Sektor energetyczny RAPORT Polska Energetyka...

PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa 27 września 2011 r.

Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

RAPORT Polska Energetyka 2011

Sektor energetyczny

Rekomendujemy kupno akcji ENEA z ceną docelową 19,4 PLN, kupno PGE z ceną docelową 20,2 PLN oraz kupno akcji Tauron z ceną 5,9 PLN. Uwzględniając zakładane dywidendy oczekiwane stopy zwrotu w okresie 12 miesięcy wynoszą odpowiednio 27% dla ENEI oraz 24% dla PGE i 26% dla Taurona. Uważamy, że spółki giełdowe z sektora energetycznego są obecnie notowane poniżej ich wartości fundamentalnej. Czynnikami, które mogą przyczynić się do uwzględnienia wartości fundamentalnej w większym stopniu w wycenach giełdowych są prywatyzacja w przypadku ENEI i wypłaty dywidendy w przypadku PGE. Preferowaną przez nas spółką w sektorze jest ENEA, która ze względu na zasoby środków finansowych stanowiących ok. 40% bieżącej kapitalizacji jest atrakcyjną inwestycją dla podmiotów zainteresowanych budową elektrowni węglowych w Polsce. Wszystkie wymienione spółki energetyczne stoją w obliczu dużych programów inwestycyjnych mających na celu wymianę mocy wytwórczych pochodzących z lat 60 i 70-tych. Ze względu na cykl inwestycyjny nakłady te będą widoczne najpierw w postaci wzrostu zadłużenia i kosztów odsetkowych, a w przychodach i zyskach spółek, w pełni pojawią się za ok. 4-6 lat.

♦ ENEA

ENEA jest notowana na poziomie EV/EBIDTA 3,5 i 3,6 razy oraz P/E 8,9 i 8,3 razy na lata 2011/2012. Wartość środków finansowych netto w grupie ENEA stanowi ok. 40% obecnej kapitalizacji spółki. EV grupy jest ponad 10% niższa od wartości regulacyjnej aktywów spółki dystrybucyjnej ENEA Operator. Mający ponownie ruszyć proces prywatyzacji może pomóc w większym odzwierciedleniu wartości fundamentalnej spółki w notowaniach giełdowych. ENEA jest najmniej narażona na utratę przychodów z tytułu wygasania KDT. Nowy blok w Kozienicach będzie zasilany tańszym węglem z pobliskiej Bogdanki.

♦ PGE

PGE, uwzględniając sprzedaż aktywów telekomunikacyjnych jest notowane na poziomie EV/EBITDA 3,8 i 3,9 razy oraz P/E 5,6 i 6,6 razy na lata 2011/2012. Spółka w ciągu najbliższych lat powinna generować duże przepływy gotówkowe i zapewniać stopę dywidendy na poziomie zbliżonym lub wyższym od rentowności długoterminowych obligacji. Ze względu na sprzedaż Polkomtela w tym roku i planowaną sprzedaż Exatela w roku przyszłym, stopa dywidendy w 2012 r. i 2013 r. może wynieść odpowiednio ok. 9% i 7%. Korzystnie na wyniki w 2012 r. powinno wpłynąć uruchomienie największego bloku energetycznego w Polsce, o mocy 853 MW.

♦ Tauron

Tauron, uwzględniając zakup GZE będzie notowany na poziomie EV/EBIDTA 4,3 i 4,4 razy oraz P/E 6,4 i 6,8 razy na lata 2011/2012. Ze względu na skalę inwestycji i znaczący wzrost zadłużenia obecne dotychczas w wycenie dyskonto do pozostałych spółek naszym zdaniem zaniknie. Efekty programu inwestycyjnego po stronie zysków będą w pełni widoczne za kilka lat. Wyniki operacyjne Taurona są narażone na zmiany w ustawie o OZE (wycofanie wsparcia dla zamortyzowanych elektrowni wodnych) oraz na wygasanie przychodów z tytułu KDT. Rekomendujemy kupno akcji Tauron, ze względu na naszą wycenę spółki, zwracając uwagę na ryzyka mogące ujawnić się w ciągu najbliższych lat.

Stanisław Ozga, CFA (0-22) 521-79-13 [email protected]

ENEA

Rekomendacja KUPUJ

Cena docelowa (PLN) 19,4

Cena bieżąca (PLN) 15,75

Stopa dywidendy 2,8%

Potencjał wzrostu 26,7%

Kapitalizacja (tys. PLN) 6 952 721

Free float 29%

Bloomberg ENA PW

Reuters ENAE.WA

PGE

Rekomendacja KUPUJ






Free float 31%

Bloomberg ENA PW

Reuters PGEP.WA

Tauron

Rekomendacja KUPUJ






Free float 60%

Bloomberg ENA PW

Reuters TPE.WA

2

Sektor energetyczny

27 września 2011

Spis treści Sektor energetyczny w Polsce……………………………………………………………………………………………….3

Segment wytwarzania……………………………………………………………………………………..……………………4

Zasady działania rynku energii……………………………………………………………………………………6

Struktura zysku operacyjnego poszczególnych jednostek wytwórczych……………………..7

Elektrownie…………………………………………………………………………………………………….7

Elektrociepłownie…………………………………………………………………………………………11

Koszty wytwarzania energii………………………………………………………………………………………12

Czynniki wpływające na ceny energii……………………………………………………………………….15

Popyt i podaż………………………………………………………………………………………………..15

Ceny węgla………………..…………………………………..………………………….………………...21

Wymiana fizyczna i handlowa………………………………………………………………………23

Uprawnienia do emisji CO2…………………………………………………………………………..26

Prognozy cen energii……………………………………………………………………………….……29

Inwestycje w nowe moce…………..……………………………………………………………………………………….30

Odnawialne źródła energii………………………………………………………………………………………………….34

Segment dystrybucji……………………………………………………………………………………………………….…..36

Segment Obrotu i Sprzedaży……………………………………………………………………………………………….38

Charakterystyka grup energetycznych………………………………………………………………………………..41

ENEA………………………………………………………………………………………………………………………..48

PGE………………………………………………………………………………………………………………………….59

Tauron……………………………………………………………………………………………….…………………….71

3

Sektor energetyczny

27 września 2011

Sektor energetyczny w Polsce

Zysk brutto przed opodatkowaniem sektora energetycznego w Polsce wzrósł z poziomu ok. 6 mld PLN w latach 2006-2008 do ponad 10 mld PLN w latach 2009-2010. Głównym beneficjent tych zmian był segment wytwarzania (obejmujący elektrownie zawodowe cieplne i elektrociepłownie), który zwiększył zysk brutto przed opodatkowaniem z 2,9 mld PLN w 2008 r. do 7,8 mld PLN w 2009 r. i 6,3 mld PLN w 2010 r.

Przyczyną znaczącego wzrostu zysków były zmiany systemowe dotyczące urynkowienia i uwolnienia cen energii (z wyjątkiem taryfy G). Zmiany te spowodowały wzrost cen energii do poziomów zbliżonych do notowanych na sąsiednich rynkach w Czechach i Niemczech. Wytwórcy zostali wsparci systemem rekompensat po likwidacji KDT. Znaczne zyski są generowane także przez systemem świadectw (certyfikatów) pochodzenia energii z OZE (zielonych, otrzymywanych w segmencie wytwarzania głównie za spalanie biomasy) i świadectw pochodzenia otrzymywanych za wytwarzanie energii w kogeneracji (czerwonych i żółtych). Dodatkowy zysk dla polskiej energetyki stanowią także darmowe uprawnienia do emisji CO2 .

Kolejne zmiany w energetyce wciąż następują i będą miały miejsce także w ciągu następnych lat. Od końca 2010 r., po wprowadzeniu obliga giełdowego dla producentów energii elektrycznej spółki obrotu przestały kupować energię w ramach własnej grupy i obecnie poszczególne segmenty rynku energetycznego (wytwarzanie, obrót, dystrybucja) działają praktycznie jak odrębne przedsiębiorstwa. Najbliższe lata stoją pod znakiem dużych inwestycji. Dotyczy to nie tylko sektora wytwarzania i OZE, gdzie łączne nakłady do końca dekady mogą przekroczyć 150 mld PLN, ale także sektora dystrybucji.

Uzgodnione z URE nakłady inwestycyjne spółek dystrybucyjnych wyniosą 27 mld PLN do roku 2015. Inwestycje te bezpośrednio przełożą się na zyski operacyjne (są wynagradzane stopą zwrotu z aktywów). Zyski z nowych inwestycji będą wspierane przez rosnące stopy zwrotu ze „starych” aktywów, które w ciągu najbliższych lat zaczną rozpoznawać pełne WRA. W 2010r stopa zwrotu z aktywów w sektorze wynosiła średnio ok. 5%, docelowo powinna wzrosnąć do ponad 9%. Z tego względu zyski operacyjne spółek dystrybucyjnych do roku 2015 mogą się podwoić.

690

3 2972 5441 189

2 5542 362

983

1 901

1 400

232

508

749

1 025

2 179

1 574

1 045

534

1 425

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

2008 2009 2010

mln

PLN

Elektrownie na węglu brunatnym Elektrownie na węglu kamiennym

Elektrociepłownie Elektrownie wodne

Przedsiębiorstwa obrotu łącznie Operatorzy systemów dystrybucyjnych

Źródło: ARE

Łączny wynik na działalności energetycznej (zysk brutto przed opodatkowaniem)

przedsiębiorstw energetycznych

5 165

10 97310 054

4

Sektor energetyczny

27 września 2011

Marże w segmencie wytwarzania nie powinny już relatywnie rosnąć ze względu na znaczny spadek przychodów z KDT od 2013 r. i zmniejszenie się w tym samym okresie bezpłatnych przydziałów CO2 o blisko połowę. Nowa ustawa o odnawialnych źródłach energii może zredukować poziom wsparcia ze strony praw majątkowych do świadectw pochodzenia uzyskanych z tytułu wytworzenia „zielonej” energii (obecnie wynoszący dla elektrowni i elektrociepłowni zawodowych ok. 2 mld PLN, czyli prawie 1/3 ich zysku brutto). Zagrożone są także marże wytwórców energii w segmencie OZE (bez spalania biomasy), które pochodzą głównie z elektrowni wodnych (zysk brutto przed opodatkowaniem w 2010r. wyniósł 0,74 mld PLN,). Z drugiej strony korzystnie na marże wytwórców działać będzie obniżający się poziom rezerwy mocy w polskim systemie elektroenergetycznym, który trwać będzie prawdopodobnie aż do roku 2016.

Marże segmentu obrotu także nie powinny relatywnie rosnąć, ze względu na zredefiniowanie jego roli po wprowadzeniu obowiązku sprzedaży energii elektrycznej na rynku regulowanym (100% energii dla odbiorców korzystających z KDT i 15% dla pozostałych). Rola segmentu obrotu jest teraz zbliżona do zadań działów sprzedaży w innych przedsiębiorstwach. Głównym zadaniem stało się utrzymanie obecnych klientów i pozyskanie nowych.

Segment wytwarzania

Krajowe zużycie energii brutto odbudowało sie po spadku w 2009 r. i w 2010 r. osiągnęło historycznie najwyższe poziomy (ok. 155 TWh). Produkcja energii wyniosła w 2010 r. 156,3 TWh i była niższa niż w latach 2006-2007. Produkcja energii była od początku lat 90-tych wyższa od zużycia krajowego. Dostępne nadwyżki mocy zostały wykorzystane do eksportu energii.

W Polsce na koniec I kw. br. z 36 GW mocy osiągalnej, 8,8 GW należało do elektrowni opalanych węglem brunatnym, ok. 16 GW do elektrowni opalanych węglem kamiennym, 6GW do elektrociepłowni, 1,1 GW do elektrowni wiatrowych, 2,2GW do elektrowni wodnych, w tym 1,4 GW do szczytowo-pompowych. Poziom mocy dyspozycyjnej

15 000

16 000

17 000

18 000

19 000

20 000

21 000

22 000

23 000

24 000

25 000

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

MW

120 000

125 000

130 000

135 000

140 000

145 000

150 000

155 000

160 000

165 000

170 000

GW

h

Średnie roczne zapotrzebowanie na moc szczytowąprodukcja energii bruttokrajowe zużycie brutto

Produkcja i żużycie energii w Polsce 1988-2010

Źródło: PSE

5

Sektor energetyczny

27 września 2011

wynosi średnio 23-28 GW, a rezerwa mocy w szczycie waha się od 2 do 5 GW.

Dobowe zapotrzebowanie na moc w Polsce waha się od ok. 14-16 MW latem, w godzinach niskiego zapotrzebowania, do 22-25 GW w godzinach szczytu zimą. Polski rynek energii elektrycznej jest przy tym obecnie relatywne zamknięty (w 2010 r. eksport handlowy stanowił 2% produkcji krajowej brutto a import handlowy 1,1%) i główne przepływy jakie występują mają charakter karuzelowy (prąd wpływa z Niemiec, głównie z elektrowni wiatrowych, a wypływa na południu Polski, na granicy z Czechami i Słowacją). Obecnie konkurencja w sektorze wytwarzania ze względu na poziom nadwyżki dostępnej mocy nie jest duża. Wykorzystanie zdolności produkcyjnych jednostek wytwórczych ogółem wynosi pomiędzy 60% a 70%, a dla tych, dla których przekazano operatorowi umowy sprzedaży wynosi ponad 80%.

Na 36 GW mocy elektrycznej w Polsce 25,4 GW stanowią jednostki wytwórcze centralnie sterowne (JWCD), w których pracę może ingerować bezpośrednio PSE (robi to za

20 377 8 772

934

2 221 2 486 966

Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie na węglu brunatnymElektrownie gazowe Elektrownie wodneElektrownie przemysłowe Źródła odnawialne

Żródło: PSE

Struktura mocy zainstalowanej w KSE (2010 r., MW)

84,0%

84,5%

85,0%

85,5%

86,0%

86,5%

87,0%

87,5%

88,0%

88,5%

89,0%

styc

zeń

luty

mar

zec

kwie

cień

maj

czerw

iec

lipie

c

sierp

ień

wrz

esień

paździe

rnik

listo

pad

grudzie

ń

Źródło: PSE

Wykorzystanie zdolności produkcyjnych bloków energetycznych dla których zgłaszane były

umowy sprzedaży energii do PSE w 2010 r.

6

Sektor energetyczny

27 września 2011

pośrednictwem Krajowej Dyspozycji Mocy). Główne ograniczenia produkcyjne nakładane przez operatora na JWCD wynikają z uwarunkowań pracy sieci przesyłowej w Polsce i dotyczą najczęściej konieczności pracy w wymuszeniu dwóch elektrowni znajdujących się na północy kraju: ZEDO i Ostrołęka. Poniżej swoich możliwości latem, ze względu na mniejsze możliwości przesyłowe sieci w wysokich temperaturach pracować muszą także niektóre bloki poszczególnych elektrowni oraz awaryjnie włączane są elektrociepłownie. Ograniczenia w wytwarzaniu wynikają także z decyzji samych producentów i wynikają z alokacji CO2 dla poszczególnych elektrowni, które nie przekraczają znacząco sprzedaży powyżej przyznanych limitów.

Zasady działania rynku energii

Obecnie ceny na rynku energii ustalane są w dużym stopniu na podstawie sił podaży i popytu. Ze względu na ustawowy obowiązek sprzedaży 15% energii na rynku giełdowym (100% dla wytwórców korzystających ze wsparcia KDT) podstawową formą handlu energią jest rynek TGE (giełda towarowa, na której wytwórcy spełniają obowiązek sprzedaży energii na rynku publicznym). Część energii jest sprzedawana w dalszym ciągu przez kontrakty dwustronne (w I kw. br. ok. 1/3 zapotrzebowania polskiego systemu brutto nie było zakontraktowane na TGE). Umowy sprzedaży energii zawarte na giełdzie i w postaci kontraktów dwustronnych zgłaszane są do realizacji przez operatora systemu przesyłowego (Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.). Nadwyżki/niedobory energii wynikające z braku możliwości zrealizowania kontraktów ze względów systemowych lub z niezbilansowania w danym momencie popytu i podaży na rynku wyrównywane są na rynku bilansującym. Rynek bilansujący nie jest miejscem handlu energią, ale rynkiem technicznym mającym na celu zbilansowanie podaży i popytu. Transakcje i dostawy na rynku bilansującym mogą mieć zarówno wymuszony jak i niewymuszony charakter. W zakresie niewymuszonym rynek działa na zasadzie ofert cenowych proponowanych przez poszczególnych wytwórców, a w zakresie operacji wymuszonych zasady są ustalane przez operatora, chociaż także oparte na cenach rynkowych i kosztach (np.: za pracę w wymuszeniu operator pokrywa 105% kosztów zmiennych i całość CO2). Koszty tych operacji ponosi PSE i są one przekładane na klientów końcowych. Do regulacyjnych usług systemowych (RUS) należą m.in.: operacyjna rezerwa mocy, praca wymuszona, praca z zaniżeniem i przeciążeniem. W 2010 r. przychody elektrowni i elektrociepłowni zawodowych z RUS wyniosły 211 mln PLN (0,9% przychodów). Z punktu widzenia obrotu energią elektryczną rynek ten nie ma jednak dużego znaczenia. Na rynku bilansującym w ostatnich dwóch latach wytwórcy sprzedawali ok. 6% energii. Transakcje wymuszone, zawarte ze względów na ograniczenia systemowe, dotyczyły jednak tylko ok. 3% energii.

