (suma 360PLN/

MWh) NPV farm wiatrowych w reżimie ZC wzrosłoby ok. 5% a wycena spółki o

ok. 1,3PLN na akcję.

Przy założeniu, że sumaryczna cena ZC i EE pozostanie na poziomie ok.

300PLN/MWh (obecna sytuacja) wartość istniejących farm wiatrowych spadła-

by do 21PLN na akcję a wycena spółki do 37,5PLN na akcję. (39% upside)

Podsumowanie modelu wyceny farm wiatrowych Polenergii


Parametry inw estycji Parametry f inansow e FCFF

Subsydium Przyłączenie Praw dop. Cena Capex PLN/MW Na aukcje Moc zainstal. Load factor Skumul. NPV NPV NPV/MW D/A WACC IRR FCF 2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

ZC 2011 360 od 2019 22,0 22,0% 105 105 6,1% Puck 0 9 9 9 9 12 12

ZC 2012 360 od 2019 24,0 29,0% 264 159 6,1% Modlikow ice 0 13 14 14 14 17 17

ZC 2012 360 od 2019 34,0 28,0% 481 217 6,1% Łukaszów 0 17 19 19 19 23 23

ZC 4Q14 360 od 2019 41,4 40,0% 898 417 6,1% Gaw łow ice 0 27 33 33 33 40 40

ZC 4Q14 360 od 2019 25,3 33,0% 1107 209 6,1% Rajgród 0 13 17 17 16 20 20

ZC 4Q15 100% 360 od 2019 6,9 36,8 33,0% 1141 34 0,9 70% 6,1% 7,7% Skurpie -85 -167 18 21 21 26 26

ZC 4Q15 100% 360 od 2019 6,9 6,9 33,0% 1148 7 1,0 70% 6,1% 7,9% Skurpie (rozbudow a) 0 -48 3 4 4 5 5

ZC 4Q15 100% 360 od 2019 6,9 6,9 38,0% 1164 16 2,3 70% 6,1% 9,9% Gaw łow ice (rozbudow a) 0 -48 4 5 5 6 6

ZC 4Q15 100% 360 od 2019 6,9 48,0 33,0% 1214 50 1,0 70% 6,1% 7,9% Mycielin 0 -331 23 27 27 34 34

Aukcja 2016 2017 100% 350 6,5 12,0 12,0 30,0% 1232 19 1,55 80% 4,7% 8,1% Piekło 0 0 0 -76 7 8 8

Aukcja 2016 2017 100% 350 6,5 40,0 40,0 30,0% 1294 62 1,5 80% 4,7% 8,1% Grabow o 0 0 0 -255 25 25 26

Aukcja 2016 2017 100% 350 6,5 114,0 114,0 30,0% 1470 176 1,5 80% 4,7% 8,1% Zielona 0 0 0 -726 71 72 73

Aukcja 2016 2018 100% 350 6,5 18,0 18,0 30,0% 1497 27 1,5 80% 4,7% 8,1% Kostomłoty 0 0 0 0 -115 11 11

Aukcja 2016 2018 100% 350 6,5 42,0 42,0 30,0% 1559 62 1,5 80% 4,7% 8,1% Bądecz 0 0 0 0 -267 26 27

Aukcja 2016 2019 100% 350 6,5 53,0 53,0 30,0% 1633 74 1,4 80% 4,7% 8,1% Szymankow o 0 0 0 0 0 -337 33

Aukcja 2017 2018 100% 350 6,5 42,0 42,0 30,0% 1695 62 1,5 80% 4,7% 8,1% Bądecz 0 0 0 0 -267 26 27

Aukcja 2017 2018 0% 350 6,5 69,0 0,0 30,0% 1695 0 0,0 80% 4,7% 8,1% Wodzisław 0 0 0 0 0 0 0

Aukcja 2017 2018 100% 350 6,5 18,0 18,0 30,0% 1722 27 1,5 80% 4,7% 8,1% Kostomłoty/Dębice 0 0 0 0 -115 11 11

Aukcja 2017 2019 0% 350 6,5 104,0 0,0 30,0% 1722 0 0,0 80% 4,7% 8,1% Zielona/Dębsk 0 0 0 0 0 0 0

Aukcja 2017 2019 0% 350 6,5 51,0 0,0 30,0% 1722 0 0,0 80% 4,7% 8,1% Olbrachcice 0 0 0 0 0 0 0

Aukcja 2018 2020 0% 350 6,5 391,0 0,0 30,0% 1722 0 0,0 80% 4,7% 8,1% Pozostale farmy 0 0 0 0 0 0 0

Aukcja 2019 2021 0% 350 6,5 391,0 0,0 30,0% 1722 0 0,0 80% 4,7% 8,1% Pozostale farmy 0 0 0 0 0 0 0

Off-shore 2023 0% 460 10,5 300 40,0% 1722 0 0,0 80% 4,7% 6,5% Farmy morskie 1 0 0 0 0 0 0 0