O cenie na rynku energii decydują jednostki o najwyższych zmiennych kosztach wytwarzania bilansujące rynek w danym momencie (ten mechanizm rynkowy może być zaburzany przez podatki nałożone na źródła wytwórcze o niskich kosztach zmiennych np.: elektrownie atomowe w Niemczech). Przy określonym poziomie popytu na prąd uruchamiane są określone źródła podaży, z których to posiadające najwyższe koszty zmienne ustala cenę energii na rynku. Wzrost popytu prowadzi do uruchamiania kolejnych droższych źródeł wytwarzania, które ustalają ceny prądu na wyższym poziomie. Odwrotny skutek ma obniżenie popytu na energię. Natomiast uruchomienie nowych źródeł energii odnawialnej, która ma koszty zmienne bliskie zera powoduje, że źródła energii o najwyższych kosztach zmiennych przestają wytwarzać, co powoduje, że cena energii ustala się na niższym poziomie. Ze względów technicznych generacja z elektrowni wiatrowych może być jednak wprowadzona do KSE tylko wtedy, gdy zapotrzebowanie na moc jest większe od minimum technicznego pracujących jednostek cieplnych powiększonego o rezerwę operacyjną ujemną (nadwyżkę zapotrzebowania ponad minimum techniczne), która w 2010 r. wynosi ok. 500

7

Sektor energetyczny

27 września 2011

MW. Przy zwiększeniu mocy osiągalnej elektrowni wiatrowych ta rezerwa może wielokrotnie wzrosnąć. Dlatego w polskich warunkach moc elektrowni wiatrowych może w mniejszym stopniu zmniejszyć ceny energii elektrycznej w dolinach, a bardziej w szczytach. W Polsce z elektrowni cieplnych najniższe koszty zmienne wytwarzania mają elektrownie na węgiel brunatny i elektrociepłownie. Jednak ich łączne moce wraz ze źródłami odnawialnymi nie pokrywają zapotrzebowania na moc nawet w dolinach (zazwyczaj pokrywają 60%-70% zapotrzebowania) więc o cenie energii decydują elektrownie na węgiel kamienny.

Z ekonomicznego punktu widzenia decydujące dla wytwórcy, by podjąć decyzję o uruchomieniu jednostki jest przynajmniej pokrycie kosztów zmiennych, na które głównie składają się koszty paliwa, opłaty za korzystanie ze środowiska, emisje CO2 i cześć wydatków na remonty. Wytwórcy muszą obecnie pokrywać efektywnie do 10% kosztów CO2, ze względu na bezpłatnie przyznane uprawnienia. Jednak ze względu na to, że po przekroczeniu limitu darmowego przydziału muszą koszty CO2 pokrywać w całości, część wytwórców stosuje jako benchmark progu opłacalności pokrywanie kosztów zmiennych i pełne pokrycie kosztu CO2, i w ten sposób ustala swoje ceny. Obecnie nie można jednoznacznie stwierdzić jak poszczególni wytwórcy ustalają swoje ceny: pokrycie całości efektywnie ponoszonych kosztów (stałych i zmiennych, w tym praw CO2, które zostały dokupione), czy też pokrycie kosztów zmiennych i pełnego kosztu CO2. Wynika to z faktu, że wartości kosztów otrzymane w jednym i drugim przypadku są do siebie zbliżone, ponieważ ceny praw do emisji CO2 wynoszące 13-16 EUR (50-60 PLN) stanowią w przybliżeniu wartość kosztów stałych na MWh oraz nadwyżki emisji CO2.

W przypadku dużej konkurencji na rynku wytwórców energii, sprzedaż okresowo może następować nawet bez pokrycia całości kosztów zmiennych. Wysoki stopień wykorzystania pracujących jednostek wynoszący pow. 84% oraz darmowe certyfikaty CO2 ograniczają chęci zwiększania sprzedaży znacząco ponad dostępne limity emisji. Uwarunkowania te sprawiają, że poszczególni wytwórcy mogą pracować w taki sposób by w całości pokrywać swoje koszty całkowite. Do sytuacji, by poszczególni dostawcy nie pokrywali całości kosztów dochodzi obecnie w dni świąteczne, przy niskim zapotrzebowaniu na moc, oraz ze względów technologicznych ponieważ bloki o niższej sprawności, które nastawione są na sprzedaż energii w godzinach szczytu, muszą już kilka godzin wcześniej zwiększać swoją moc.

Struktura zysku poszczególnych jednostek wytwórczych

-Elektrownie

Segment wytwarzania decyduje obecnie o rentowności całego sektora energetycznego. W 2010 r. udział zysku brutto przed opodatkowaniem segmentu w zysku całej branży energetycznej wyniósł ok. 70%. Do roku 2008 rentowności osiągane przez producentów były relatywnie niskie, wynikało to z faktu, że spółki energetyczne i dostarczające paliwo kopalnie były całkowicie kontrolowane przez państwo, które de facto kontrolowało ceny prądu i zyski elektrowni, a część wytwórców energii, którzy wzięli na siebie zobowiązania inwestycyjne i musieli wykazywać się odpowiednią możliwością ich spłaty otrzymało wsparcie w postaci KDT (kontraktów długoterminowych – zobowiązań operatora PSE do kupna energii po cenie wyższej, niż obowiązująca dla innych elektrowni).

8

Sektor energetyczny

27 września 2011

W przypadku elektrowni na węgiel brunatny wysoki poziom rentowności wynika głównie z niskich kosztów wytwarzania i wysokiej marży na sprzedaży energii, natomiast w przypadku elektrowni na węgiel kamienny ze wsparcia dla kosztów osieroconych oraz zielonych certyfikatów otrzymywanych za współspalanie biomasy. Emisyjność poszczególnych źródeł wytwórczych nie ma większego znaczenia dla poziomu osiąganej marży, ponieważ polscy wytwórcy energii niemal całość praw do emisji CO2 do roku 2012 otrzymują za damo. (W elektrowniach zawodowych w 2010 r. emisje CO2 wyniosły 117,3 mln ton, a deficyt praw miał poziom 3 mln ton).

W elektrowniach i elektrociepłowniach opalanych węglem kamiennym znaczne źródło przychodów, stanowią przychody ze sprzedaży certyfikatów pochodzenia energii. Głównie dotyczy to zielonych certyfikatów pochodzących ze współspalania biomasy. Poziom spalanej biomasy w elektrowniach na węglu kamiennym (udział w energii chemicznej) w 2010 r. wyniósł ok. 4,7%, wobec 2% w elektrowniach na węglu brunatnym. Obecnie korzystna jest ekonomika współspalania biomasy, której koszty z transportem wynoszą ok. 28 PLN/GJ (w uproszczeniu koszt produkcji energii zbliżony jest do wartości zielonego certyfikatu, wartość wytworzonego prądu jest zyskiem producenta). Pewien negatywny wpływ na rentowność spalania biomasy może mieć obowiązek zwiększania udziału biomasy rolniczej w ciągu następnych lat. Dodatkowo nieznany jest jeszcze poziom wsparcia dla spalania biomasy, który będzie obowiązywał po wejściu w życie nowej ustawy o odnawialnych źródłach energii (na dzień 1 września br. ustawy nie było jeszcze w uzgodnieniach międzyresortowych).

2333

1039

535

250

920

811

183

619

300

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Elektrownie na węgiel

brunatny

Elektrownie na węgiel

kamienny

Elektrociepłownie

mln

PLN

Spredaż energii Certyfikaty KDT

Źródło: ARE

Struktura zysku operacyjnego na sprzedaży energii elektrycznej w 2010 r. w elektrowniach i

elektrociepłowniach zawodowych

9

Sektor energetyczny

27 września 2011

Pewne zmiany w charakterystyce pracy bloków na węgiel kamienny może przynieść również uruchomienie największego bloku energetycznego w Polsce w Bełchatowie o mocy 853 MW. Testy bloku trwają od czerwca. Na początku sierpnia łączna moc pracujących bloków w Bełchatowie przekroczyła 5000 MW. W okresie testowania bloku i jego synchronizacji z systemem elektroenergetycznym wyraźnie spadła produkcja prądu w elektrowniach na węglu kamiennym: w czerwcu o -1,4% r/r i lipcu -3,1% r/r, podczas gdy w elektrowniach na węglu brunatnym rosła odpowiednio o 14% i 4,5% r/r. Wzrost produkcji energii ogółem wyniósł odpowiednio 4,6% i 1,8% r/r. Wzrostowi produkcji przez Bełchatów towarzyszyły spadki cen energii na RDN TGE, chociaż zbiegły się one także z obawami o spowolnienie gospodarcze.

Część przychodów ze wsparcia dla kosztów osieroconych powstałych po rozwiązaniu kontraktów długoterminowych (KDT) ma charakter księgowy, ponieważ ich wysokość naliczana przez spółki była kwestionowana przez URE. Tauron w latach 2008-2010 zaksięgował 1,1 mld PLN przychodów z czego sporna kwota wynosi ok. 240 mln PLN, PGE zaksięgowało w latach 2008-2010 ok. 3,2 mld PLN z czego kwota sporna wynosi 941 mln PLN, ENEA zaksięgowała 15,5 mln PLN, kwota potencjalnych roszczeń wynosi 267 mln PLN. Kwoty rozliczeń były przedmiotem spraw sądowych, w których w kwestiach merytorycznych Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów przyznawał rację spółkom. URE składał jednak apelacje. Przeszkodą do ostatecznego rozpatrywania spraw był brak obsadzenia stanowiska Prezesa URE. Stanowisko to zostało obsadzone z dniem 1 czerwca br. co stwarza warunki do zakończenia kwestii spornych.

8,24%

8,90%

1,90%

2,82%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

Elektrownia Rybnik Elektrownia Połaniec Elektrownia Opole Elektrownia Kozienice

Źródło: Elektrownia Rybnik, Połaniec, Opole, ENEA, PKO DM

Udział procentowy biomasy wg energii chemicznej paliw w 2010 w wybranych

elektrowniach

10

Sektor energetyczny

27 września 2011

Specyfika wsparcia wytwórców ze strony KDT rodzi ryzyko, że dodatkowa marża osiągana z tego tytułu spadnie po roku 2013, kiedy wartość wsparcia będzie zanikać. Trudno będzie bezpośrednio przenieść kompensujący ją wzrost ceny energii na odbiorców. Opłata ta nie jest bowiem zawarta w cenie energii elektrycznej, ale figuruje oddzielnie jako opłata przejściowa w rachunku za usługi dystrybucyjne i jest zależna od wielkości wykorzystywanej mocy umownej. Dodatkowo spadek opłaty przejściowej w najbliższych latach nie przełoży się także na spadek rachunku za usługi dystrybucyjne, ponieważ w dużym stopniu zostanie zrekompensowany on wzrostem opłat przesyłowych (wzrosną inwestycje w sieci przesyłowe – PSE Operator chce w latach 2012-2016 wydać ok. 8,5 mld PLN) oraz dystrybucyjnych (rosnące wydatki inwestycyjne, ponadto coraz więcej „starych” aktywów spółek dystrybucyjnych będzie wynagradzane – rozpoznanie pełnego WRA powinno nastąpić już w 2015 r.).

-100

100

300

500

700

900

1100

1300

1500

2009 2010 1H2011

mln

PLN

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

PLN

/MW

h

PGE mln PLN Tauron mln PLN ENEA mln PLNPGE PLN/MWh Tauron PLN/MWh ENEA PLN/MWh

Wsparcie ze strony KDT w segmencie wytwarzania

Źródło: ENEA, Tauron, PGE, PKO DM

11

Sektor energetyczny

27 września 2011

-Elektrociepłownie

Dla rentowności elektrociepłowni oprócz zielonych certyfikatów pochodzących głównie ze spalania biomasy/biogazu istotne są certyfikaty czerwone z tytułu wytwarzania prądu w wysokosprawnej kogeneracji i żółte otrzymywane za wytwarzanie energii w kogeneracji z gazu. Na łączny poziom wsparcia prawami majątkowymi wynoszący ok. 800 mln PLN w 2010 r. blisko połowa pochodziła ze sprzedaży żółtych certyfikatów.

Marża operacyjna na produkcji ciepła w elektrociepłowniach w latach 2009-2010 była ujemna. (Strata na sprzedaży ciepła wynosiła odpowiednio w 2010 r. i 2009 r. -434,1 mln PLN i -363,3 mln PLN). Dodatkowo proces produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych nie jest wspierany zielonymi certyfikatami. Rentowność produkcji ciepła w kogeneracji może w najbliższym czasie jednak się poprawić. Rynek ciepła jest rynkiem regulowanym, ale po zmianach w prawie energetycznym w 2010 r. warunki funkcjonowania elektrociepłowni zostały poprawione w wyniku wprowadzenia uproszczonego modelu kalkulacji cen ciepła. Kalkulacja cen ciepła w kogeneracji może być dokonana na podstawie benchmarku w postaci cen ciepła wytwarzanego w ciepłowniach. Pozwala to elektrociepłowniom na podwyżki cen w ramach obowiązujących cen referencyjnych (benchmarku). Elektrociepłownie nie są również narażone na ryzyko, że poczynione oszczędności kosztów przełożą się na obniżkę cen ciepła przez URE w kolejnych okresach (ze względu na spadek poniesionych uzasadnionych kosztów wytworzenia). Rozwiązanie to jest także korzystne dla jednostek uzyskujących znaczne przychody z tytułu kolorowych certyfikatów, gdyż pozwala nie uwzględniać ich w kalkulacji cen ciepła. Pewnego rodzaju ryzykiem dla rentowności wytwarzania energii w kogeneracji jest fakt, że do tej pory nie jest znana przyszłość czerwonych i żółtych certyfikatów, gdyż obecne rozporządzenie Ministra Gospodarki ustala wymagany poziom energii z tych źródeł tylko do roku 2012. Certyfikaty te mają kluczowe znaczenie dla rentowności elektrociepłowni. Wg opinii branży certyfikaty te zostaną jednak utrzymane.

293

150

368

Żółte certyfikaty Czerwone certyfikaty Zielone certyfikaty

Wsparcie produkcji energii elektrycznej w elektrociepłowniach w 2010 r. (mln PLN)

Źródło: ARE

12

Sektor energetyczny

27 września 2011

Koszty wytworzenia energii

Największy udział w kosztach zmiennych mają koszty paliwa podstawowego, które stanowią ok. 90% kosztów zmiennych. W skład paliwa podstawowego w elektrowniach węglowych oprócz węgla wchodzi też olej opałowy używany do rozpalania kotłów. Wyznacznikiem kosztów zmiennych w elektrowni jest sprawność bloków energetycznych. Pozostałe ważniejsze pozycje to opłaty za korzystanie ze środowiska (emisja pyłów, CO, CO2, SOx, NOx), koszt zakupu paliwa, remonty. Najniższe zmienne koszty wytwarzania mają elektrownie na węgiel brunatny, od 70 PLN – 100 PLN/MWh ze względu na niskie koszty węgla (w 2010 r. średni koszt 6,72 PLN/GJ). Konkurencyjne mogą być dla nich elektrociepłownie, które mają wyższą sprawność wytwarzania w kogeneracji i muszą

45,4 45,8 45,3

95,7

121,1

78,8

9,4

10,6

7,7

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

w elektrociepłowniach w elektrowniach na węglu

kamiennym

w elektrowniach na węglu

brunatnym

PLN

/MW

h

koszty stałe koszty zmienne (paliwo produkcyjne) koszty zmienne (pozostałe)

Techniczny koszt wytworzenia energii elektrycznej w 2010 r.

Źródło: ARE

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

2007 2008 2009 2010

PLN

/MW

h

Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie na węglu brunatnym

Ceny energi elektrycznej

Źródło: ARE, URE

Ceny energii elektrycznej i techniczny koszt wytworzenia w elektrowniach zawodowych

13

Sektor energetyczny

27 września 2011

pracować ze względu na wytwarzanie ciepła. Elektrownie na węglu kamiennym mogą mieć koszty zmienne na poziomie od 105 do 150 PLN/MWh ze względu na wyższe koszty paliwa (w 2010 r. średnia cena węgla kamiennego w elektrowniach była na poziomie 10,95 PLN/GJ) oraz dodatkowe koszty transportu węgla, które mogą podnieść cenę węgla nawet ponad 1,5 PLN/GJ. Oprócz rodzaju paliwa koszty zmienne zależą także od sprawności bloków energetycznych występujących w elektrowni. Najniższą sprawność mają najstarsze bloki o mocy 120 MW, najwyższą nowe bloki o parametrach nadkrytycznych.

Na koszty stałe składają się głównie koszty świadczeń pracowniczych, amortyzacji, podatki od nieruchomości oraz część kosztów remontów. Największy wpływ na poziom kosztów stałych ma struktura polskiej energetyki bazująca na blokach 220 MW, oraz brak możliwości restrukturyzacji zatrudnienia (okresy ochronne dla pracowników). Ze względu na fakt, że większość eksploatowanych bloków pochodzi z lat 70-tych i 80-tych oraz wciąż obowiązują gwarancje zatrudnienia, efektywność zatrudnienia mierzona liczbą zatrudnionych na MW zainstalowanej mocy jest podobna we wszystkich elektrowniach spółek giełdowych i zależy głównie od rodzaju używanych bloków. Bloki 120 MW mają poziom zatrudnienia ponad 1 osoba na MW, elektrownie oparte na blokach 200-360 mają zatrudnienie rzędu 0,8-0,9. Nowoczesne zautomatyzowane bloki wymagają zatrudnienia rzędu 0,1-0,2 osoby na MW. Także poziom płac wraz z narzutami jest zbliżony we wszystkich giełdowych grupach więc koszty zatrudnienia w elektrowniach widoczne w kosztach produkcji (mierzone jako PLN/MWh) zależą głównie od wielkości elektrowni (mniejsze koszty ogólnowydziałowe i zarządu na MW) i zdolności wykorzystania mocy wytwórczych (bazy na jaką koszty zatrudnienia zostaną rozłożone). W elektrowniach spółek giełdowych koszty zatrudnienia wahają się od ok. 15 do ponad 30 PLN/MWh. Ze względu na podobieństwa techniczne bloków i zbliżony okres ich eksploatacji podobnie wygląda sprawa amortyzacji tutaj także na poziom kosztów wyrażanych jako PLN/MWh największe znaczenie ma stopień wykorzystanie mocy zainstalowanej.

Charakterystyka bloków energetycznych w polskich elektrowniach zawodowych

Bloki energetyczneSprawność brutto (↑ gdy

koszty zmienne ↓)

Wyk. mocy zainstalowanej

(↑ gdy koszty stałe ↓)

Bloki 120 MW 34,7% 44,1%Bloki 220 MW 37,3% 52,9%Bloki 360 MW 39,0% 69,0%Bloki 500 MW Kozienice 39,7% -Blok 460 MW Pątnów II 44,0% -Blok 460 MW Łagisza 46,0% -Średnia dla branży 37,7% 55,0%

*dane za 2009 r.

Źródło: ARE

14

Sektor energetyczny

27 września 2011

Pewne szanse ograniczenia kosztów stałych daje restrukturyzacja zatrudnienia. Wskaźniki efektywności zatrudnienia elektrowni, o podobnych parametrach technicznych (opartych na blokach 220 MW), które przeszły restrukturyzację kosztów, jak należące do EDF elektrownia Rybnik oraz do GDF Połaniec wynoszą poniżej 0,5 osoby na MW (przy czym elektrownie te w większym stopniu stosują outsourcing i rzeczywiste różnice w zatrudnieniu wynoszą szacunkowo ok. 25%). Dla porównania poziom zatrudnienia dla jednej z najbardziej efektywnych pod tym względem elektrowni Kozienice wynosi 0,81 osoby na MW. Koszty zatrudnienia na MWh w Kozienicach wynoszą ok. 20 PLN/MWh a w Rybniku ok. 13 PLN.

Wykorzystanie mocy zainstalowanej w wybranych elektrowniach

Moc

zainstalowanaMoc osiągana

Produkcja

brutto 2009 r.

Wykorzystanie

mocy

zainstalowanej

MW MW GWh 2009

Elektrownie na węglu brunatnym 8 985 9 013 50 953 65%PGE El. Bełchatów S.A. 4 440 4 450 27 380 70%El. Turów 2 088 2 106 11 890 65%El. Pątnów 1 200 1 200 5 239 50%El. Adamów 600 600 3 557 68%El. Pątnów II Sp. z o.o. 464 464 2 213 54%El Konin 193 193 675 40%

Elektrownie na węglu kamiennym 15 607 15 912 64 989 48%El. Kozienice S.A. 2 820 2 880 12 122 49%El. Połaniec S.A. - Grupa GDF SUEZ Energia Polska 1 600 1 800 7 354 52%El. Rybnik S.A. 1 775 1 775 8 778 56%Dolna Odra 1 772 1 772 5 747 37%PGE El. Opole S.A. 1 492 1 532 8 481 65%El. Jaworzno 3 1 345 1 345 6 195 53%El. Łaziska 1 155 1 145 5 133 51%El. Łagiszka 1 060 1 060 2 643 36%El. Siersza 666 677 1 929 33%El. Ostrołęcka B 647 647 2 766 49%El. Skawina 490 490 1 198 28%El. Stalowa Wola S.A. 330 341 1 089 38%El. Jaworzno 2 190 190 822 49%El. Blachownia 165 158 487 34%El. Halemba 100 100 245 28%

*dane za 2009 r.Źródło: ARE

Elektrownie cieplne zawodowe

15

Sektor energetyczny

27 września 2011

Czynniki wpływające na ceny energii

-Popyt i podaż

Zużycie prądu w Polsce rosło w ciągu ostatnich 10 lat (2000-2010) o ok. 1,2% rocznie, w porównaniu do tempa wzrostu PKB wynoszącego średnio 3,8%. W nieco większym stopniu (1,4%) rosło zapotrzebowanie na moc szczytową. W poprzedniej dekadzie 1990-2000 zużycie krajowe rosło średniorocznie zaledwie o 0,2% przy tempie wzrostu realnego PKB także o 3,8%, ale taka zależność wynikała głównie ze zmiany struktury gospodarki. Ze względu na wysoką energochłonność polskiego przemysłu z okresu początku przemian gospodarczych i przechodzenie na nowocześniejsze i wydajniejsze technologie zwiększanie efektywności energetycznej było stosunkowo proste. Po rozwiązaniu prostych rezerw, tempo zużycia energii było już bardziej zbliżone do tempa wzrostu PKB. Podobne zależności (chociaż oczywiście w odpowiednio mniejszej skali) można było także zaobserwować w krajach bardziej rozwiniętych niż Polska. Z tego powodu dostępne prognozy dynamiki krajowego zużycia energii w Polsce do roku 2025 mówią o wyższym średnim wzroście niż w poprzednich dekadach. Prognozy zużycia prądu w Polsce sporządzone przez PSE Operator na potrzeby rozwoju sieci przesyłowej, mówią o średniorocznym wzroście zużycia energii o 2,2% rocznie w latach 2010-2025. Należy przy tym pamiętać, że prognozy sporządzane przez operatora są robione z pewnym zapasem ponieważ bierze on pod uwagę margines bezpieczeństwa dla obciążenia sieci. Z kolei prognoza przedstawiona przez Ministerstwo Gospodarki zakłada wzrost o średnio 1,3% rocznie do roku 2025. Zużycie prądu w 2025 r., wg prognozy operatora powinno wynieść ok. 220 TWh. Prognoza Ministerstwa Gospodarki jest o ponad 13% niższa.

Zużycie energii i PKB w Polsce i w Niemczech

1990-2000 2000-2010 1990-2000 2000-2010

Średni wzrost PKB w okresie 3,79% 3,85% 1,84% 0,86%

Średni wzrost zuzycie energii

elektrycznej w okresie0,20% 1,16% 0,51% 0,41%

Energochłonnosć PKB (KWh/1000 EUR

PKB) na koniec okresu701 537 281 269

Średnia zmiana energochłonności PKB

w okresie-4,35% -2,62% -1,23% -0,44%

Zużycie energii per capita (MWh) na

koniec okresu3,57 4,06 7,05 7,39

Średni wzrost zużycia per capita w

okresie0,08% 1,28% 0,28% 0,48%

Źródło: GUS, Bloomberg, ARE, AGEB

Polska Niemcy

16

Sektor energetyczny

27 września 2011

Pewnym zagrożeniem dla tego rodzaju prognoz może być fakt, że w latach 2005-2010, czyli po wejściu w życie dyrektywy EU ETS, limitującej zużycie CO2 i dyrektywy 2006/32/EC w sprawie efektywnego wykorzystania energii - promującej wzrost efektywności energetycznej, zużycie prądu w relacji do PKB znacząco spowolniło. W Polsce w tym okresie zużycie prądu rosło o 1,36%, przy tempie wzrostu PKB średnio o 4,7%. W Niemczech zużycie energii elektrycznej nawet spadało średnio o 0,3% rocznie, mimo realnego tempa wzrostu PKB na poziomie 1,1%. Zarówno w Polsce, jak i Niemczech relatywnie słabsze było zużycie prądu w przemyśle, co było szczególnie widoczne w czasie kryzysu w 2009r. Relatywnie większe dynamiki wykazywało zużycie prądu przez gospodarstwa domowe, handel, usługi i instytucje publiczne (w Niemczech zużycie w tej grupie było praktycznie na tym samym poziomie przez cały okres, w Polsce rosło o 2,5%). W Polsce dyrektywa w sprawie efektywnego wykorzystania energii została wdrożona dopiero w tym roku w formie ustawy o efektywności energetycznej. Przyjętym mechanizmem wspierającym oszczędność energii jest mechanizm białych certyfikatów przyznawanych za określone działania w tym zakresie

130 000

140 000

150 000

160 000

170 000

180 000

190 000

200 000

210 000

220 000

230 000

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

GW

h

Zużycie historyczne brutto Prognoza PSE Prognoza MG

Źródło: PSE, MG, PKO DM

Prognozy zużycia energii brutto w Polsce

-5%

-3%

-1%

1%

3%

5%

7%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Zużycie energii brutto r/r w % PKB r/r w %

Źródło: GUS, PSE

Zmiana PKB i zużycia energii elektrycznej w Polsce

17

Sektor energetyczny

27 września 2011

wraz z systemem określonych obowiązków i opłat zastępczych. Głównym celem programu jest uzyskanie oszczędności energii finalnej do roku 2016 nie mniejszej niż 9% średniego zużycia z lat 2001-2005. Na razie nie ma jeszcze aktów wykonawczych określających roczną skalę oszczędności. Nie wiadomo jednak jak długo ustawa ta będzie obowiązywać. W czerwcu br. KE zaproponowała nową dyrektywę o efektywności energetycznej, która ma łącznie zastąpić dyrektywę 2006/32/EC oraz dyrektywę 2004/8/EC wspierającą kogenerację. Nowa dyrektywa EED ma zapewnić realizację celu pakietu „3*20” w zakresie zwiększenia efektywności energetycznej. Jedną z propozycji dyrektywy jest zobowiązanie firm prowadzących sprzedaż detaliczną energii lub dystrybutorów do rocznych oszczędności energii w wysokości 1,5% ich wolumenu sprzedaży. Takie zobowiązanie będzie się przekładać wprost na zmniejszenie lub zahamowanie wzrostu zużycia energii elektrycznej. Zwiększa to prawdopodobieństwo rewizji obecnych prognoz zużycia energii w przyszłości.

Jeżeli chodzi o zachowanie się rynku w krótszym terminie, zwłaszcza w czasie dynamicznych zmian koniunktury gospodarczej widoczna jest korelacja zużycia energii elektrycznej z produkcją przemysłową. W grupach taryfowych A i B widać wahania związane z koniunkturą. Klienci segmentów C i G są w krótkim terminie bardziej odporni na jej zmiany.

Po spadku krajowego zużycia energii w 2009r., popyt na prąd w Polsce odbudował się już w 2010r. praktycznie do poziomów roku 2008. Podobnie było z maksymalnym zapotrzebowaniem na moc szczytową, które w 2010r. było na historycznie wysokim poziomie 25 449 MWh. Dalszy wzrost zużycia krajowego jest również widoczny w 2011r., w ciągu pierwszego półrocza nastąpił wzrost o 2,1% r/r (przy wzroście PKB o ok. 4,3%). Ze względu na zamknięcie elektrowni atomowych w Niemczech rósł także eksport netto, który wyniósł w pierwszym półroczu ok. 2,9 GWh wobec 0,6 GWh w 2010r. Produkcja energii elektrycznej brutto wzrosła w I półroczu o 5%.

-11,7%

1,6%2,5%

7,9%

2,2%

4,7%

9,8%

-8,4%

-2,0%

1,2%

-4,3% -4,5%

4,2%3,8%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

Odbiorcy WN Grupa

taryfowa B

Grupa

taryfowa C

Grupa

taryfowa G

Zużycie

energii

ogółem

Dynamika PKB Dynamika

produkcji

przemysłowej

2009 2010

Zmiana zużycia energii w latach 2009 i 2010 w poszczegolnych grupach taryfowych,

dynamika PKB, dynamika produkcji przemysłowej

Źródło: ARE, PSE, GUS

18

Sektor energetyczny

27 września 2011

W ciągu ostatnich lat podaż nowych mocy na rynku rosła bardzo powoli. Do głównych inwestycji należały bloki 460 MW o parametrach nadkrytycznych w Elektrowni Pątnów II 2008 r., Łagisza 2009 r. oraz oddany do użytkowania w tym roku największy blok w Polsce (853 MW) w elektrowni Bełchatów.

Ze względu na fakt, że większość inwestycji jest opóźniona największe szanse na ukończenie mają do roku 2016r. elektrownie gazowe, szczególnie najbardziej zaawansowany blok kogeneracyjny 400 MW w Stalowej Woli. Dynamicznie za to powinien rozwijać się sektor elektrowni wiatrowych.

Najwięcej inwestycji dotyczących bloków cieplnych zostanie oddanych w latach 2016-2020r. PSE Operator w planach rozwoju w zakresie zabezpieczenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energie elektryczną zakłada powstanie 11 000 MW nowych mocy do roku 2020 oraz ubytek mocy w tym okresie rzędu 6 500 MW. Przewidywane przez PSE ubytki mocy w najbliższych latach mają charakter głównie ekologiczny (brak przeprowadzonej modernizacji) i wynikają z zaostrzenia norm SOx do roku 2015 i następnie NOx w latach 2016-2020. Większa liczba wyłączeń ze względów technicznych będzie miała miejsce w latach 2020-2025 ze względu na to że okres eksploatacji będą kończyć bloki budowane w latach 70 tych ubiegłego wieku. Prognozy te ze względu na ich charakter należy traktować jednak raczej jako plan minimum. Na podstawie ankiet przeprowadzonych przez PSE w tym roku przedsiębiorstwa energetyczne deklarują budowę ok. 23 000 MW w elektrowniach cieplnych do końca 2020 r. oraz wycofanie w tym okresie 5 300 MW mocy. Mniejsze wycofania wynikają z większej liczby planowanych głębokich modernizacji, które pozwolą spełnić normy SOx i NOx (obejmują w okresie do 2020 r. 16 000 MW). Pewnego rodzaju prognostykiem dla nowych mocy mogą być także wstępnie przyznane bezpłatne limity CO2, które otrzymały instalacje o łącznej mocy ok. 15 000 MW.

11 000

11 500

12 000

12 500

13 000

13 500

14 000

14 500

15 000

styc

zeń

luty

mar

zec

kwie

cień

maj

czerw

iec

lipie

c

sierp

ień

wrz

esień

paździe

rnik

listo

pad

grudzie

ń

GW

h

2008 2009 2010 2011

Krajowe zużycie energii brutto

Źródło: PSE

19

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wybrane instalacje, które otrzymały wstępny przydział uprawnień na lata 2013-2020

ELEKTROWNIA Grupa Moc. MW

ELEKTROWNIA GRUDZIĄDZ ENERGA 874

ELEKTROCIEPŁOWNIA NOWA SKAWINA CEZ 420

ELEKTROWNIA RYBNIK EDF 950

ELEKTROWNIA KOZIENICE ENEA 1 000

ELEKTROWNIA OSTROŁĘKA C ENERGA 1 000

ELEKTROWNIA PŁOCK GDF 912

ELEKTROWNIA ŁĘCZNA GDF 766

ELEKTROWNIA WŁOCŁAWEK GDF 456

ELEKTROWNIA BEŁCHATÓW PGE 858

ELEKTROWNIA BLACHOWNIA TAURON 900

ELEKTROWNIA DOLNA ODRA PGE 400

ELEKTROWNIA OPOLE PGE 1 800

ELEKTROWNIA TURÓW PGE 480

ELEKTROWNIA PUŁAWY Melamina (PGE) 840

ELEKTROCIEPŁOWNIA STALOWA WOLA TAURON 422

ELEKTROWNIA JAWORZNO TAURON 910

ELEKTROCIEPŁOWNIA SIEKIERKI VATTENFALL 480

Źródło: MG, PSE, PKO DM

-3 000

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

2 011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

MW

Moce wycofane Wzrost zapotrzebowania na moc szczytową

Nowe moce w elektrowniach cieplnych Nowe moce OZE

Bilans mocy narastająceo

Źródło: MG, PSE, PKO DM

Zmiana bilansu mocy zainstalowanej w latach 2011-2020

20

Sektor energetyczny

27 września 2011

Według prognoz operatora w latach 2012-2015 w Polsce może mieć miejsce pogłębiający się deficyt mocy występujący szczególnie w dobowych szczytach w miesiącach letnich. Przy braku większych możliwości importowych może komplikować to pracę KSE i grozić awariami i wyłączeniami. Już obecnie w okresie wysokich temperatur operator włącza do pracy elektrociepłownie w największych miastach. Jako kolejny środek zapobiegawczy oprócz zwiększania zdolności importowych operator chce wdrożyć mechanizmy DSR (reakcji strony popytowej). Mechanizmy te miałyby polegać na stosowaniu zachęt finansowych dla odbiorców do redukcji obciążenia w sytuacjach zagrażających pracy systemu elektroenergetycznego, taryf z wyłączeniem, (czyli redukcji obciążenia gdy ceny na rynku bilansującym wzrosną powyżej zakładanej wartości), oraz umożliwiać operatorowi sterowanie obciążeniem odbiorcy. Początkowo do systemu ze względów technicznych mogliby przystąpić odbiorcy wysokich i średnich napięć, a pozostali po wprowadzeniu na większą skalę inteligentnych sieci. Z szacunków Operatora wynika, że pełne wprowadzenie tego systemu także w grupie mniejszych odbiorców może zredukować zapotrzebowanie na moc szczytową o 2200 MW. Paradoksalnie program ten może osiągnąć pełnię swojego oddziaływania w okresie gdy rozpocznie się szybki przyrost nowych mocy. Efektem ubocznym działania programu, który powoduje zmniejszenie zapotrzebowania na moc szczytową i wyrównywanie dobowego zapotrzebowania na moc może być wcześniejsze zamknięcie „szczytowych” bloków wytwórczych ze względów ekonomicznych. Nawet jeżeli nie wszystkie z planowanych inwestycji zostaną zrealizowane przy umiarkowanym tempie wzrostu zużycia energii elektrycznej, może pojawić się nadwyżka mocy porównywalna z tą na początku minionej dekady. Wtedy nadwyżka mocy została wykorzystana do zwiększenia eksportu energii elektrycznej.