Off-shore 2026 0% 460 10,5 300 40,0% 1722 0 0,0 80% 4,7% 6,3% Farmy morskie 2 0 0 0 0 0 0 0

Polenergia

21 21

2015-12-01

Prognoza całkowitej mocy i produkcji farm wiatrowych Polenergii


Wycena nie uwzględnia wartości morskich farm wiatrowych: Z jednej strony,

farmy morskie prawdopodobnie będą potrzebne, aby zapewnić wzrost udziału OZE

w miksie energetycznym kraju, z drugiej brak jest na ten moment deklaracji URE, co

do systemu wsparcia, a technologia tzw. pływających farm wiatrowych (które nie są

zależne od parametrów dna i głębokości akwenu) może teoretycznie wykluczyć

opłacalność lub zakwestionować wartość projektów farm na sztucznych wyspach.

Segment energetyki konwencjonalnej: Jest to głównie elektrociepłownia gazo-

wa (CCGT) Nowa Sarzyna. Obecnie EBITDA segmentu wynosi ok. 88mln PLN rocz-

nie i jest stabilna dzięki kontraktowi KDT elektrociepłowni. Umowa KDT powinna

wygasnąć w trakcie 2020 roku, dlatego szacujemy, że EBITDA segmentu spadnie

do 15mln PLN po 2020 roku, a elektrownia pracować będzie do 2030 roku. Wyce-

niamy EV segmentu na 350mln PLN (7,7PLN na akcję) (dług elektrowni to ok.

160mln PLN, jest on jednak uwzględniony w długu netto grupy w SOTP). Wycena

segmentu implikuje ok. 4,0x EV/EBITDA 2015P.

Segment dystrybucji wyceniamy po wartości WRA na 80mln PLN (ekwiwalent

ok. 4,5x EV/EBITDA)

Segment biomasy wyceniamy DCF na 50mln PLN (5,0x EV/EBITDA 2015P)

Spór z PKH: PKH przestało wywiązywać się z umowy odbioru energii elek-

trycznej z 58MW farm wiatrowych Polenergii przy cenie ok. 400PLN/MWh. Stanowi

to utratę korzyści dla spółki w wysokości ok. 18mln PLN rocznie, dlatego wartość

roszczenia rośnie w czasie. Zakładamy, że spór rozwiąże się z korzyścią dla spółki

po 3 latach z prawdopodobieństwem 50%. Wartość sporu wyceniamy na 27mln PLN

(0,6PLN na akcję).

Projekt bloku biomasowego 31MW: Uważamy, że budowa bloku biomasowego

w systemie aukcyjnym jest bardzo prawdopodobna, jednak spółka podobnie jak w

przypadku części farm wiatrowych nie będzie w stanie sfinansować wkładu własne-

go. Wyceniamy blok po wartości zbycia projektu z wygraną aukcją (0,65mln PLN/

MW - w sumie 20mln PLN).

Pozostałe składniki wyceny SOTP:

- Wycena SOTP uwzględnia wartość długu na koniec 2014,

- Wycena nie uwzględnia potencjalnej wartości projektu - Elektrowni Północ,

- Wycena nie uwzględnia potencjalnej wartości proj. gazociągu Bernau-Szczecin.

Uważamy, że dla inwestora strategicznego posiadającego dodatkowy kapitał

na inwestycje wartość spółki może być wyższa niż nasza fundamentalna wy-

cena bieżącej sytuacji przy obecnych uwarunkowaniach bilansowych.

Jednocześnie uważamy, że pozyskanie przez spółkę kapitału (dług lub equity) pozy-

tywnie wpłynęłoby na postrzeganą przez nas wartość firmy.

245

279

60

1584

0

500

1000

1500

2000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2014

2015P

2016P

2017P

2018P

2019P

2020P

2021P

2022P

2023P

2024P

2025P

2026P

2027P

2028P

2029P

2030P

2031P

2032P

2033P

2034P

2035P

2036P

2037P

2038P

2039P

2040P

2041P

Aukcja 2018Aukcja 2017Aukcja 2016Produkcja EE z farm wiatrowych MWh (ps)

Polenergia

22 22

2015-12-01

Czynniki ryzyka dla naszej wyceny - Brak rozpisania aukcji OZE przez URE w 2016: jest to naszym zdaniem mało

prawdopodobne ponieważ URE pozostawiłoby sobie zdecydowanie mniej czasu na

zainstalowanie potrzebnych mocy OZE.

- Udana renegocjacja pakietu klimatycznego przez rząd: Nowy minister ener-

getyki Krzysztof Tchórzewski zapowiedział renegocjacje zobowiązań klimatycznych

Polski (naszym zdaniem chodzi raczej o cel 30% redukcji CO2 do 2030 roku który,

wydaje się zupełnie nieosiągalny. Cel OZE na 2020 nie wydaje się być na tym eta-

pie konieczny i możliwy do renegocjacji)

- Nieosiągnięcie zakładanych przez nas parametrów projektów wiatrowych:

wyższy niż zakładamy koszt długu lub niższy lewar (wyższy WACC), niższa niż za-

kładaną przez nas efektywna wietrzność (30%), wyższy niż zakładany przez nas

Capex/MW (6,5mln PLN),

- Wzrost wartości mocy oferowanych przez konkurencję na pierwszej aukcji,

- Brak zapisów ograniczających underbidding w aukcji OZE (np. wzrost kar za nie

wybudowanie mocy)

- Underbidding na aukcjach ze strony najmniejszych oferentów (celem sprze-

daży projektów z warunkami finansowania i szybkiego odzyskania gotówki).

- Podaż akcji Polenergii ze strony China CEE—Europe

Polenergia

23 23

2015-12-01

Założenia Trigon vs Konsensus

Źródło: Bloomberg, Szacunki Trigon DM

Zakładany spadek EBITDA w 2020 to efekt zakończenia wsparcia KDT w Ec. Nowa Sarzyna. Z drugiej

strony, w naszej ocenie konsensus zakłada wyższą sumaryczną cenę EE i ZC w 2020 roku. Sądząc po

nakładach inwestycyjnych konsensus zakłada zbliżoną moc farm wybudowanych przez spółkę.

Przychody EBITDA

EBIT Zysk netto

Capex Net debt

DPS D&A

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

0

100

200

300

400

500

600

700

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

0

50

100

150

200

250

300

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

-1 400

-1 200

-1 000

-800

-600

-400

-200

0

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

0

50

100

150

200

250

300

350

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2014 2015P 2016P 2017P 2018P

TRIGON Konsensus

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

TRIGON Konsensus

Polenergia

24 24

2015-12-01

Wycena DCF i DDM: Polenergia Zastosowaną przez nas wycenę SOTP potwierdzamy dodatkowo modelami DCF i

DDM do 2040 roku (do momentu wyłączenia ostatnich farm wiatrowych).

Wycena DCF


Wycena DDM


Wycena DCF zwraca wartość zbliżoną do SOTP. Wycena modelem DDM jest

niższa ok. 10PLN na akcję niż w przypadku pozostałych metod. Wynika to ze

znacznego odsunięcia pierwszej dywidendy w czasie i umiejscowienia 97%

wartości nominalnej dywidend po 2020 roku (ze względu na wysokie wartości

nakładów inwestycyjnych i spłat długów w najbliższych latach).

DCF 2013 2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2036P 2037P 2038P 2039P 2040P 2041P

Sprzedaż 139 935 2 692 2 782 2 820 2 964 3 105 3 058 3 063 2 653 2 653 2 571 2 512 2 486 0

skor. EBITDA 45 105 210 261 289 392 505 478 470 140 139 86 48 32 0

Skor. EBIT 16 55 126 156 138 169 230 180 183 130 130 77 39 22 0

Podatek 0 (2) (17) (22) (16) (16) (26) (17) (20) (34) (34) (23) (16) (12) 0

NOPAT 16 53 109 134 123 153 204 163 162 96 96 54 24 10 0

D&A 29 50 84 105 151 223 275 297 287 9 9 9 9 9 0

Zmiana kapitału pracującego 21 (25) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Capex (100) (443) (596) (10) (1 079) (780) (345) (5) (5) (5) (5) (5) (5) (5) 0

Inwesty cje netto (92) (367) (511) 95 (928) (557) (70) 292 282 4 4 4 4 4 0

FCF (76) (314) (403) 229 (806) (404) 134 456 445 100 100 58 28 15 0

Skumulowane dy skonto (%) 94% 89% 84% 79% 74% 70% 66% 27% 26% 24% 23% 21% 20%

PV FCF 2015-2025 2249

Wzrost w okresie rezy dualny m (%) 0,0%

Wartość rezy dualna (TV) 0

Wartość przedsiębiorstwa 2249

Dług netto 370

Zobowiązania handlowe netto 34

Pozostałe zobowiązania/akty wa netto 168

Wartość f arm on-shore na sprzedaż 199

Projekt bloku biomasowego 31MW 20

Wartość kapitałów własnych (mln) 1895

Liczba akcji (mln) 45

Wycena bieżąca na akcję (PLN, 1 sty 2015) 41,7

miesiąc 11

Obecna wartość na akcję (PLN) 44,0

Cena docelowa 12M 46,7

DDM 2013 2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2036P 2037P 2038P 2039P 2040P 2041P

Wy nik netto (t-1) 17 6 31 73 88 63 64 104 69 206 137 136 93 62 0

Stopa wy płaty 0% 0% 0% 0% 16% 35% 40% 50% 100% 120% 120% 120% 120% 120% 0%

Dy widenda nominalnie 0,0 0,0 0,0 0,0 14,1 21,9 25,6 51,9 69,0 247,3 164,3 163,2 111,8 100,0 0,0

DPS (za zeszły rok) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,31 0,48 0,56 1,14 1,52 5,44 3,62 3,59 2,46 2,20 0,00