-2 000

-1 000

0

1 000

2 000

I II III

IV V VI

VII

VII IX X XI

XII I II III

IV V VI

VII

VII IX X XI

XII I II III

IV V VI

VII

VII IX X XI

XII

2011 2012 2013

MW

20 000

21 000

22 000

23 000

24 000

25 000

26 000

MW

Prognozowane krajowe zapotrzebowanie na moc (skala prawa)

Nadwyżka rezerwy mocy (skala lewa)

Źródło: PSE

Prognozowane krajowe zapotrzebowanie na moc i rezerwa mocy 2011-2013

21

Sektor energetyczny

27 września 2011

-Ceny węgla

Głównym stymulatorem cen energii w ostatnich latach była nie tylko relacja podaży do popytu, ale wzrost kosztów surowców energetycznych, a zwłaszcza węgla kamiennego, na którym bazuje polska energetyka. Polska energetyka i górnictwo to naczynia połączone. Z węgla kamiennego wytworzono w 2010 r. 61,3% energii elektrycznej brutto, na co energetyka zawodowa zużyła 63% wydobytego w Polsce węgla energetycznego. Wzrost cen węgla w latach 2007-2009 bezpośrednio przełożył się na ceny prądu, gdyż to właśnie elektrownie na węglu kamiennym bilansują rynek. Zwyżki cen węgla w Polsce wynikały nie tylko ze wzrostu cen na światowych rynkach, ale także ze wzrostu kosztów wydobycia (wynikających zarówno z nominalnego wzrostu kosztów ogółem, ale także ze spadku wolumenu wydobywanego węgla). Zdecydowana większość kosztów w górnictwie ma charakter stały i z tego względu podwyżki cen mają raczej trwały charakter. Możliwość istotniejszych obniżek cen ograniczają także wyższe ceny na światowych rynkach. Po wzrostach cen węgla kamiennego w 2009 r., ceny dla elektrowni w 2010 r. nawet nieco spadły z 10,99 do 10,95 PLN/GJ. W tym czasie koszt zużytego węgla brunatnego wzrósł o 5,3% do 6,72 PLN/GJ, co zawęziło nieco różnicę marży pomiędzy elektrowniami na węglu kamiennym i brunatnym.

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

19992001

20032005

20072009

20112013

20152017

2019

MW

(G

Wh

dla

eks

po

rtu

)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

obciążenie rezerwa mocy eksport netto % rezerwa mocy w stosunku do obciążenia

Średnie roczne obciązenie i rezerwa mocy oraz eksport energii w latach 2000-2020

Źródło: PSE, MG, PKO DM

*dane obciążenia i rezerwy dla szczytu wieczornego w elektrowniach zawodowych

22

Sektor energetyczny

27 września 2011

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

2007 2008 2009 2010 2011

PLN

/GJ

Elektrownie na węglu kamiennym Elektrownie na węglu brunatnymBogdanka ARA

Źródło: ARE, Bloomberg, PKO DM

Ceny węgla 2007-2011

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

2008 2009 2010 2011

Cena węgla kamiennego PLN/GJ Cena węgla brunatnego PLN/GJ Cena prądu PLN/MWh

Źródło: ARE, URE

Zmiana cen energii i cen węgla w latach 2008 - 2011 (r/r %)

23

Sektor energetyczny

27 września 2011

-Wymiana fizyczna i handlowa

W przypadku Polski dodatkowym czynnikiem mającym znaczenie przy ustalaniu cen prądu jest relatywnie zamknięty rynek energii. Polska nie spełnia obecnie wytycznych KE zgodnie, z którymi moc efektywna połączeń transgranicznych powinna odpowiadać 10% mocy zainstalowanej. Przez ostatnie lata Polska była eksporterem prądu netto.

Energia jest sprowadzana obecnie głównie ze Szwecji, ze względu na tańszą energię pochodzącą z elektrowni wodnych. W 2010 r. nie sprowadzano energii z kierunków wschodnich Białorusi i Ukrainy. Dodatkowo ograniczenia możliwości importowych i

120

140

160

180

200

220

240

260

280

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 I -

V

PLN

/to

nę

koszty wydobycia ceny węgla

Żródło: MG, PKO DM

Koszty wydobycia węgla i ceny węgla energetycznego

9 703 9 594

7 664

4 1105 038

3 097

-9 034

-7 403-6 310

-3 422 -2 839-1 743

6882 199

1 354

-10 000

-8 000

-6 000

-4 000

-2 000

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

2008 2009 2010

GW

h

eksport fizyczny eksport handlowy import fizycznyimport handlowy saldo wymiany

Żródło: ARE, MG

Wymiana handlowa i fizyczna energii elektrycznej w latach 2008-2010

24

Sektor energetyczny

27 września 2011

eksportowych wynikają z warunków pracy systemów elektroenergetycznych Polski, Czech, Niemiec i Słowacji, w których występują przesyły pierścieniowe. Wynika to głównie z gwałtownego rozwoju elektrowni wiatrowych na północnym wschodzie Niemiec. Prąd m.in. wygenerowany przez te źródła (ponad. 5 GWh rocznie, chociaż skala przepływów pierścieniowych zmalała po wyłączeniu części niemieckich elektrowni atomowych) wpływa do polskiego systemu elektroenergetycznego i przepływa do systemów Czech i Słowacji.

W 2011 r. PSE w prognozach rocznych zdolności przesyłowych nie przewidywał handlowych zdolności importowych prądu do Polski z kierunków Niemiec, Słowacji i Czech (mimo istniejących połączeń transgranicznych). Zdolności eksportowe na przetargach dla tych kierunków wynosiły średniorocznie ok. 800-1000 MW. Zdolności przesyłowe na połączeniu stałoprądowym ze Szwecją wynoszą ok. 450 MW. Po roku 2015 r. możliwości wymiany transgranicznej mają się znacząco poprawić. PSE Operator w swoim programie inwestycyjnym do roku 2015 planuje przeznaczyć ok. 2,5 mld PLN na rozwój połączeń transgranicznych. Jednym z celów inwestycji jest ograniczenie skali i możliwość regulacji przepływów pierścieniowych z systemu niemieckiego.

1 071 624

2 983 101

633 328

969 893 967 865

-1 222 086

-116 170 -132 266

-1 500 000

-1 000 000

-500 000

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

Saldo

handlowe

saldo

fizyczne

Saldo

handlowe

saldo

fizyczne

Saldo

handlowe

saldo

fizyczne

Saldo

handlowe

saldo

fizyczne

Czechy Słowacja Niemcy Szwecja

MW

h

Żródło: ARE

Salda wymiany fizycznej i handlowej dla I półrocza 2011 r.

25

Sektor energetyczny

27 września 2011

Zadanie to ma być zrealizowane poprzez instalację przesuwników fazowych na połączeniach transgranicznych Krajnik i Mikołowa i rozwój sieci przesyłowej w zachodniej części Polski. Jednak głównym celem inwestycyjnym w zakresie wymiany transgranicznej w najbliższym okresie jest budowa połączeń asynchronicznych przede wszystkim z Litwą (Ełk-Alytus na linii 400 KV) o mocy 600 MW do 2015 r. i następnie 1000 MW w 2020 r. Planowane jest także ponowne uruchomienie linii 750 KV z elektrowni Chmielnicki na Ukrainie poprzez budowę połączenia stałoprądowego o mocy łącznej 1200 MW. Rozważane jest także odtworzenie połączenia z Białorusią o mocy 600 MW oraz budowa połączenia z obwodem kaliningradzkim. Połączenia z Białorusią, Rosją, Litwą i Ukrainą mogą mieć istotne znaczenie dla polskiego systemu energetycznego ze względu na planowane i powstające tam elektrownie jądrowe. Potencjalnie najszybciej mogą być ukończone inwestycje na Ukrainie w Chmielnickim (w 2015 roku) o łącznej mocy 2000 MW, oraz w obwodzie kaliningradzkim o mocy 2300 MW w latach 2016-2018.

Pomimo braku efektywnych połączeń transgranicznych naturalnym benchmarkiem dla cen energii w Polsce są ceny na rynku czeskim i niemieckim. Zwyżki cen prądu na tych rynkach mimo ograniczonych zdolności eksportowych, dają okazję do wzrostu cen energii również w Polsce. Ceny w Niemczech (BASE na 2012 r. wyższy w sierpniu od cen polskich o ok. 18%) stanowią także punkt odniesienia dla polskiego przemysłu, który w długim terminie miałby problemy z zaakceptowaniem cen wyższych niż te płacone przez niemieckie przedsiębiorstwa.

Transgraniczne połącznie międzysystemowe

Obciążenie (MW) Liczba torów

Na granicy z Niemcami: Krajnik - Vierraden 296 2 Mikułowa - Hagenverder 1385 2Na granicy z Czechami: Wielopole - Albrechtice 1385 1 Wielopole - Nosovice 1385 1 Bujaków - Liskovec 400 1 Kopanina - Liskovec 400 1Na granicy ze Słowacją: Krosno Iskrzynia - Lemesany 831 2Na granicy ze Szwecją: Słupsk - Starno 600 1Na granicy z Białorusią Białystok - Roś* 231 1 Wólka Dobrzyńska - Brześć 120 1Na granicy z Ukrainą: Dobrotwór - Zamość 251 1 Rzeszów - Chmielnicka** 1300 1

* Linia wyłączona od 2004 r.

** Linia wyłączona od 1993 r.

Źródło:MG

26

Sektor energetyczny

27 września 2011

-Uprawnienia do emisji CO2

Dodatkowymi determinantami wpływającymi na cenę energii dla odbiorcy końcowego są certyfikaty źródeł pochodzenia energii, a na rynku hurtowym prawa do emisji CO2. Certyfikaty są lokalnym systemem wsparcia promującym energię wytwarzaną z OZE, natomiast system praw do emisji CO2 jest systemem ogólnoeuropejskim, a poprzez możliwość wykorzystania zamiennie z EUA jednostek CER i ERU może mieć charakter światowy.

Energetyka odpowiada za ponad 40% całości światowej emisji CO2 dlatego jest naturalnym podmiotem regulacji dotyczących ograniczeń emisji. Ograniczenia takie początkowo nakładane były przez protokół z Kioto, w którym Polska zobowiązała się do redukcji emisji gazów cieplarnianych o 6% w latach 2008-2012 względem roku 1988. Ze względu na zmianę struktury energochłonnej gospodarki emisja gazów cieplarnianych w Polsce znacząco spadła z ok. 560 mln ton ekwiwalentu CO2 w końcu lat 80-tych do ok. 400 mln ton ekwiwalentu obecnie. Przyznany limit dla Polski wynosi 531 mln ton ekwiwalentu CO2 rocznie, Polska posiada więc nadwyżkę tych praw, która jest sukcesywnie sprzedawana.

Większe obostrzenia dla Polski zostały wprowadzone regulacjami Unii Europejskiej ustanawiającymi program handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (dyrektywa EU ETS). Cel w postaci ograniczenia emisji realizowany jest przez mniejszą liczbę praw do emisji alokowaną na kolejne okresy rozliczeniowe, która wynosiła średnio 239,1 mln praw EUA w okresie 2005-2007 i 208,5 mln praw w latach 2008-2012. Przydział praw dla sektora energetycznego w Polsce wyniósł w II okresie ETS średniorocznie 136,2 mln praw z czego 110,8 mln dla elektrowni zawodowych i 25,4 dla elektrociepłowni zawodowych. Elektrownie zawodowe w ostatnim okresie notowały deficyt praw do emisji, który wynosił w 2010 r., 4,3 mln, 3 mln w 2009 r., i 7,5 mln w 2008 r. Deficyt dla elektrociepłowni zawodowych był nieznaczny i w 2010 r., wynosił 0,3 mln praw. W poszczególnych grupach energetycznych deficyt praw do emisji wynosił w 2010 r.: PGE 3,5 mln, Tauron 0,1mln, ENEA 1,2 mln praw.

Polityka klimatyczna została ponownie zmodyfikowana poprzez pakiet energetyczno-klimatyczny Unii Europejskiej przyjęty w 2009 r. wyznaczający cele na 2020 r. Cele tego pakietu (3*20%) zakładają:

- ograniczenie do 2020 r. emisji gazów cieplarnianych do atmosfery o 20% w stosunku do poziomu emisji z 1990 r. (cel odnośnie ograniczenia emisji CO2 może być przesunięty na 30% o ile zostaną zawarte odpowiednie porozumienia międzynarodowe),

- zwiększenie udziału energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w całkowitym zużyciu energii do 20%, przy czym dla Polski cel odnośnie udziału energii odnawialnej w finalnym zużyciu energii wynosi 15%,

- wzrost efektywności energetycznej o 20%.

Najważniejszymi zmianami w stosunku do poprzednich uregulowań jest plan redukcji emisji także w sektorach nie objętych systemem handlu emisjami jak np.: transport, rolnictwo, budownictwo o 10% względem 2005 r. (dla Polski plan zakłada możliwość wzrostu emisji non ETS o 14%). Dodatkowo do systemu ETS wejdą nowe sektory m.in.: lotnictwo cywilne).

27

Sektor energetyczny

27 września 2011

Implikacje dla sektora energetycznego, to koniec bezpłatnych limitów dla producentów energii elektrycznej w Europie i objęcie producentów ciepła jako branży nienarażonej na ucieczkę emisji bezpłatnymi uprawnieniami zbiegającymi od 80% do 30% w 2020 r. i 0% w roku 2027. Dodatkowo wartości emisji dla produkcji ciepła zostaną wyznaczone na podstawie benchmarków obejmujących 10% najbardziej efektywnych pod tym względem instalacji w całej UE, czyli gazowych. Jednocześnie zezwolono na stosowanie jako benchmarku dotychczasowej emisyjności w stosunku do produkcji ciepła dla gospodarstw domowych.

Polska energetyka ze względu na fakt, że ponad 30% energii elektrycznej było wytwarzane w 2006 r. z paliwa jednego rodzaju, a PKB per capita nie przekroczył 50% średniej w cenach rynkowych dla UE, otrzymała prawo do darmowych uprawnień w wysokości 70% zweryfikowanych emisji za lata 2005-2007 wytwórców energii elektrycznej dla wielkości odpowiadającej ostatecznej wielkości krajowego zużycia danego państwa członkowskiego. Wielkość limitu na 2013 r. dla jednostek wytwarzających energię elektryczną wg wstępnej propozycji wynosi 77 mln uprawnień. Oznacza to, że w 2013r. darmowe uprawnienia będą stanowić ok. 53% poziomu emisji z 2010r. i będą zbiegać do zera w 2020r. (mogą się różnić dla poszczególnych instalacji ze względu na wielkość produkcji w latach bazowych).

Wpływ cen CO2 na ceny energii elektrycznej będzie miał coraz bardziej istotny charakter. Pewnego rodzaju górnym ograniczeniem dla cen certyfikatów CO2 są relacje cen poszczególnych nośników pierwotnych energii. Dotyczą one m.in. relacji cen gazu i węgla. Wynika to z faktu, że po wprowadzeniu rynku uprawnień CO2 i związanego z nimi wzrostu cen energii na rynku niemieckim i innych z udziałem elektrowni gazowych, elektrownie węglowe i gazowe konkurowały między sobą w bilansowaniu rynku. Elektrownie gazowe stanowią alternatywę dla węglowych, przy czym emisyjność CO2 na jednostkę energii wyprodukowaną w wyniku spalania gazu jest blisko dwukrotnie niższa niż dla węgla kamiennego (55,82 kg/GJ wobec 94,42 kg/GJ). Dlatego teoretycznie cena CO2 powinna być ograniczona przy danej relacji cen węgla i gazu poprzez koszt CO2 w kosztach zmiennych, który wyrówna poziom marży osiąganej na węglu (Clean Dark Spread) i gazie (Clean Spark Spread). Dotyczy to starszych elektrowni, które są już w dużym stopniu zamortyzowane. Podobne kalkulacje dla nowych elektrowni powinny zawierać także koszt kapitału, znacznie

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Źródło: MG, PKO DM

Udział bezpłatnych limitów CO2 w emisji elektrowni zawodowych

28

Sektor energetyczny

27 września 2011

niższy dla elektrowni gazowych. Przy obecnych europejskich cenach węgla i gazu cena CO2, przy której koszty wytwarzania dla nowych inwestycji się równoważą wynosi ok. 30 EUR.

Kolejną alternatywą dla elektrowni węglowych są źródła zero emisyjne jak elektrownie wiatrowe i elektrownie atomowe, przy czym elektrownie wiatrowe mają znacznie krótszy okres inwestycyjny i są w wielu krajach (Niemcy, Hiszpania) podstawą energetyki odnawialnej. Dlatego istotna jest relacja kosztu wyprodukowania energii z tych źródeł do ceny produkcji energii w elektrowniach węglowych. Koszt CO2 równoważący koszty produkcji wynosi średnio ok. 40 EUR.