Skumulowane dy skonto (%) 92% 84% 77% 71% 65% 60% 55% 15% 14% 13% 12% 11% 10%

PV 24,8

Wzrost w okresie rezy dualny m (%) 0,0%

Wartość rezy dualna (TV) 0,0

PV of TV 0,0

Wartość f arm on-shore na sprzedaż 4,4

Projekt bloku biomasowego 31MW 0,4

Wycena bieżąca na akcję (PLN, 1 sty 2015) 29,7

miesiąc 11,0

Obecna wartość na akcję (PLN) 32,1

Wycena docelowa 12M 35,0

WACC (%) 6,1%

D/A 0,70x dla akty wów operacy jny ch

Stopa podatku (%) 19%

Koszt kapitałów własnych 9,0%

RFR 3,0%

Beta 1,0

ERP 6,0%

Koszt Długu 6,0%

Polenergia

25 25

2015-12-01

Rachunek wyników (mln PLN)2012 2013 2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Przychody 132 139 935 2 692 2 782 2 820 2 964 3 105 3 058

Koszty w ytw orzenia -97 -109 -857 -2 450 -2 490 -2 500 -2 542 -2 570 -2 550

Zysk brutto ze sprzedaży 34 31 78 242 292 320 423 535 509

Koszty sprzedaży 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Koszty ogólnego zarządu -22 -12 -20 -35 -34 -34 -34 -34 -34

Zysk ze sprzedaży -22 -12 -20 -35 -34 -34 -34 -34 -34

Wynik na pozostałej działalności operacyjnej 4 -3 -3 3 3 3 3 3 3

EBITDA 46 45 105 210 261 289 392 505 478

EBITDA skor. 46 44 101 208 259 287 390 502 476

Amortyzacja 29 29 50 84 105 151 223 275 297

EBIT 17 16 55 126 156 138 169 230 180

Wynik na działalności f inansow ej -2 -10 -22 -35 -45 -60 -89 -100 -94

Zysk brutto 15 5 34 91 110 78 80 130 86

Podatek dochodow y 2 0 -2 -17 -22 -16 -16 -26 -17

Zysk mniejszości 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Zysk netto 17 6 31 73 88 63 64 104 69

Zysk netto skor. 17 6 31 73 88 63 64 104 69

marża brutto ze sprzedaży 26,1% 22,1% 8,3% 9,0% 10,5% 11,3% 14,3% 17,2% 16,6%

marża EBITDA skor. 34,7% 21,3% 24,7% 29,1% 32,3% 34,2% 39,7% 44,9% 44,4%

marża EBIT 13,0% 11,3% 5,9% 4,7% 5,6% 4,9% 5,7% 7,4% 5,9%

marża netto skor. 13,0% 4,2% 3,3% 2,7% 3,2% 2,2% 2,2% 3,3% 2,3%

zmiana przychodów r./r. - 6% 570% 188% 3% 1% 5% 5% -2%

zmiana w yniku brutto ze sprzedaży r./r. - -10% 152% 211% 20% 10% 32% 27% -5%

zmiana EBITDA skor. r./r. - -5% 132% 106% 24% 11% 36% 29% -5%

zmiana EBIT r./r. - -8% 251% 128% 23% -11% 22% 36% -22%

zmiana zysku netto skor. r./r. - -66% 428% 135% 20% -29% 2% 62% -34%

3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 3Q15

Przychody 29 29 42 32 197 614 650 655 649

Koszty w ytw orzenia -25 -28 -29 -28 -198 -601 -626 -648 -640

Zysk brutto ze sprzedaży 4 13 13 4 17 44 52 29 37

Koszty sprzedaży 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Koszty ogólnego zarządu -3 -3 -3 -2 -6 -9 -8 -7 -9

Zysk ze sprzedaży 1 10 10 2 11 35 44 22 28

Wynik na pozostałej działalności operacyjnej 1 -4 0 1 1 -5 0 1 3

EBITDA 9 13 18 10 24 54 65 44 53

EBITDA skor. 9 13 18 10 17 54 65 45 53

Amortyzacja 7 7 7 7 12 24 21 21 22

EBIT 2 5 10 3 12 0 0 23 31

Wynik na działalności f inansow ej -3 -3 -5 -4 -5 -8 -8 -10 -10

Zysk brutto 0 2 5 -1 7 22 36 13 21

Podatek dochodow y 1 0 0 2 2 -6 -10 -4 -4

Zysk mniejszości 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Zysk netto 1 2 6 0 9 16 27 9 17

Zysk netto skor. 0 0 0 0 0 0 0 0 0

marża brutto ze sprzedaży 14,2% 45,0% 30,9% 13,1% 8,4% 7,2% 8,0% 4,5% 5,7%

marża EBITDA skor. 33,0% 43,5% 41,7% 31,6% 8,7% 8,9% 10,1% 6,8% 8,2%

marża EBIT 7,9% 18,8% 24,6% 9,1% 6,1% 0,0% 0,0% 3,6% 4,8%

marża netto skor. 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

zmiana przychodów r./r. - - 35,8% -16,2% 585,6% 2017,5% 1440,9% 1928,8% 229,4%

zmiana w yniku brutto ze sprzedaży r./r. - - - - 307,6% 236,9% 300,4% 593,4% 122,7%

zmiana EBITDA skor. r./r. - - - - 81,5% 331,9% 272,2% 340,1% 209,4%

zmiana EBIT r./r. - - - - 424,0% - - 695,1% 159,2%

zmiana zysku netto skor. r./r. - - - - - - - - -


Polenergia

26 26

2015-12-01

Bilans (mln PLN)2012 2013 2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Aktywa trwałe 482 559 1 968 2 480 2 385 3 313 3 871 3 941 3 648

Rzeczow e aktyw a trw ałe 478 553 1 707 2 218 2 123 3 051 3 609 3 679 3 386

Wartości niematerialne i praw ne 1 1 57 57 57 57 57 57 57

Wartość f irmy 1 1 185 185 185 185 185 185 185

Należności długoterminow e 1 3 4 4 4 4 4 4 4

Inw estycje długoterminow e 0 0 1 1 1 1 1 1 1

Pozostałe 1 0 14 14 14 14 14 14 14

Aktywa obrotowe 542 390 764 643 695 489 367 402 463

Zapasy 137 120 41 41 41 41 41 41 41

Należności handlow e 119 24 109 109 109 109 109 109 109

Pozostałe 23 39 197 197 197 197 197 197 197

Gotów ka 263 208 417 296 348 142 20 55 116

Aktywa 1 024 949 2 732 3 123 3 080 3 802 4 238 4 343 4 111

Kapitał w łasny 512 515 1 334 1 407 1 496 1 544 1 586 1 665 1 682

Kapitał zakładow y 43 43 91 91 91 91 91 91 91

Pozostałe 375 466 1 211 1 242 1 316 1 390 1 430 1 469 1 521

Zysk (strata) netto 93 6 31 73 88 63 64 104 69

Kapitały mniejszości 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Zobowiązania długoterminowe 325 356 865 1 182 1 051 1 725 2 118 2 145 1 896

Zobow iązania oprocentow ane 243 276 695 1 012 881 1 555 1 949 1 975 1 726

Pozostałe 83 80 170 170 170 170 170 170 170

Zobowiązania krótkoterminowe 187 78 533 533 533 533 533 533 533

Zobow iązania oprocentow ane 109 47 92 92 92 92 92 92 92

Zobow iązania handlow e 62 15 128 128 128 128 128 128 128

Pozostałe 16 17 313 313 313 313 313 313 313

Pasywa 1 024 949 2 732 3 123 3 080 3 802 4 238 4 343 4 111

Kapitał obrotow y netto 194 129 22 22 22 22 22 22 22

Dług netto 89 114 370 808 625 1 505 2 020 2 012 1 702

Dług netto skor. 89 114 370 808 625 1 505 2 020 2 012 1 702

Dług netto/EBITDA (x) 1,9 2,5 3,5 3,8 2,4 5,2 5,2 4,0 3,6

Dług netto/kapitał w łasny (x) 0,2 0,2 0,3 0,6 0,4 1,0 1,3 1,2 1,0

ROE (%) 3% 1% 3% 5% 6% 4% 4% 6% 4%

ROA (%) 2% 1% 2% 3% 3% 2% 2% 2% 2%

Cykl konw ersji gotów ki (dni) 45 -118 22 28 27 27 26 25 26

Cykl rotacji zapasów (dni) -515 -432 -34 -6 -6 -6 -6 -6 -6

Cykl rotacji należności handlow ych (dni) 329 186 26 15 14 14 13 13 13

Cykl rotacji zobow iązań handlow ych (dni) -232 -129 -31 -19 -19 -19 -18 -18 -18

Rachunek przepływów pieniężnych (mln PLN)2012 2013 2014 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P

Przepływy z działalności operacyjnej -28 91 80 193 239 273 376 479 461

Zysk (strata) netto 17 6 31 73 88 63 64 104 69

Amortyzacja 29 29 50 84 105 151 223 275 297

Zmiany w kapitale obrotow ym -38 32 -17 0 0 0 0 0 0

Zmiana zapasów -80 6 -4 0 0 0 0 0 0

Zmiana należności handlow ych -15 72 -8 0 0 0 0 0 0

Zmiana zobow iązań handlow ych 58 -46 -6 0 0 0 0 0 0

Pozostałe -36 24 15 35 45 60 89 100 94

Przepływy z działalności inwestycyjnej 132 -100 -338 -589 -3 -1 074 -777 -342 -2

CAPEX -41 -100 -443 -596 -10 -1 079 -780 -345 -5

Pozostałe 173 0 105 7 7 5 3 2 3

Przepływy z działalności finansowej 27 -46 467 275 -183 595 279 -102 -398

Zmiana zobow iązań oprocentow anych 4 -27 252 317 -131 674 393 27 -249

Wpływ y z emisji akcji 0 0 240 0 0 0 0 0 0

Dyw idenda 0 0 0 0 0 -14 -22 -26 -52

Pozostałe 23 -18 -25 -43 -52 -66 -92 -103 -97

Przepływ y pieniężne netto 132 -55 209 -121 52 -206 -122 35 61

Środki pieniężne na początek okresu 132 263 208 417 296 348 142 21 55

Środki pieniężne na koniec okresu 263 208 417 296 348 142 21 55 116


27 27

2015-12-01

Trigon Dom Maklerski S.A.