Kolejne ważne zmiany polityki energetycznej UE będą dotyczyć okresu po 2020r. Obecnie w Parlamencie Europejskim trwają próby przeforsowania zwiększonych limitów ograniczenia emisji CO2 z 20% do 25-30% w ramach pakietu klimatycznego obowiązującego do końca 2020 r. Na razie próba przegłosowania rezolucji w tej sprawie w PE została zablokowana. Decyzja o dalszym ograniczeniu limitów emisji raczej nie zostanie podjęta także w czasie polskiej prezydencji. Oprócz sprzeciwów wewnątrz UE na przeszkodzie stoi brak zgody innych państw poza UE na zaostrzenie polityki klimatycznej. Dalekosiężne plany EU wyrażone w ramach „Roadmap 2050” mówią o ograniczeniu emisji o 40% w 2030 r. oraz o 80% w 2050r. Wdrożenie w życie takiej łącznej redukcji emisji oznacza, że energetyka będzie musiała ograniczyć emisję o 93-99%. Głównym celem takich ograniczeń jest ochrona klimatu i walka z globalnym ociepleniem. Jako korzyści z takiego ograniczenia podaje się wzrost zatrudnienia w segmentach związanych z rynkiem energii oraz to, że wzrost inwestycji w nowe źródła energii i technologie będzie zrekompensowany poprzez mniejsze wydatki na import surowców energetycznych. Wydatki na energię, będą trafiały do wytwórców wewnątrz Unii, a nie do zewnętrznych producentów surowców energetycznych. Poprawi się także bilans handlowy. Polska argumentuje, że zysk z tytułu wprowadzania nowych technologii będzie bardziej dotyczyć państw rozwiniętych, a koszty w większym stopniu będą ponosić państwa rozwijające się jak Polska.

Zmiana struktury aktywów wytwórczych w Polsce do roku 2050 będzie następować także z przyczyn naturalnych. Nowe moce węglowe budowane w ciągu najbliższych lat będą wtedy kończyć swoją działalność. Przestaną pracować istniejące elektrownie na węglu brunatnym (eksploatacja nowych złóż węgla brunatnego na razie napotyka duży opór społeczny), a wydobycie węgla kamiennego może w dalszym ciągu znacząco spadać. Ekonomicznym aspektem ograniczania emisji CO2 jest wyczerpywanie się zasobów energii z klasycznych źródeł oraz wzrost cen ropy, węgla i gazu na światowych rynkach, które powodują, że energia pozyskiwana ze źródeł o niskiej emisji CO2 np.: energia nuklearna i wiatrowa robi się relatywnie tańsza. Przykładem mogą być Chiny, które już obecnie posiadają elektrownie wiatrowe o największej mocy na świecie (44,7 GW) i rozwijają program budowy elektrowni atomowych (z 10,8 GW obecnie do 80 GW w 2020 r.). Postęp technologiczny i masowość produkcji sprawiają także, że źródła odnawialne mogą stawać się tańsze w przyszłości np.: ogniwa fotowoltaiczne, farmy wiatrowe na morzu. Jednak bez osiągnięcia światowego konsensusu wyłączne wysiłki Unii Europejskiej, która odpowiada za niewielki stopień emisji światowej CO2 (ok. 13%) w niewielkim stopniu przyczynią się do redukcji emisji na świecie.

29

Sektor energetyczny

27 września 2011

-Prognozy cen energii

Prognozy cen energii na okres do 2020r. bazują na założeniu, że ze względu na deficyt mocy i umiarkowane ceny CO2 w ciągu kilku następnych lat ceny energii na rynku będą ustalane przez te same bloki co obecnie. Źródła te będą w stanie przełożyć na klienta swoje koszty łącznie z rosnącym kosztem CO2 wynikającym ze spadającego udziału bezpłatnych uprawnień. Spowoduje to wyrównanie się cen na rynku polskim i rynku niemieckim. Po roku 2016 pojawienie się nowych źródeł, w tym większa generacja z elektrowni wiatrowych mogą sprawić, że ceny prądu będą ustalane przez źródła o wyższej sprawności i niższej emisyjności. Dlatego nie wszystkie jednostki będą w stanie przenieść na rynek koszty CO2 i wzrosty cen będą miały charakter raczej inflacyjny. W dłuższym terminie trudno będzie również przemysłowi zaakceptować ceny energii wyższe od niemieckich. Patrząc na ceny terminowe, średnia cena BASE na 2012 r. kwotowana od początku roku wynosi ok. 203 PLN. Niewielki wolumen transakcji został zawarty na rok 2013, po średniej cenie 220 PLN. W opinii spółek giełdowych cena na 2013 r. wynika raczej z chęci zabezpieczenia długiej pozycji przez niektórych mniejszych wytwórców z OZE i faktyczna cena będzie wyższa. (Wyższy będzie wzrost kosztu CO2 i inflacji).

W II kw. br. nastąpił duży wzrost cen energii, który wynikał nie tylko ze wzrostu konsumpcji, ale z rosnącego eksportu prądu (wzrost konsumpcji o 3,5% r/r i produkcji o 7,5%). Sytuację polskich elektrowni znacząco poprawiło zamknięcie elektrowni atomowych w Niemczech w związku z awarią w Fukuszimie. Pod koniec lipca ceny spadły, zarówno ze względów sezonowych, jak też ze względu na obawy o spowolnienie gospodarcze. Pewien wpływ na to mogła mieć również dodatkowa energia sprzedawana na rynku bilansującym wytwarzana w ramach synchronizacji z system elektroenergetycznym nowego bloku w Bełchatowie. Spadek cen na rynku RDN, nie przełożył się jednak na ceny kontraktów na 2012r. Rynki terminowe maja coraz większe znaczenie na ustalanie efektywnych cen prądu osiąganych przez wytwórców. W pierwszym półroczu obroty TGE na RDN wyniosły 9,86 TWh, a na rynku terminowym 45,3 TWh, w tym 31,6 TWh dla kontraktów BASE 2012 r. Dla porównania produkcja netto elektrowni zawodowych w tym okresie wyniosła ok. 68 TWh.

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

280

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PLN

/MW

h

cena Polska cena Niemcy

Źródło EEX, PKO DM

*średnie ceny z kontraktów terminowych BASE na dany rok, od roku 2012 kwotowania z dnia

Ceny energii w Polsce i w Niemczech w latach 2010-2017

30

Sektor energetyczny

27 września 2011

Inwestycje w nowe moce

W ciągu najbliższych lat polska energetyka ma rozpocząć program inwestycji w nowe moce o wartości wielokrotnie przekraczającej obecny poziom kapitalizacji spółek. Inwestycje będą głównie finansowane długiem, którego przedsiębiorstwa praktycznie do tej pory nie używały, a skala zadłużenia na poziomie dług netto/EBITDA wyniesie przejściowo ok. 2-3 razy. Cyklu inwestycyjny wynosi od trzech lat dla elektrowni gazowych, 5 lat dla elektrowni węglowych i do 6 lat dla nuklearnych, a rozpoczęcia pierwszych inwestycji planowane są w 2012r. W okresie obowiązywania aktualnych uregulowań dotyczących CO2 nowobudowane elektrownie będą pracować zaledwie 3-4 lata. Większość projektów będzie zweryfikowana w okresie po 2020 r., gdy nie będą obowiązywać już zasady aktualnego pakietu klimatycznego. Patrząc z perspektywy rynkowych cen CO2 w obecnym okresie EU ETS III ryzyko opłacalności budowy elektrowni na węglu kamiennym jest niższe niż elektrowni gazowych (przy założeniu, że obie elektrownie sprzedają pasmo, przy takim samym wykorzystaniu mocy zainstalowanej). To jaka będzie rzeczywista stopa zwrotu z tych inwestycji będzie zależało od uregulowań obowiązujących w UE po 2020 r., oraz od relacji cen węgla kamiennego i gazu. Jest to istotne zwłaszcza w przypadku Polski, gdzie

180

190

200

210

220

230

240

styc

zeń

luty

mar

zec

kwie

cień

maj

czerw

iec

lipie

c

sierp

ień

PLN

/MW

h

Mies. kurs BASE (PLN/MWh) Mies. kurs PEAK (PLN/MWh)

BASE_Y-12 PEAK5_Y-12

Źródło: TGE

Kursy RDN i na rynku terminowym TGE w 2011 r.

140

160

180

200

220

240

260

280

1 sty

15 st

y

29 st

y

12 lu

t

26 lu

t

12 m

ar

26 m

ar

9 kwi

23 kw

i

7 maj

21 m

aj

4 cze

18 cz

e2 lip

16 lip

30 lip

13 sie

27 sie

10 w

rz

24 w

rz

8 paź

22 pa

ź5 lis

19 lis

3 gru

17 gr

u

31 gr

u

PLN

/MW

h

IRDN 2011 IRDN 2010Źródło: TGE

Rynek dnia nastepnego - indeks IRDN dla 2011 i 2010 r.

31

Sektor energetyczny

27 września 2011

perspektywiczne jest wydobycie gazu łupkowego. Można szacować, że przy obecnej relacji cen (PLN/GJ) węgla i gazu w Polsce wynoszącej ok. 2,7 cena CO2, która równoważy koszty produkcji energii z tych źródeł wynosi ok. 35-40 EUR.

Uwzględniając ścieżki wzrostu cen energii oscylujące w okolicach 290-300 PLN/MWh w roku 2020 r. rentowne powinny być wszystkie nowobudowane źródła energii. Jednak analizując obecne terminowe ceny energii w Niemczech, które za BASE wynoszą na 2017 r. ok. 61 EUR, nie jest to do końca oczywiste. Biorąc pod uwagę informacje o wstępnych ofertach wykonawstwa nowych bloków, koszty budowy w Polsce dla elektrowni na węglu kamiennym wynoszą obecnie ok. 5,2-5,5 mln PLN za MW. Należy jednak pamiętać, że są to koszty dla nowych bloków budowanych w ramach istniejących elektrowni (inwestycje brownfield), czyli bez konieczności budowy pełnej infrastruktury dla całej elektrowni. Koszt budowy bloków na węglu brunatnym jest nieco wyższy (szacowane przez PGE koszty budowy bloku 858 MW wyniosą ok. 5,7 mln PLN za MW, ale większość nakładów była poniesiona w ciągu ostatnich kilku lat). Koszty te są podobne do szacunkowych kosztów inwestycji tego typu w Niemczech wynoszących według IEA ok. 1,3 mln EUR dla elektrowni na węglu kamiennym i 1,5 mln EUR dla elektrowni na węglu brunatnym. Koszty bloków gazowych wg szacunków wydatków na budowę elektrociepłowni Stalowa Wola mogą wynosić ok. 4 mln PLN za MW, podobne koszty podawane są w przypadku budowy elektrowni gazowej o mocy 860 MW przez Energę i ESB ok. 3,8 mln PLN za MW. Koszty te są w obu przypadkach wyższe niż koszty podawane przez IEA dla Niemiec wynoszące ok. 0,7 mln EUR za MW. Koszt budowy elektrowni atomowej podawany przez IEA znacznie różni się od siebie w poszczególnych krajach i wynosi od 1,6 mln USD za MW w Korei Południowej do ok. 5,8 mln USD w Czechach (średnio 4,1 mln USD). Z transakcji jakie miały miejsce w 2010 r. można wymienić budowę 4 reaktorów APR 1400 w Zjednoczonych Emiratach Arabskich przez KEPCO za ok. 20 mld USD (3,6 mln USD za MW) i umowę na budowę czterech reaktorów rosyjskich 1200 MW w Turcji za 18-20 mld USD ( ok. 4 mln USD za MW). Ujawiona została także propozycja Westinghouse na rozbudowę elektrowni w Temelinie- 6,59 mld EUR za dwa bloki 1150 MW, czyli 2,9 mln EUR za MW. Koszty budowy elektrowni jądrowej w Polsce szacowane są przez PGE na 3-3,5 mln EUR za MW. Ze względu na koszty budowy dodatkowej infrastruktury sieciowej koszt budowy pierwszych bloków o mocy 3 GW może wynieść ok. 50 mld PLN.

Największym ryzykiem dla elektrowni węglowych jest koszt związany z emisją CO2.

26,7

50,0

6,4

11,1

5,0

0,0

8,7

4,6

10,1

21,3

11,9

62,1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Węgiel Gazowa Atomowa

EUR

/MW

h

Paliwo CO2 O&M Koszt inwestycji

Źródło: IEA, PKO DM * WACC 10%

Koszty wytwrzania w nowych instalacjach

32

Sektor energetyczny

27 września 2011

Przy obecnych technologiach ograniczenie emisji poprzez instalacje CCS nie jest rozwiązaniem. Wg szacunków PGE koszt CO2, w przy którym opłacałoby się budować i utrzymywać tego typu instalacje wynosi ok. 67 EUR. Wynika to nie tylko z wysokiego kosztu instalacji wynoszącego w Bełchatowie ok. 2-2,5 mld PLN, ale także z wysokich kosztów operacyjnych użytkowania instalacji, które są rekompensowane przy cenach CO2 wynoszących ok. 40-50 EUR (instalacja obniża sprawność bloku energetycznego o ok. 10%). Przy założeniu, że naturalnym benchmarkiem dla cen energii w Polsce pozostaną ceny w Niemczech, dla elektrowni węglowych istotny może być także kurs walutowy, ponieważ zdecydowana większość kosztów w kopalniach ponoszona jest w złotych i cena węgla dla energetyki denominowana jest w złotych. Silne umocnienie się złotego może z tego powodu negatywnie wpłynąć na marże.

Dla elektrowni gazowych główne ryzyko wiąże się z relacją cen gazu i węgla, która obecnie preferuje elektrownie węglowe, oraz relatywnie niskie ceny CO2, które nie rekompensują niższej emisyjności paliwa gazowego (koszty zmienne elektrowni gazowych są wyższe). Ceny gazu wyrażane są w walucie, dlatego osłabienie się złotówki może negatywnie wpłynąć na poziom kosztów zmiennych.

Dla elektrowni atomowych posiadających niskie koszty paliwa (wg IEA wynoszą ok. 9,3 USD/MWh przy cenie U3O8 równej 50 USD/funt z uwzględnieniem całego okresu cyklu paliwowego łącznie ze składowaniem odpadów) najbardziej istotne są koszty budowy i koszt kapitału, które znacząco wpływają na koszt produkowanej energii. W Polsce koszty budowy będą prawdopodobnie wyrażone w walucie, dlatego elektrownie atomowe są najbardziej ze wszystkich typów inwestycji narażone na osłabienie się waluty w trakcie realizacji ich budowy.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0% 10% 20% 30%koszt inwestycji

kosz

t w

ytw

orz

en

ia

El. Atomowe El. Węglowe El. Gazowe

Wrażliwość całkowitego kosztu wytworzenia na zmianę kosztu inwestycji

Źródło: PKO DM, IEA

*Wacc 7,5%

33

Sektor energetyczny

27 września 2011

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0% 10% 20% 30%

koszt paliwa

kosz

t w

ytw

orz

en

ia


Wrażliwość całkowitego kosztu wytworzenia na zmianę wartości paliwa


*Wacc 7,5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0% 10% 20% 30%

koszt CO2

kosz

t w

ytw

orz

en

ia


Wrażliwość całkowitego kosztu wytworzenia na zmianę wartości CO2


*Wacc 7,5%

34

Sektor energetyczny

27 września 2011

Odnawialne Źródła Energii

Obecne uregulowania OZE przestaną prawdopodobnie obowiązywać w ciągu najbliższych kilku miesięcy. Uregulowania te w równym stopniu wynagradzały produkcję energii z różnych źródeł, bez względu na ich historię oraz poziom nakładów poniesionych w celu wytworzenia energii. Beneficjentem programu wspierania zielonej energii były więc tylko określone instalacje, które miały koszty produkcji poniżej poziomu wsparcia. Główną pozycję ma współspalanie biomasy, umożliwiające produkcje zielonej energii na dużą skalę. Kolejnym wspieranym typem inwestycji są elektrownie wiatrowe. Natomiast mimowolnymi beneficjentami (funkcjonującymi bez istotnych nakładów inwestycyjnych ze strony ich właścicieli) stały się działające elektrownie wodne. Ponadto na mniejszą skalę rozwijane były elektrownie biogazowe. Polski system wynagradza źródła odnawialne świadectwem pochodzenia energii, tzw. zielonym certyfikatem. Sprzedaż energii do odbiorców końcowych jest związana z obowiązkiem uzyskania określonej ilości świadectw pochodzenia i przedłożenia ich do umorzenia Prezesowi URE lub uiszczenia opłaty zastępczej. W 2010r. istniał deficyt zielonych certyfikatów w wysokości 1,4% energii sprzedanej do odbiorców końcowych. Wg istniejących uwarunkowań prawnych spełnienie wymogu wytworzenia wymaganej ilości energii elektrycznej z OZE może nastąpić już w 2012r. Wg prognoz Ministerstwa Gospodarki główną przyczyna powinien być dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej oraz stały wzrost spalanej biomasy. Dodatkowe wsparcie dla OZE stanowi obowiązek zakupu energii ze źródeł odnawialnych oraz zwolnienie z akcyzy za prąd.

Ceny zielonych certyfikatów, ze względu na ich deficyt oraz fakt zwolnienia z podatku akcyzowego są ustalane obecnie na poziomie wyższym od opłaty zastępczej, która w 2011 r. wynosi 274,92 PLN/MWh. Dzięki temu rentowności osiągane przez producentów są bardzo wysokie, np.: wartość spalanej biomasy równa jest obecnie w przybliżeniu cenie zielonego certyfikatu. Podobnie wysokie rentowności operacyjne mają elektrownie wodne i farmy wiatrowe (w pierwszym półroczu br. odpowiednio 56% i 40%).