Plac Unii, Budynek B, ul. Puławska 2

02-566 Warszawa

T: +48 22 330 11 11 | F: +48 22 330 11 12

Research: Sales:Zbigniew Porczyk, CFA Krzysztof Kasiński

zbigniew.porczy [email protected] krzy sztof [email protected]

+48 (22) 4338-316 +48 (22) 4338-364

Strategia, Wydobycie, Przemysł ciężki, Dystrybucja IT

Hanna Kędziora Artur Szymecki

[email protected] artur.szy [email protected]

+48 (22) 4338-371 +48 (22) 4338-363

Media, Telekomunikacja, PZU, Handel detaliczny

Grzegorz Kujawski Sebastian Kosakowski

[email protected] [email protected]

+48 (22) 4338-369 +48 (22) 4338-393

Automotive, Transport, Przemysł, Finanse

Maciej Marcinowski Artur Pałka

[email protected] [email protected]

+48 (22) 4338-375 +48 (22) 4338-361

Strategia, Banki, Materiały budowlane

Kamil Szlaga Maciej Fink-Finowicki

[email protected] maciej.f ink-f [email protected]

+48 (22) 4338-368 +48 (22) 4338-362

Paliwa, Chemia, FMCG



+48 (22) 4338-321

Energetyka

Michał Czerwiński

[email protected]

+48 (22) 4338-390

IT, Ochrona zdrowia

Łukasz Rudnik

[email protected]

+48 (22) 4338-365

Przemysł spożywczy

Dariusz Dziubiński

[email protected]

+48 (22) 4338 347

Berenika Bartnik

[email protected]