W ciągu najbliższych miesięcy oczekiwana jest nowa ustawa o OZE, która ma dokonać zmian w systemie wsparcia. Z informacji prasowych wynika że fundamenty obecnie istniejących uregulowań się nie zmienią (pozostanie system certyfikatów, a nie feed-in-tariff jak w Niemczech). Głównym założeniem systemu ma być rentowne funkcjonowanie

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

25

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

TWh

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

obowiązek umorzenia certyfikatów OZEprodukcja energii z OZEWymagane umorzenie certyfikatów OZE %

Żródło: ARE, MG

Wykonanie obowiązku umorzenia certyfiaktów OZE

35

Sektor energetyczny

27 września 2011

instalacji z „rozsądną marżą”. Zmiany będą dotyczyć stopnia preferencji dla poszczególnych źródeł energii odnawialnej poprzez stosowanie odpowiednich współczynników korekcyjnych w zależności od rodzaju źródła i zainstalowanej mocy urządzeń (preferowane mają być źródła lokalne). Zakłada się także zmniejszenie/wycofanie dopłat do starych zamortyzowanych instalacji, gdyż wsparcie dla nowych instalacji będzie przyznawane na 15 lat. Opłacalność mają zyskać OZE, które do tej pory nie uzyskiwały wystarczającego poziomu wsparcia jak energetyka wiatrowa na morzu i fotowoltaika. Główne ryzyko jakie niesie nowa ustawa to możliwe wycofanie wsparcia dla elektrowni wodnych, z których zdecydowana większość została wybudowana przed 1997 rokiem. Cały system ma być tańszy i bardziej efektywny niż obecny, by koszty jego funkcjonowania przenoszone na klienta końcowego były mniejsze.

162,9

42,5

131,5

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Tauron PGE ENEA

mln

PLN

Źródło: Tauron, ENEA, PGE, PKO DM

Przychody z zielonych certyfikatów wytwarzanych w elektrowniach wodnych

33,3

21,2

3,7

0,7

25,2

13,8

1,5

6,63,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Niemcy (średnio) Polska

PLN

/MW

h

Fotowoltaika Wiatr na lądzie Wiatr na morzuBiomasa i biogaz Wodne i pozostałe Opłata zastępcza

Źródło: ARE, BDEW, PKO DM

Wsparcie dla poszczegolnych źródeł odnawialknych zawarte w cenie energii dla obiorców

końcowych

36

Sektor energetyczny

27 września 2011

Segment Dystrybucji

Dystrybucja energii elektrycznej jest segmentem, który podlega regulacji (na rynku energii elektrycznej zatwierdzania przez URE wymagają także taryfy sprzedaży do gospodarstw domowych). Od 2010 r. operatorzy systemów dystrybucyjnych zaczęli być wynagradzani według formuły stopy zwrotu z kapitału (WACC*WRA), a początkowa urynkowiona wartość aktywów została wyznaczona na koniec 2008 r. według metod kosztu zastąpienia i wartości ekonomicznej. Przy czym ze względu na fakt, że natychmiastowe zastosowanie nowego systemu powodowałoby ponad dwukrotny wzrost zysków przedsiębiorstw dystrybucyjnych i związany z tym wzrost opłat dla klientów, zastosowano stopniową ścieżkę dojścia do rozpoznawania pełnego WRA. Według tej metodologii w pierwszym roku jej stosowania (2010 r.) OSD byli wynagradzani jedynie za ok. 50% posiadanych aktywów, a w latach następnych wartość ta będzie powiększać się o pełną stopę zwrotu na nowych inwestycjach oraz o 1,5% przychodu regulowanego pomniejszonego o stopę zwrotu z nowych inwestycji. W praktyce oznacza to tyle, że pełne WRA będzie rozpoznawane około roku 2015. Obok stopy zwrotu z aktywów na ostateczną marże dystrybutorów wpływają także bezpośrednio wydatki operacyjne i wartości zakupu energii na pokrycie różnic bilansowych. W latach 2008-2009 regulator ustalał koszt zakupu energii na poziomie różniącym się nawet o 40% od ceny faktycznie zapłaconej przez poszczególne OSD. Obecnie ze względu na fakt, że energia na pokrycie różnicy bilansowej jest sprzedawana i kupowana na rynku giełdowym regulator nie ma podstaw by kwestionować jej cenę. Natomiast dozwolone wydatki operacyjne (OPEX), których głównym składnikiem są koszty zatrudnienia są w dalszym ciągu ustalane przez URE na poziomie ok. 10-20% niższym w stosunku do ich rzeczywistej wielkości. Ze względu na obowiązujące w energetyce gwarancje zatrudnienia dystrybutorzy nie mają zbyt dużych możliwości zmiany tej sytuacji. W ramach pięcioletnich okresów planowania URE będzie jednak prawdopodobnie uwzględniał poczynione oszczędności, czyli obniżenie kosztów w danym roku nie powinno być przesłanką do zmniejszenia wartości OPEX-u w przychodzie regulowanym w następnym okresie. URE nie przedstawiło jeszcze ostatecznego modelu oceny OPEX na kolejny pięcioletni okres i w 2011 r. obowiązywała wartość OPEX-u z 2010 r. powiększona o inflację.

1 872

352

600 600

304

470 470 470 470 470

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

Fotowoltaika Wiatr na lądzie Wiatr na morzu Biomasa Wodne i

pozostałe

PLN

/MW

h

Poziom wsparcia dla poszczegolnych źródeł w 2010 Niemcy (średnio)Poziom wsparcia dla poszczegolnych źródeł w 2010 Polska

Źródło: BDEW, PKO DM

Poziom wsparcia dla poszczegolnych źródeł w 2010 r.

37

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wartość CAPEX-u spółek dystrybucyjnych również podlega uzgadnianiu z URE. Odbywa się to także na pięcioletnie okresy, co daje dystrybutorom możliwość planowania działań w tym zakresie. Wprowadzenie pełnego wynagradzania zwrotu z nowych inwestycji zwiększyło plany inwestycyjne OSD.

Stopa zwrotu z WRA wyznaczana jest wg metodologii przyjętej przez URE. Obecnie podstawowymi założeniami modelu używanymi przez URE do wyznaczania stóp zwrotu na lata 2010-2015 są: stopa wolna od ryzyka na poziomie rentowności obligacji 10 letnich w poprzednim roku, Equity Risk Premium malejąca z 5% w roku 2011, do 4,6% w roku 2015 oraz udział kapitału obcego rosnący do 50% w roku 2015.

Poniższa tabela przedstawia parametry uwzględnione w kalkulacji WACC na poszczególne lata przy założeniu braku zmiany dotychczasowego modelu i stałej stopie wolnej od ryzyka.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

2011 2012 2013 2014 2015

mln

PLN

Żródło: URE

Uzgodnione inwestycje OSD w latach 2011-2015

Stopy zwrotu z kapitału na lata 2010-2015 wyznaczane przez URE

Parametr

Taryfa na

2010

Taryfa na

2011

Taryfa na

2012

Taryfa na

2013

Taryfa na

2014

Taryfa na

2015

Stopa wolna od ryzyka (%) 5,988 5,878 5,878 5,878 5,878 5,878Premia za ryzyko dla kapitału obcego (%) 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00Koszt kapitału obcego (%) 6,99 6,88 6,88 6,88 6,88 6,88Asset beta 0,57 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40Equity beta 0,81 0,606 0,606 0,606 0,606 0,606Premia za ryzyko od kapitału własnego (%) 4,64 5,00 4,90 4,80 4,70 4,60Koszt kapitału własnego (%) 9,75 8,908 9,04 9,19 9,36 9,56Udział kapitału obcego 0,3 0,34 0,38 0,42 0,46 0,50Post-tax WACC, nominalnie (%) 8,521 7,774 7,721 7,669 7,617 7,565Pre-tax WACC, nominalnie (%) 10,519 9,597 9,533 9,468 9,404 9,339Podatek dochodow, nominalnie (%) 19 19 19 19 19 19

Źródło: URE

*Stopa wolna od ryzyka jest ustalona jako średnia rentowność obligacji 10 letnich w okresie od 1 października roku (n-2) do 30 września roku (n-1) na

Rynku Treasury BondSpot Poland

38

Sektor energetyczny

27 września 2011

Segment Obrotu i Sprzedaży

Od kilku lat odbiorcy prądu mają możliwość wyboru dostawcy energii. Jednak z możliwości tej korzystali głównie najwięksi odbiorcy przemysłowi (grupa taryfowa A). Zjawisko zmiany dostawcy energii i konkurencja w segmencie znacznie się nasiliła w drugiej połowie 2010 r., od momentu, gdy praktycznie całość sprzedaży energii elektrycznej przez wytwórców odbywa się na giełdzie. Przedsiębiorstwa obrotu kupują energię rynkowo i posiadanie tańszych wytwórców w ramach grupy energetycznej przestało już być największym atutem. O efektywności sprzedaży decyduje umiejętność dopasowania oferty do potrzeb klienta, zaoferowanie mu usług dodatkowych czy umiejętność wykorzystania wahań cen na giełdzie. W 2010 r. konkurencja obecna do tej pory w taryfie A (klienci WN I NN), przeniosła się do taryfy B (klienci SN). Wytworzyło to narastającą presję na marże. W 2010 r. zysk operacyjny przedsiębiorstw obrotu wydzielonych z dawnych spółek dystrybucyjnych, które sprzedały ok. 92% całkowitej energii sprzedanej do odbiorców końcowych wyniósł 796 mln PLN, co oznacza spadek z 1040 mln PLN w 2009 r. Marża na kosztach zmiennych (obejmujących energię, akcyzę i prawa majątkowe) spadła z ok. 18,5 PLN do ok. 16 PLN/MWh na energii sprzedanej do odbiorców końcowych. Marża operacyjna spadła z 9,8 do 7,30 PLN/MWh. Tendencja ta będzie raczej kontynuowana. Przyczyniają się do tego rosnąca ilość klientów rezygnująca z umów kompleksowych na rzecz umów sprzedaży, oraz rosnące koszty certyfikatów, które ze względu na konkurencję nie są w pełni przenoszone na klientów. Głównym źródłem marży operacyjnej dla przedsiębiorstw obrotu w najbliższym czasie pozostaną klienci taryfy C.

-10

0

10

20

30

40

50

Grupa A Grupa B Grupa C Grupa G

PLN

/MW

h

Marże po kosztach zmiennych w 2010 r. dla poszczególnych klientów w

przedsiębiorstwach obrotu

Żródło: ARE, PKO DM

*przedsiębiorstwa obrotu, dawne spółki dystrybucyjne

39

Sektor energetyczny

27 września 2011

Jedyną regulowaną działalnością w segmencie sprzedaży jest sprzedaż prądu do gospodarstw domowych (taryfa G). Rynek energii dla gospodarstw domowych nie został uwolniony, ale po podwyżkach taryfy G (o 5,2% na 2010 r., i 8% na 2011 r. przy szacowanym wzroście kosztów zmiennych o ok. 0,5% i 4,5%) taryfa ta była w I kw. br. bliska rentowności na poziomie kosztów operacyjnych. Rynkiem tym zainteresowani zaczęli być nawet niezależni sprzedawcy energii np.: Centrum Energetyczne. Po wzroście cen w II kw. można szacować, że strata operacyjna na sprzedaży w taryfie G wyniesie ok. 100 mln PLN. Pełnego uwolnienia rynku w taryfie G (rozumianego jako brak obowiązku zatwierdzania taryf) należy oczekiwać raczej w terminie 2-3 lat, gdy powstanie ustawa chroniąca przed skutkami podwyżek najuboższych. Pojawiają się także opinie, że faktyczne uwolnienie taryf w grupie G może się dokonać już w 2012 r. poprzez podwyżki taryfy zapewniające przedsiębiorstwom obrotu dodatnią marżę operacyjną. Efekt pełnego uwolnienia cen energii dla taryfy G w skali całego rynku energii nie powinien być jednak znaczący ze względu na fakt, że wraz z przychodami ze sprzedaży rosnąć będą także koszty konkurencji w segmentach detalicznych.

10 081

14 19916 237

1 3563 340

11 276

36 4742 408

0 2 8

14 311

9 1057 650

34 35132 744

27 673

21 56523 433

22 017

26 33628 616 29 807

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

2005 2009 2010 2005 2009 2010 2005 2009 2010 2005 2009 2010

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

GW

h

Umowy sprzedaży Umowy kompleksowe

Żródło: ARE

Sprzedaż energii elektrycznej odbiorcom końcowym w kraju wg odbiorców (bez Ec przemysłowych i Ec niezależnych)

197 196 199

20 20 20

30 3740

238250

270

150

170

190

210

230

250

270

Ikw 09 Ikw 09 I kw 10 I kw 10 I kw 11 I kw 11

PLN

/MW

h

cena zakupu energii Akcyza kolorowe certyfikaty taryfa G11

Żródło: URE, PKO DM

Koszty zmienne w taryfie G

40

Sektor energetyczny

27 września 2011

20%

33%20%

27%

Grupa A 0,3 tys klientów Grupa B 31 tys klientówGrupa C 2,27 mln klientów Grupa G 14,09 mln klientów

Źródło: ARE

Zużycie prądu w Polsce przez odbiorców końcowych

41

Sektor energetyczny

27 września 2011

Charakterystyka grup energetycznych

Grupa PGE jest największym producentem prądu w Polsce. Udział grupy w produkcji energii w elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych wynosił w 2010 r. ok. 40%. Segment wytwarzania generuje przy tym wysokie marże ze względu na fakt, że blisko 70% energii wytwarzane jest w elektrowniach na węglu brunatnym. PGE jest także dużym dystrybutorem i sprzedawcą energii o wolumenach w obu segmentach porównywalnych z Tauronem. Ze względu na lokalizację segmentu dystrybucji we wschodniej Polsce ma więcej klientów z grupy Nn i G. Ze względu na sposób wynagradzania dystrybutorów energii marże w tym segmencie są liczone w relacji do aktywów i powinny być zbliżone dla wszystkich spółek.

Pozostałe spółki są w większym stopniu dystrybutorami i sprzedawcami energii niż producentami. Najbardziej zrównoważoną strukturę przychodów miała ENEA. Marże w segmencie wytwarzania są relatywnie wysokie ze względu na stosunkowo wysoką sprawność elektrowni Kozienice i niskie koszty węgla z Zagłębia Lubelskiego. W segmencie sprzedaży w 2010 r. marże były na poziomie znacznie wyższym (+4,8%) niż średnia na rynku, ale odbywało się to kosztem spadku wolumenów (-7,5% r/r ).

Tauron jest największym sprzedawcą energii do odbiorców końcowych i największym dystrybutorem energii pod względem wolumenów. Bezpośrednią przyczyną jest fakt, że obszarem działania spółek dystrybucyjnych z grupy Tauron jest uprzemysłowiony i zurbanizowany rejon południowo-zachodniej Polski. Wynika z tego także duży udział klientów WN i SN w strukturze dystrybuowanej energii (60% wobec średniej dla rynku 53%). Ma to przełożenie również na segment obrotu i sprzedaży. Więcej klientów WN i SN oznacza więcej klientów korzystających z możliwości TPA, bardziej konkurencyjny rynek i niższe marże w segmencie sprzedaży. Na EBIT w segmencie wytwarzania bardzo duży wpływ mają przychody z KDT (438 mln PLN w 2010r.), bez których rentowność na poziomie zysku operacyjnego wyniosłaby ok. 4%.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

PGE Tauron ENEA PGE Tauron ENEA PGE Tauron ENEA

Wytwarzanie Sprzedaż i obrót Dystrybucja

Marże zysku operacyjnego poszczególnych segmentów grup energetycznych za 2010 r.

Żródło: ENEA, Tauron, PGE, PKO DM

42

Sektor energetyczny

27 września 2011

298

2 982

656264

567

509209

327154

8988

41

96

35

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

ENEA PGE Tauron

mln

PLN

Wytwarzanie Dystrybucja OZE Obrót Pozostałe

Zysk operacyjny poszczególnych segmentów w grupach energetycznych w 2010 r.


11,4

52,1

20,8

17,0

30,6

32,9

0,2

0,7

0,5

15,5

30,0

34,3

0

20

40

60

80

100

120

ENEA PGE Tauron

TWh

Wytwarzanie Dystrybucja OZE Obrót

Wolumeny w grupach energetycznych w 2010 r.

Źródło: ENEA, Tauron, PGE, DM PKO DM

43

Sektor energetyczny

27 września 2011

Plany inwestycyjne poszczególnych grup koncentrują się głównie na segmencie wytwarzania i służą odbudowie mocy wytwórczych ze względu na planowane wycofania starych bloków i prognozowany wzrost zużycia energii. Znaczące nakłady są planowane także na rozwój sieci przesyłowych. W tym przypadku inwestycje muszą być uzgadniane z URE i są wynagradzane poprzez zwrot na kapitale. Istotną część programów inwestycyjnych stanowią odnawialne źródła energii. Inwestycje te koncentrują się głównie na energetyce wiatrowej, ale obecnie stopień realizacji nakładów jest niewielki. ENEA i Tauron podały swoje długoterminowe plany inwestycyjne do 2020r. W przypadku PGE ma to nastąpić do końca br. (istniejący plan obejmuje lata 2009-2012).

W 2010 r. grupy energetyczne były obciążone kosztami CO2 jedynie w niewielkim stopniu. Szacowane koszty emisji CO2 w 2010 r. nie były związane z emisyjnością posiadanych aktywów wytwórczych, ale z wielkością przyznanych limitów CO2. Posiadająca najmniej emisyjne aktywa ENEA ponosiła największe koszty CO2. Podobna sytuacja będzie

16,8 17,7

7,4

17,0

5,5

6,4

6,9

8,9

4,9

2,11,0

6,8

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Tauron (do 2020 r.) PGE (do 2012 r.) ENEA (do 2020 r.)

mld

PLN

Wytwarzanie Dystrybucja OZE Wydobycie Pozostałe

Plany inwestycyjne


1048

996

951

6,31

4,02

0,63

940

960

980

1000

1020

1040

1060

ENEA PGE Tauron

Kg

CO

2/M

Wh

0

1

2

3

4

5

6

7

PLN

/MW

h

Kg CO2/MWh koszt praw do emisji PLN/MWh


Emisyjność segmentu wytwarzania poszczególnych grup energetycznych i koszty emisji CO2

w 2010 r.