+48 (22) 4338-318

28 28

2015-12-01

Disclaimer Informacje ogólne Dokument został sporządzony przez Trigon Dom Maklerski S.A. („Dom Maklerski”). Dom Maklerski podlega nadzorowi Komisji Nadzoru Finansowego. Dokument adresowany jest pierwotnie do wybranych przez Dom Maklerski Klientów korzystających z usług w zakresie sporządzania analiz i rekomendacji. Dokument począwszy od wskazanego w nim dnia może podlegać dystrybucji do szerokiego kręgu odbiorców (na stronie www Domu Maklerskiego lub poprzez przekazanie go do dyspozycji podmiotom mogącym go w wybranym przez siebie zakresie cytować w mediach, lub też w inny sposób) jako rekomendacja w rozumieniu Rozporządzenia Ministra Finansów w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych, ich emitentów lub wystawców (Dz.U. Nr 206, poz. 1715, „Rozporządzenie w sprawie rekomendacji”). Objaśnienia używanej terminologii fachowej: kapitalizacja - iloczyn ceny rynkowej i liczby akcji spółki free float (%) - udział liczby akcji znajdujących się w rękach akcjonariuszy posiadających poniżej 5 proc. ogólnej liczbie akcji pomniejszony o akcje własne należące do spółki min/max 52 tyg. – minimum/maksimum kursu rynkowego akcji z ostatnich 52 tygodni średni wolumen - średni wolumen obrotu akcjami w ostatnim miesiącu EBIT - zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny powiększony o amortyzację zysk skorygowany – zysk netto skorygowany o transakcje o charakterze jednorazowym CF – cash flow, przepływy pieniężne capex – suma wydatków inwestycyjnych przeznaczonych na aktywa trwałe ROA - stopa zwrotu z aktywów ogółem ROE - stopa zwrotu z kapitałów własnych rentowność zysku brutto na sprzedaży - iloraz zysku brutto na sprzedaży do przychodów netto ze sprzedaży rentowność EBITDA - iloraz sumy zysku operacyjnego i amortyzacji do przychodów netto ze sprzedaży rentowność EBIT - iloraz zysku operacyjnego do przychodów netto ze sprzedaży rentowność netto - iloraz zysku netto do przychodów netto ze sprzedaży EPS - zysk netto na 1 akcję DPS - dywidenda na 1 akcję P/E - iloraz ceny rynkowej do zysku netto na 1 akcję P/BV - iloraz ceny rynkowej akcji do wartości księgowej jednej akcji EV/EBITDA - iloraz EV do EBITDA spółki EV - suma bieżącej kapitalizacji i długu netto spółki DY – stopa dywidendy, relacja wypłaconej dywidendy do kursu akcji Rekomendacje wydawane przez Dom Maklerski Emitent – Polenergia S.A. KUPUJ – w ocenie Domu Maklerskiego potencjał wzrostu instrumentu finansowego wynosi co najmniej 10% TRZYMAJ - w ocenie Domu Maklerskiego spodziewane są względnie stabilne notowania instrumentu finansowego, ewentualnie wzrostu nie większego niż 10% SPRZEDAJ - w ocenie Domu Maklerskiego istnieje potencjał spadku instrumentu finansowego wynoszący więcej niż -0%. Rekomendacje wydawane przez Dom Maklerski traktowane są jako obowiązujące w okresie 12 miesięcy od daty udostępnienia (data wskazana na wstępie dokumentu) lub do chwili realizacji docelowego kursu instrumentu finansowego. Dom Maklerski może w każdym czasie zaktualizować rekomendację, w zależności od aktualnych uwarunkowań rynkowych, lub oceny powziętej przez osoby sporządzające rekomendację. Rekomendacje krótkookresowe (w tym oznaczone szczególnie jako spekulacyjne) mogą być oznaczone krótszym okresem obowiązywania. Rekomendacje krótkookresowe oznaczane jako spekulacyjne związane są z podwyższonym ryzykiem inwestycyjnym. Zastrzeżenia prawne, zastrzeżenia dotyczące ryzyka W ocenie Domu Maklerskiego Dokument został sporządzony z zachowaniem należytej staranności oraz z wykluczeniem wpływu ewentualnego konfliktu interesów. Ewentualne powstałe pomimo tego niezgodności informacji podanych w Dokumencie ze stanem faktycznym lub błędne oceny Domu Maklerskiego nie stanowią podstawy odpowiedzialności Domu Maklerskiego. W szczególności Dom Maklerski nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w Dokumencie. Dokument nie uwzględnia indywidualnych potrzeb i sytuacji danego inwestora, ani też nie jest wskazaniem, iż jakakolwiek inwestycja jest odpowiednia w indywidualnej sytuacji danego inwestora, wobec czego wnioski wynikające z Dokumentu mogą okazać się nieodpowiednie dla danego inwestora. Dom Maklerski nie ponosi odpowiedzialności za sposób, w jaki informacje podane w Dokumencie zostaną wykorzystane. Przedstawiane dane historyczne odnoszą się do przeszłości, a wyniki osiągnięte w przeszłości nie stanowią gwarancji ich osiągnięcia w przyszłości. Przedstawione dane odnoszące się do przyszłości mogą okazać się błędne, stanowią wyraz ocen osób wypowiadających się w imieniu podmiotu, którego dotyczy raport lub wynik oceny własnej Domu Maklerskiego. Posługując się informacjami lub wnioskami podanymi w Dokumencie nie należy rezygnować z: przeprowadzenia niezależnej oceny podawanych informacji i uwzględnienia informacji innych niż przedstawione; weryfikacji we własnym zakresie podawanych danych oraz oceny ryzyka związanego z podejmowaniem decyzji na podstawie Dokumentu; rozważenia skorzystania z usług niezależnego analityka, doradcy inwestycyjnego lub innych osób posiadających specjalistyczną wiedzę. O ile Dokument nie wskazuje inaczej, informacji w nim zawartych nie należy traktować jako autoryzowanych lub zatwierdzonych przez podmiot, którego dotyczy, a wnioski i opinie w nim zawarte są wyłącznie opiniami i wnioskami Domu Maklerskiego. Pomiędzy Domem Maklerskim i/lub biorącymi udział w sporządzaniu Dokumentu lub mającymi dostęp do Dokumentu przed jego publikacją: pracownikami, wykonawcami usług i innymi osobami powiązanymi a Emitentem nie występuje konflikt interesów. Na datę sporządzenia Dokumentu Dom Maklerski nie posiada akcji Emitenta. Wśród osób, które brały udział w sporządzeniu rekomendacji, jak również tych, które nie uczestniczyły w jej przygotowaniu, ale miały lub mogły mieć do niej dostęp, nie istnieją osoby, które posiadają akcje Emitenta w liczbie stanowiącej co najmniej 5% kapitału zakładowego lub instrumenty finansowe, których wartość jest w sposób istotny związana z wartością instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. Dom Maklerski w ciągu ostatnich 12 miesięcy nie otrzymał od Emitenta dywidendy. Członkowie władz Emitenta ani osoby im bliskie

29 29

2015-12-01

nie są członkami władz Trigon Domu Maklerskiego S.A. Żadna z osób zaangażowanych w przygotowanie raportu nie pełni funkcji w organach Emitenta, nie zajmuje stanowiska kierowniczego, ani nie jest osobą bliską dla członków władz Emitenta 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.