44

Sektor energetyczny

27 września 2011

występować również w pierwszych latach III okresu handlu, ale różnice w koszcie CO2 nie powinny być wyższe niż 4-5 PLN/MWh.

Wszystkie grupy giełdowe korzystają ze wsparcia certyfikatów pochodzenia energii. Większość wsparcia pochodzi z zielonych certyfikatów generowanych głównie przez spalanie biomasy i z wytwarzania energii w elektrowniach wodnych. PGE i Tauron ze względu na produkcje energii elektrycznej w kogeneracji korzystają także ze wsparcia certyfikatów czerwonych. W grupie ENEA przychody ze sprzedaży czerwonych certyfikatów wzrosną zdecydowanie (o około 15 mln PLN) po nabyciu elektrociepłowni Białystok. W grupie PGE ze względu na posiadane elektrociepłownie gazowe istotny poziom przychodów generują także certyfikaty żółte.

W roku 2010 i 2011 Tauron i ENEA wyceniane były z dyskontem do PGE, które na poziomie EV/ EBITDA dochodziło nawet do 40%. Szybki wzrost inwestycji od przyszłego roku będzie prowadził do zmiany tej tendencji. Poziom zadłużenie będzie się zwiększał (w przypadku ENEI w pierwszych latach będzie zmniejszać się saldo gotówki) co będzie wpływać na wzrost EV. Szczególnie będzie to widoczne w Tauronie, który ma relatywnie największy program inwestycyjny i dodatkowo dokonał zakupu GZE. Wzrosty przychodów i zysków z inwestycji nastąpią w większości przypadków ze względu na cykl inwestycyjny dopiero po kilku latach co będzie prowadzić do ponownego spadku wskaźników.

208,9169,9

90,3

162,9

195,7

42,5

131,5

0,9

5,2

1,5

34,3

38,2

0

100

200

300

400

500

600

700

PGE Tauron ENEA

mln

PLN

zielone w tym wodne żółte czerwone

Przychody ze świadectw pochodzenia energii w 2010 r. w grupach energetycznych

Źródło: PGE, Tauron, ENEA, PKO DM

45

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wzrost zysków przedsiębiorstw zostanie zahamowany na kilka lat poprzez wzrost kosztów odsetkowych związanych z obsługa zadłużenia, spadek wsparcia ze strony KDT oraz zmniejszenie wsparcia dla zamortyzowanych instalacji OZE. Wspierająco na zyski będzie działać stopniowy wzrost stopy zwrotu z WRA w segmencie dystrybucji.

Ze względu na wielkość programów inwestycyjnych wynoszących do roku 2020 dla Tauronu 5 krotność obecnej kapitalizacji giełdowej, 2,7 krotność dla ENEA i blisko 2,5 krotność dla PGE zadłużenie spółek będzie wzrastać. Przejściowo wskaźnik zadłużenia dług netto/ EBITDA dla Taurona może przekroczyć wartość 3, a dla ENEA zbliżyć się do 2. Z tego względu potencjał do wypłaty dywidendy przez te spółki będzie ograniczony. Stopa dywidendy dla PGE powinna być relatywnie wyższa ze względu na większe wolne przepływy pieniężne i politykę dywidendy na najbliższe lata zakładającą wyższą stopę wypłaty (40-50% zysku netto) w stosunku do pozostałych spółek (30%).

3

3,5

4

4,5

5

5,5

6

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

PGE Tauron ENEA

EV/EBITDA

Źródło: PKO DM

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

PGE Tauron ENEA

Cena/Zysk

Źródło: PKO DM

46

Sektor energetyczny

27 września 2011

Relatywne zachowanie się kursu akcji PGE od początku br. było zbliżone do indeksu WIG. Tauron w ciągu pierwszych miesięcy dyskontował prawdopodobną ofertę sprzedaży akcji przez Skarb Państwa. Po sprzedaży 11,9% pakietu akcji przez Skarb Państwa w marcu br. do końca czerwca spółka nadrobiła wcześniejsze straty. ENEA zachowywała się w analizowanym okresie najsłabiej. Spadki kursu nastąpiły po niedojściu do skutku sprzedaży do inwestora strategicznego 51% pakietu akcji Skarbu Państwa.

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

PGE Tauron ENEA

Dług netto/EBITDA

Źródło: PKO DM

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

PGE Tauron ENEA

Stopa dywidendy

Źródło: PKO DM

47

Sektor energetyczny

27 września 2011

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

110

2011

-01-

03

2011

-01-

17

2011

-01-

31

2011

-02-

14

2011

-02-

28

2011

-03-

14

2011

-03-

28

2011

-04-

11

2011

-04-

25

2011

-05-

09

2011

-05-

23

2011

-06-

06

2011

-06-

20

2011

-07-

04

2011

-07-

18

2011

-08-

01

2011

-08-

15

2011

-08-

29

2011

-09-

12

WIG Index ENEA PGE Tauron

Źródło: Bloomberg

Relatywny performance PGE, Tauron, ENEA do WIG



RAPORT

Rekomendujemy kupno akcji spółki ENEA z ceną docelową 19,40 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 0,53 PLN). Uważamy, że obecnie wycena akcji ENEA jest atrakcyjna ze względu na udział środków finansowych netto w kapitalizacji na poziomie ok. 40%, oraz wartość przedsiębiorstwa EV niższą o 10% od wartości aktywów dystrybucyjnych grupy. Nowy blok w elektrowni Kozienice będący główną inwestycją w sektorze wytwarzania ze względu na niższą cenę węgla z Bogdanki powinien mieć niższe koszty zmienne od pozostałych inwestycji tego typu. W najbliższym czasie dojdzie do ponownej próby prywatyzacji spółki, co może znacząco zmniejszyć różnicę między obecną wyceną rynkową, a wartością fundamentalną.

♦ Spółka jest wyceniana na EV/EBITDA 3,6 na 2012 r., i jest najtańszą spółka sektora. Wartość przedsiębiorstwa (EV) wynosi ok. 5,0 mld PLN, czyli poniżej wartości regulacyjnej aktywów spółki dystrybucyjnej grupy- ENEA Operator wynoszących 5,5 mld PLN. Wartość środków pieniężnych i instrumentów finansowych pomniejszona o zobowiązania odsetkowe (2,6 mld PLN) stanowi ok. 40% kapitalizacji spółki. Zmniejsza to potrzeby pożyczkowe, w związku z realizacją programu inwestycyjnego spółki o wartości 18 mld PLN, a skala zadłużenia nie powinna przekroczyć 2 razy EBITDA.

♦ Do końca roku ma ponownie ruszyć proces prywatyzacji ENEI. Cena, o której mówiły komunikaty prasowe w czasie poprzedniej próby wynosiła 24-25 PLN. Spekulowano również, że kontrowersje wśród potencjalnych inwestorów budził jeden z warunków prywatyzacji jakim była budowa nowego bloku 1000 MW w elektrowni Kozienice. Ze względu na obecne perspektywy co do kształtowania się cen uprawnień CO2 w EU ETS III inwestycja ta może budzić mniej obaw. Dzięki temu, że źródłem paliwa dla nowego bloku będzie tańszy węgiel z położonej o 100 km Bogdanki, inwestycja ta może uzyskać przewagę kosztów zmiennych nad innymi blokami węglowymi.

♦ Ze względu na niewielki stopień rozpoznawania przychodów z KDT w elektrowni Kozienice (ok. 15,5 mln w 2010 r.), ENEA nie odczuje wpływu spadku tych przychodów po roku 2012. W wyniku potencjalnego korzystnego rozstrzygnięcia sporów sądowych spółka może uzyskać ok. 230 mln PLN gotówki. Przychody z zielonych certyfikatów wytwarzanych w elektrowniach wodnych wyniosły w 2010 r. ok. 42 mln PLN, co stanowiło 6% zysku operacyjnego spółki. W I kwartale br. przychody wniosły ok. 25,5 mln PLN i miały podobny udział w zysku operacyjnym. Od III kwartału br. wyniki grupy powinny być wspierane przez elektrociepłownię Białystok, która w ciągu ostatnich lat generowała stabilny roczny zysk netto na poziomie 50 mln PLN.

♦ ENEA miała do tej pory najwyższą wśród spółek giełdowych marżę w segmencie sprzedaży i obrotu (4,8% w 2010 r.) Ze względu na spadek wolumenów występujący w 2010 r. i w I półroczu 2011 r., presja na marże może narastać. ENEA Operator – spółka dystrybucyjna oraz Elektrownia Kozienice mają najdłuższe w sektorze gwarancje zatrudnienia wygasające na przełomie 2018/2019 r.

ENEA W oczekiwaniu na inwestora


Kupuj (nowa)

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

55 000

23 sie

23 wrz

23 paź

23 lis

23 gru

23 sty

23 lut

23 mar

23 kw

i

23 maj

23 cze

23 lip

23 sie

23 wrz

WIG znormalizowany ENEA

ENEA

ENEA - wybrane dane finansowe

mln PLN 2009 2010 2011P 2012P 2013P

Sprzedaż 7 140,0 7 836,9 9 832,3 10 208,3 10 891,4

EBITDA 1 167,0 1 364,6 1 500,1 1 597,6 1 650,5

EBIT 505,6 712,0 814,8 877,9 916,4

Zysk netto 513,6 639,3 777,9 838,8 845,3

Zysk skorygowany 513,6 639,3 777,9 838,8 845,3

EPS (PLN) 1,16 1,45 1,76 1,90 1,91

DPS (PLN) 0,46 0,38 0,44 0,53 0,57

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

P/E 13,5 10,9 8,9 8,3 8,2

P/BV 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6

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

P - prognoza PKO DM

Dane podstawowe



Min 52 tyg (PLN) 14,95

Max 52 tyg (PLN) 24,35


EV (tys. PLN) 5 062 240

Liczba akcji (tys. szt.) 441 443

Free float 29,2%

Free float (tys PLN) 2 030 194

Śr. obrót/msc (tys. PLN) 113 020

Bloomberg ENA PW

Reuters ENAE.WA

Zmiana kursu ENEA WIG

1 miesiąc -12,8% -7,6%

3 miesiące -20,3% -24,5%

6 miesięcy -29,8% -23,8%

12 miesięcy -28,0% -17,9%

Akcjonariat % akcji i głosów

Skarb Państwa 52,1% 52,1%

Vattenfall 18,7% 18,7%

Sektor energetyczny

49

Sektor energetyczny

27 września 2011

W skład grupy ENEA wchodzą Elektrownia Kozienice, będąca głównym aktywem w segmencie wytwarzania, Enea Operator- spółka dystrybucyjna oraz ENEA S.A, która oprócz pełnienia funkcji zarządczych dla całej grupy zajmuje się także sprzedażą energii. Od czerwca br. znaczącym aktywem w segmencie wytwarzania jest elektrociepłownia Białystok.

16 25116 797

15 531

11 35011 563

16 985

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

2009 2010 2009 2010 2009 2010

Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż do odbiorców

końcowych

GW

h

Wolumeny energii w poszczególnych segmentach dla grupy ENEA w 2009 i 2010 r.

Źródło: ENEA, PKO DM

209,3

140,8

215,5

313,6

41,423,5

263,5

29,8

0

50

100

150

200

250

300

350

2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010

Obrót Dystrybucja Wytwarzanie Wszytskie pozostałe

segmenty

mln

PLN

Zysk operacyjny poszczególnych segmetów grupy ENEA w 2009 i 2010 r.

Źródło: ENEA, PKO DM

50

Sektor energetyczny

27 września 2011

Segment Wytwarzania

Głównym aktywem segmentu wytwarzanie w grupie ENEA jest elektrownia Kozienice. Metodą pełną konsolidowana będzie elektrociepłownia Białystok (w czerwcu ENEA sfinalizowała kupno pozostałych 70% akcji). Ponadto w ramach segmentu wytwarzanie spółka prezentuje wyniki aktywów należących do segmentu OZE. Stanowią je elektrownie wodne o łącznej mocy 20MW, elektrownia biogazowa o mocy ok. 2 MW i farma wiatrowa o mocy 6 MW.

Elektrownia Kozienice to największa elektrownia zasilana węglem kamiennym w Polsce. Obecnie dysponuje łączną mocą 2905 MW, a produkcja energii w 2010 r. wyniosła 11,4 TWh (ok. 8,7% energii wyprodukowanej w elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych). Elektrownia budowana była w latach 70-tych, (ostatni blok ukończono w 1979 r.). Pracuje w niej 8 bloków o mocy 220 MW i dwa bloki o mocy 560MW. Bloki 560 MW nie są blokami na parametry nadkrytyczne (budowane są w technologii zbliżonej do bloków 200 MW). Ze względu na prowadzone sukcesywnie modernizacje, pierwszych wyłączeń poszczególnych bloków z powodów technicznych należy spodziewać się po roku 2025. Koszt zmienny wytworzenia w I kwartale wyniósł ok. 125 PLN/MWh. Wynika to głównie z relatywnie wysokiej sprawności na tle innych elektrowni, która w I kwartale wyniosła ok. 39,2% brutto i dostępu do węgla z Zagłębia Lubelskiego. Bogdanka, która dostarcza ok. 60% surowca położona jest w odległości ok. 100 km od Kozienic. Ze względu na odległość niskie są koszty transportu wynoszące ok. 10-14 PLN za tonę. Węgiel z Bogdanki ma nieco wyższy stopień zasiarczenia niż węgiel śląski, ale ze względu na dużo niższe koszty wydobycia jest znacznie tańszy. W ciągu ostatnich dwóch lat różnica w cenie pomiędzy węglem śląskim a węglem z Bogdanki wynosiła ok. 1 PLN/GJ. Dla przykładu w I kwartale br. koszt węgla w elektrowni Kozienice wyniósł ok. 10,3 PLN/GJ wobec ok. 11,1 PLN/GJ średniej dla wszystkich elektrowni. Ze względu na swoją wielkość elektrownia na tle sektora ma relatywnie niski wskaźnik zatrudnienia na MW wynoszący 0,82. Nie przekłada się to w pełni na poziom kosztów stałych na MWh ze względu na relatywnie niski stopień wykorzystania mocy zainstalowanej wynoszący poniżej 50%. Koszty stałe w I kwartale br. wynosiły ok. 50 PLN/MWh.

Emisyjność elektrowni ze względu na relatywnie wysoką sprawność i współspalanie biomasy jest niska na tle sektora i w I półroczu 2011r. wynosiła ok. 940 kg CO2/MWh netto. Mimo niższej emisyjności Kozienic od aktywów wytwórczych innych giełdowych grup energetycznych, koszty związane z emisją CO2 w przeliczeniu na MWh są obecnie najwyższe (w 2010 r. deficyt praw wyniósł ok. 0,1 prawa do emisji na MWh). Wynika to z mniejszej wielkości przydziału bezpłatnych uprawnień na lata 2008-2012. Elektrownia Kozienice będzie miała również wyższe koszty związane z emisją CO2 w pierwszych latach okresu EU ETS III. Na koniec III okresu handlu, ze względu na niższą emisyjność koszty obciążenia CO2 dla istniejących aktywów będą niższe niż dla „starych” aktywów w pozostałych grupach.

Elektrownia Kozienice ma prawo do roku 2014 korzystać ze wsparcia dla kosztów osieroconych po rozwiązaniu KDT. Po decyzji URE o zwrocie zaliczki za 2008 r. ENEA księgowała przychody z tego tytułu tylko po faktycznym otrzymaniu środków. W 2010 r. wpływ na wynik Kozienic z tego tytułu wyniósł 15,5 mln PLN. Po rozstrzygnięciu spraw sądowych korekty zysku za poprzednie lata mogą wynieść łącznie ok. 267 mln PLN, a wpływy gotówkowe ok. 230 mln PLN.

W czerwcu br. ENEA dokupiła 69,6% akcji w elektrociepłowni Białystok za 347,8 mln PLN. (Poprzednio za 30,4% akcji w 2008 r. zapłaciła 175,4 mln). Elektrociepłownia Białystok posiada moc cieplną 505 MW i elektryczną 165 MW. W I półroczu 2011 r. wyprodukowała

51

Sektor energetyczny

27 września 2011

289 GW energii elektrycznej i 2,08 PJ ciepła. Całość energii elektrycznej produkowana jest w kogeneracji. Elektrociepłownia charakteryzuje się wysokim udziałem biomasy w strukturze chemicznej paliw, który przekracza 40%. Z tego względu zdecydowana większość zysków elektrociepłowni pochodzi z zielonych i czerwonych certyfikatów. Zysk netto w 2009 r. i 2010 r. wyniósł odpowiednio 47 i 48,1 mln PLN. Przydział bezpłatnych uprawnień do emisji CO2 dla elektrociepłowni Białystok został obniżony z 519 tys. ton średniorocznie w latach 2008-2012 r. do 229 tys. ton w roku 2013. Jednak ze względu na wykorzystanie odnawialnych źródeł energii faktyczne emisje związane z wytwarzaniem energii elektrycznej wyniosły w 2010 r. 235,2 tys. ton. Dlatego obciążenia z tytułu CO2 będą znacznie mniejsze niż dla innych instalacji. Białystok skorzysta również na wprowadzeniu benchmarków na produkcje ciepła w kogeneracji, ponieważ obecne taryfy sprzedaży ciepła są ok. 25% niższe od poziomu benchmarku.

Ze względu na różnice w wycenie pomiędzy wartością dokupionych i posiadanych udziałów może być konieczne przeszacowanie wartości istniejących udziałów. Ewentualna strata księgowa z tego tytułu może wynieść ok. 11 mln PLN, lecz zostanie zrekompensowana zmianą metody konsolidacji na pełną (przez wzrost poziomu rozpoznawanego zysku).