Dom Maklerski wykonywał na rzecz Emitenta usług dotyczących instrumentów finansowych objętych Dokumentem: i) oferowania instrumentów finansowych w obrocie pierwotnym lub w pierwszej ofercie publicznej w okresie 12 miesięcy poprzedzających opublikowanie Dokumentu, ii) nie świadczył usług nabywania lub zbywania instrumentów finansowych na własny rachunek celem realizacji zadań związanych z organizacją rynku regulowanego, iii) nie świadczył usług nabywania lub zbywania instrumentów finansowych na własny rachunek celem realizacji umów o subemisje inwestycyjne lub usługowe. Dom Maklerski pełni dla instrumentów finansowych Emitenta funkcje animatora emitenta. Wynagrodzenie osób biorących udział w sporządzeniu Dokumentu nie jest uzależnione od wyników finansowych uzyskiwanych przez Dom Maklerski z transakcji dotyczących instrumentów finansowych Emitenta, dokonywanych przez Dom Maklerski. Nie występują inne okoliczności w zakresie potencjalnego konfliktu interesów podlegające ujawnieniu na podstawie Rozporządzenia w sprawie rekomendacji.

Ponadto Dom Maklerski może w każdym czasie złożyć Emitentowi ofertę świadczenia usług lub podjąć świadczenie takich usług. Dom Maklerski lub podmioty z nim powiązane mogą uczestniczyć w transakcjach związanych z finansowaniem Emitenta, oraz świadczyć usługi na rzecz Emitenta lub pośredniczyć w świadczeniu usług przez Emitenta, jak również mieć możliwość realizacji lub realizować transakcje instrumentami finansowymi emitowanymi przez Emitenta lub podmioty z nim powiązane, również zanim Dokument zostanie przedstawiony odbiorcom.

Dom Maklerski zarządza aktualnymi lub potencjalnymi konfliktami interesów poprzez podejmowanie środków przewidzianych w Rozporządzeniu w sprawie rekomendacji oraz realizację ogólnej polityki zarządzania konfliktami interesów Domu Maklerskiego. W ocenie Domu Maklerskiego Dokument został sporządzony z wykluczeniem wpływu ewentualnego konfliktu interesów. Dom Maklerski zwraca szczególną uwagę na liczne czynniki ryzyka związane z inwestycją w instrumenty finansowe. Inwestowanie w instrumenty finansowe wiąże się z wysokim ryzykiem utraty części lub całości zainwestowanych środków. Data podana na pierwszej stronie niniejszego dokumentu jest datą jego sporządzenia i przekazania do wiadomości odbiorców. Znaki towarowe, oznaczenia usług i logo zawarte w niniejszym Dokumencie są znakami towarowymi, oznaczeniami usług, oraz logo Trigon Domu Maklerskiego S.A. Prawa autorskie do Dokumentu oraz zamieszczonych w nim treści przysługują Domowi Maklerskiemu. Publikowanie, rozpowszechnianie, kopiowanie, wykorzystywanie lub udostępnianie osobom trzecim w jakikolwiek inny sposób Dokumentu (lub jego części) poza dozwolonym prawem użyciem wymaga zgody Domu Maklerskiego. Z uwagi na ograniczenia formalne wynikające z przepisów prawa Dokument nie może zostać bezpośrednio lub pośrednio przekazany, udostępniony lub wydany w jurysdykcjach, gdzie jego rozpowszechniane może podlegać lokalnym ograniczeniom prawnym. Osoby udostępniające lub rozpowszechniające Dokument są obowiązane znać powyższe ograniczenia i ich przestrzegać. Przyjmuje się, że każda osoba (jednostka organizacyjna), która niniejszy dokument pobiera, przyjmuje lub wyraża zgodę na przekazanie jej niniejszego dokumentu, tym samym: - wyraża zgodę na treść wszelkich powyższych zastrzeżeń; - potwierdza, że zapoznała się z Regulaminem świadczenia usług w zakresie sporządzania Analiz i Rekomendacji obowiązującym w Trigon Domu Maklerskim S.A. (dostępnego na stronie internetowej: www.doakcji.pl, www.trigon.pl, zwanego dalej „Regulaminem”) oraz akceptuje postanowienia Regulaminu;

- wyraża zgodę na jednorazowe (w zakresie Dokumentu) świadczenie przez Dom Maklerski usługi w zakresie przekazywania analiz i rekomendacji poprzez udostępnienie Dokumentu. Na zasadach określonych w Regulaminie oraz z uwzględnieniem zastrzeżeń zawartych w Dokumencie oraz zastrzeżeń opublikowanych wraz z Dokumentem, przy czym: (1) przedmiot usługi ograniczony jest do nieodpłatnego udostępnienia Dokumentu oraz korzystania z niego przez adresata, (2) umowa o świadczenie tej usługi wiąże strony wyłącznie w okresie korzystania przez adresata z Dokumentu. Dokument nie stanowi: oferty w rozumieniu art. 66 Kodeksu cywilnego ani podstawy do zawarcia innej umowy lub powstania innego zobowiązania. Stan na 1 grudnia 2015 r.

http://www.doakcji.pl

http://www.trigon.pl

Popyt URE na moce OZE powinien przekroczyć podaż Cena...

Documents

Transcript of Popyt URE na moce OZE powinien przekroczyć podaż Cena...