Tak jak inne polskie grupy energetyczne, ENEA planuje na najbliższe lata szeroki program inwestycyjny. Program grupy ENEA na lata 2010-2020 zakłada nakłady wartości ok. 18,7 mld PLN. Główna część wydatków ok. 7,4 mld PLN ma dotyczyć segmentu wytwarzania. Podstawową inwestycją jest blok węglowy 1000 MW oraz instalacje odazotowania i odsiarczania w elektrowni Kozienice. Rozważane jest również przekształcenie jednego z bloków 220 MW na spalanie biomasy. 6,4 mld PLN to nakłady inwestycyjne w segmencie dystrybucji (nakłady w 2010 r. wyniosły 583 mln PLN, a w 2011 wyniosą 802 mln PLN). 4,9 mld ma być przeznaczone na odnawialne źródła energii i kogenerację. ENEA planuje osiągnąć łączną moc elektrowni wiatrowych 250-350 MW i 40-60 MW w ramach mocy biogazowych. Patrząc na obecne ceny nowych mocy w tych technologiach wynoszące odpowiednio 7-9,5 mln PLN/MW i 10-12mln PLN/MW rzeczywiste wydatki w segmencie OZE mogą być mniejsze od planowanych. Z wypowiedzi Zarządu wynika, że program w zakresie OZE może ulec przyśpieszeniu i zakładane docelowe wartości mocy (zwłaszcza w energetyce wiatrowej) mogą zostać osiągnięte nawet w ciągu 3-4 lat. Obecnie ENEA rozwija własny projekt wiatrowy o mocy 22,5 MW i biogazowy 1,6 MW oraz do końca 2011 r. będzie negocjować kupno farm wiatrowych o łącznej mocy 186 MW.

Budowa bloku o mocy 1000 MW jest zadaniem strategicznym z punktu widzenia obecnego właściciela większościowego jakim jest Skarb Państwa i jej rozpoczęcie jest kluczowym warunkiem dokończenia prywatyzacji grupy ENEA. O ile w 2010 r. budowa bloku na węglu kamiennym mogła wydawać się nieatrakcyjna ze względu na wyższe prognozy cen CO2 oraz obawy przed dalszym zacieśnieniem ograniczenia limitów emisji jeszcze w III okresie EU ETS, to obecnie część tych obaw na pewno została zmniejszona. Dużym atutem nowej elektrowni będzie bliskość źródła tańszego węgla w Bogdance, który ma być głównym paliwem dla bloku. Dostawy węgla z Bogdanki mogą wtedy wzrosnąć dwukrotnie z obecnych 3 mln ton. Pozwoli to pozostać Kozienicom głównym odbiorca Bogdanki, również po planowanym zwiększeniu wydobycia do 11 mln ton rocznie. W związku z budową nowego bloku nie będzie potrzeby rozbudowy istniejącej infrastruktury towarzyszącej, a związane z eksploatacją bloku zatrudnienie wzrośnie zaledwie o kilkadziesiąt osób. Będą to wyłącznie specjaliści nadzorujący jego pracę. Powstanie nowego bloku przyczyni się więc do większej efektywności zatrudnienia w całej elektrowni. Jest to obecnie jedyny sposób zwiększenia efektywności, ponieważ gwarancje zatrudnienia pracowników obowiązują do stycznia 2019r. Oferty wstępne na budowę nowego bloku złożyły trzy konsorcja: konsorcjum Hitachi Power Europe - Polimex-Mostostal, konsorcjum Alstom Power - PBG oraz China Overseas Engineering Group (COVEC). Szacowany koszt tej inwestycji to 5,5 mld PLN. Rozstrzygnięcie przetargu ma nastąpić na przełomie roku. Blok w Kozienicach znalazł się na liście wstępnego

52

Sektor energetyczny

27 września 2011

przydziału uprawnień CO2 na III okres EU ETS. Założona emisja bloku wyniosła 5,6 mln ton CO2 rocznie, a przyznanie praw nastąpiło od IV kw. 2016 r. Blok w Kozienicach jako jedna z nielicznych dużych inwestycji posiada umowę przyłączeniową do KSE.

Segment dystrybucji

Segment dystrybucji obejmuje swym obszarem rejon Zielonej Góry, Gorzowa, Poznania, Bydgoszczy i Szczecina. Udział poszczególnych grup klientów w sprzedaży jest zbliżony do przeciętnej krajowej. Wartość przeszacowanego WRA wyniosła w 2010 r. 5,48 mld PLN, przychód regulowany był ustalony na 2,36 mld PLN, a kwota zwrotu z kapitału w przychodzie regulowanym określona na 293,1 mln PLN. Według modelu dojścia do pełnego WRA, rozpoznawanie pełnej kwoty zwrotu z kapitału powinno nastąpić w 2015 r. Prognozowana wartość kwoty zwrotu z kapitału wyniesie wtedy ok. 650 mln PLN. W 2010 r. zostały utworzone w koszty segmentu rezerwy na bezumowne korzystanie z nieruchomości, oraz rezerwy na nagrody jubileuszowe i odprawy emerytalne na kwotę łączną ponad 100 mln PLN. Wzrost rezerw w 2010 r. zmniejsza ryzyko tworzenia podobnych rezerw w kolejnych latach. Wg wypowiedzi Zarządu w spółce dystrybucyjnej są możliwe redukcje zatrudnienia sięgające 50%. Okres gwarancji zatrudnienia wygasa w segmencie na koniec 2018r., czyli kilka lat później niż u konkurencji. Rodzi to pewne ryzyko, że w przypadku redukcji zatrudnienia w innych spółkach dystrybucyjnych, które mogą być traktowane przez URE jako benchmark, ENEA Operator może ponosić relatywnie większy koszt niezatwierdzonych wydatków operacyjnych.

Segment sprzedaży

W zakresie sprzedaży do klientów końcowych segment obrotu grupy ENEA dotychczas koncentrował się na utrzymaniu marży. Wpłynęło to na wolumeny energii sprzedanej do odbiorców końcowych. Spadki wolumenów wynoszą ok. 7,5% r/r w 2010 r. i 6,8% r/r w I półroczu 2011 r. Dotychczas spadek wolumenów rekompensowany był wyższą marżą zysku operacyjnego wynoszącą ok. 5% na tle średniej dla sektora ok. 1,5-2%. W II kw. nastąpił jednak spadek rentowności na poziomie zysku operacyjnego do ok. 2,4%. Presja na marże wśród klientów biznesowych cały czas narasta. Wpływa na to dynamiczny przyrost liczby klientów TPA, który nastąpił w 2010 r. i trwa również w roku bieżącym.

53

Sektor energetyczny

27 września 2011

Ze względu na zmiany w strukturze organizacyjnej grupy ENEA część zysków wykazywana do tej pory w segmencie wytwarzania będzie raportowana w segmencie obrotu. Nastąpi to w wyniku połączenia centrów kompetencyjnych w zakresie handlu energią. Dotychczas część obrotu hurtowego w segmencie wytwarzania dokonywana była przez ELKO Trading spółkę zależną elektrowni Kozienice.

zmiana r/r %; 9,88%

zmiana r/r %; 3,57%

zmiana r/r %; -6,82%-5

0

5

10

15

20

PGE Tauron ENEA

TWh

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

1H2010 1H2011 zmiana r/r %

Źródło: PGE, Tauron, ENEA, PKO DM

Wolumeny w segmencie sprzedaży w I pół. 2011 r.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

PGE

Dystrybucja

S.A.

ENERGA-

Operator SA

ENION SA EnergiaPro SA ENEA Operator

Sp. z o.o.

Vattenfall

Distribution

Poland SA

Źródło: URE

Wzrost liczby klientów TPA w I kw. 2011 kw/kw

54

Sektor energetyczny

27 września 2011

Program oszczędności

W 2010 r. ENEA wdrożyła program optymalizacji kosztów dotyczący wszystkich segmentów grupy. Poszczególne części programu obejmują m.in.: konsolidację zakupów, która powinna przynieść ok. 30 mln PLN oszczędności rocznie, centralizację zarządzania flotą samochodową, zmniejszenie kosztów wynajmu nieruchomości oraz sprzedaż aktywów nie związanych z podstawową działalnością spółki. Plan ma przynieść oszczędności ok. 190 mln PLN do 2013 r., a od 2014 r., koszt funkcjonowania grupy ma się zmniejszyć o ok. 120 mln PLN rocznie. Spółka rozważa również wprowadzenie programu dobrowolnych odejść w grupie ENEA.

Prywatyzacja

W II połowie 2010r. rozpoczęto proces sprzedaży większościowego pakietu akcji ENEA (51%) należącego do Skarbu Państwa. Rozmowy na wyłączność prowadzone były najpierw z Kulczyk Holding następnie z EDF, jednak w obu przypadkach nie zakończyły się powodzeniem. Cena za akcję, którą podawano w prasie wynosiła ok. 24-25 PLN. Według wypowiedzi Ministerstwa Skarbu do końca 2011 r. ma być podjęta kolejna próba prywatyzacji. Nastąpi to po zagwarantowaniu powstania nowego bloku (podpisanie kontraktu na budowę). Swój pakiet akcji sprzeda również Vattenfall (posiada 18,7% akcji), który wycofuje się z Polski i zakończył sprzedaż swoich pozostałych aktywów). W lutym 2012 r. do obrotu giełdowego wejdą akcje pracownicze (33,2 mln akcji stanowiące 7,5% kapitału).

55

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wycena

Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 19,4 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą spółki ENEA na tle spółek z sektora.

Wycena DCF

ENEA: model DCF

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

mln PLN

EBIT 814,8 877,9 916,4 1 074,8 1 181,5 1 303,0 1 834,0 1 918,7Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

NOPLAT 660,0 711,1 742,3 870,6 957,0 1 055,4 1 485,5 1 554,2

CAPEX -1 613,1 -1 824,1 -2 514,0 -3 241,5 -3 760,4 -1 774,1 -1 428,7 -1 084,0Amortyzacja 670,4 669,7 683,8 718,6 769,2 927,7 948,7 955,7Zmiany w kapitale obrotowym 4,5 -12,3 22,7 31,3 205,6 -159,2 -56,8 -62,1

FCF -278,2 -455,6 -1 065,2 -1 621,0 -1 828,6 49,8 948,7 1 363,8

WACC 10,4% 10,4% 10,4% 9,7% 8,9% 8,8% 8,9% 9,1%Współczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,22 1,34 1,46 1,58 1,72 1,88DFCF -278,2 -412,7 -874,0 -1 212,3 -1 256,3 31,4 550,4 725 289,1

Wzrost w fazie II 1,5%

Suma DFCF - Faza I -1 396,8Suma DFCF - Faza II 7 792,6

Wartość Firmy (EV) 6 395,8

Dług netto -2 342,5Aktywa poza operacyjneZobowiązania wobec pracowników 532,6

Wartość godziwa 8 181,7

Liczba akcji (mln szt.) 441,4Wartość godziwa na akcję na 31.12.2011 18,5

Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 19,4Oczekiwana dywidenda w ciągu 12 miesięcy 0,53

Cena bieżąca 15,75Oczekiwana stopa zwrotu 27%

Źródło: prognozy PKO DM

ENEA: Kluczowe założenia do wyceny

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

Cena energii elektrycznej w Polsce (PLN/MWh) 202 205 232 242 251 260 267Cena węgla energetycznego w Kozienicach (PLN/t) 10,7 11,0 11,5 11,7 11,8 12,0 12,1Wolumen produkcji energii (TWh) 11,4 11,5 11,6 11,7 11,8 13,4 18,6Wolumen sprzedaży (TWh) 17,5 17,7 17,8 17,8 17,8 17,8 17,8Cena uprawnień CO2 (EUR) 13,3 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 18,0


ENEA: WACC

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

Stopa wolna od ryzyka 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%Beta 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9Premia za ryzyko długu 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 kapitału własnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4%koszt długu 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4%waga długu 0% 0% 0% 16% 36% 38% 36%WACC 10,4% 10,4% 10,4% 9,7% 8,8% 8,7% 8,8%


56

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wycena porównawcza

ENEA

Nazwa spółki Kapitalizacja

EUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013

EDF 38 760,7 11,6 9,7 9,1 5,9 5,4 5,2

GDF SUEZ 47 368,1 11,1 10,0 9,2 6,3 5,8 5,4

RWE AG 14 432,0 6,0 5,9 6,8 3,8 3,5 3,7

IBERDROLA 29 441,9 9,8 9,1 8,8 7,8 7,2 7,0

CEZ 15 351,5 9,0 8,5 8,0 6,2 5,8 5,7

DRAX GROUP PLC 2 201,1 10,6 11,3 15,3 5,5 5,8 8,0

FORTUM OYJ 16 194,9 11,4 11,1 10,4 8,7 8,8 8,3

TAURON 2 080,0 6,4 6,7 7,5 4,1 4,2 4,9

PGE 8 230,8 7,6 6,8 6,5 3,7 3,8 4,0

średnia 9,3 8,8 9,1 5,8 5,6 5,8

ENEA 8,6 8,0 7,9 3,3 3,5 4,1

premia/dyskonto do średniej -8% -9% -13% -43% -38% -29%

wycena po uwzgl. premii/dyskonta 16,4 16,7 17,3 26,4 24,5 21,4

16,8 24,1

wagi 50% 50%

wycena porównawcza 20,43

Źródło: ENEA, Bloomberg, PKO DM

P/E EV/EBITDA

57

Sektor energetyczny

27 września 2011

Sprawozdanie finansowe

Rachunek zysków i strat (mln PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P

Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów7 140,0 7 836,9 9 832,3 10 208,3 10 891,4 11 299,9 11 716,0Koszty uzyskania przychodów ze sprzedażyZysk operacyjnyw tymSegment wytwarzania 215,5 313,6 399,4 424,1 404,6 458,0 515,5Segment dystrybucji 140,8 263,5 311,2 377,0 464,7 534,0 607,4Segment sprzedaży 235,5 209,3 181,9 155,9 127,9 165,3 142,7Sement pozostałe 29,8 41,4 42,4 43,2 44,1 45,0 45,9Wyłączenia -54,5 -15,5 -15,8 -16,2 -16,5 -16,8 -17,1Koszty nieprzypisane -61,4 -100,3 -104,2 -106,3 -108,4 -110,6 -112,8

Zysk z działalności operacyjnej 505,6 712,0 814,8 877,9 916,4 1 074,8 1 181,5Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 7,8 1,0 1,3 1,3 1,4 1,5 1,5Saldo działalności finansowej 139,7 100,3 129,3 106,3 75,6 -7,3 -134,7Zysk przed opodatkowaniem 653,1 813,2 960,4 1 035,5 1 043,6 1 119,5 986,4Podatek dochodowy -139,4 -173,8 182,5 196,7 198,3 212,7 187,4Zyski (straty) mniejszości 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Zysk (strata) netto 513,6 639,3 777,9 838,8 845,3 906,8 799,0

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

Aktywa Trwałe 8 374,7 8 737,9 9 810,7 10 909,4 12 749,4 15 268,6 18 480,1Wartości niematerialne i prawne 76,1 174,3 304,2 244,8 250,6 242,8 259,9Rzeczowe aktywa trwałe 8 060,7 8 308,7 9 391,4 10 545,8 12 376,0 14 898,9 18 088,9Pozstałe aktywa długoterminowe 237,9 254,9 115,1 118,9 122,8 126,9 131,2Aktywa Obrotowe 3 850,0 4 098,8 3 623,5 3 912,0 3 706,1 3 082,2 2 166,5Zapasy 300,8 242,1 245,0 257,3 270,1 283,6 297,8Należności 925,5 922,5 915,0 933,3 952,0 971,0 990,4Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 721,1 2 034,7 1 634,7 1 434,8 1 114,9 764,9 65,0Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 902,5 899,6 828,7 1 286,7 1 369,2 1 062,7 813,3AKTYWA RAZEM 12 229,7 12 836,7 13 434,2 14 821,4 16 455,5 18 350,8 20 646,5

Kapitał Własny 9 372,6 9 876,5 10 460,6 11 063,2 11 671,2 12 317,6 12 841,8

Kapitały mniejszości 23,8 23,9 24,0 24,3 24,5 24,8 25,0

Zobowiązania 2 857,1 2 960,2 2 973,6 3 758,1 4 784,5 6 072,7 7 836,8Zobowiązania długoterminowe 1 406,2 1 374,0 1 385,9 2 141,9 3 111,2 4 318,7 5 827,7Kredyty i pożyczki 107,1 72,4 76,7 876,7 1 876,7 3 076,7 4 576,7Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 407,1 428,1 432,4 441,1 445,5 454,4 458,9Pozostałe rezerwy 142,6 158,5 158,5 166,4 140,5 144,1 149,0Zobowiązania handlowe i pozostałe 749,5 715,0 718,2 657,7 648,5 643,5 643,0Zobowiązania krótkoterminowe 1 450,9 1 586,3 1 587,7 1 616,3 1 673,3 1 754,1 2 009,1Kredyty i pożyczki 50,0 42,4 42,4 38,6 41,4 44,1 44,7Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 125,5 146,9 148,3 152,8 152,8 154,3 155,9Pozostałe rezerwy 128,0 182,0 182,0 200,2 200,2 211,0 222,9Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 147,3 1 215,0 1 215,0 1 224,8 1 279,0 1 344,7 1 585,7PASYWA RAZEM 12 229,7 12 836,7 13 434,2 14 821,4 16 455,5 18 350,8 20 646,5

Rachunek Przepływów Pieniężnych (mln PLN)

Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 850,1 1 275,7 1 327,3 1 506,5 1 539,3 1 629,6 1 574,1Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -2 332,5 -1 067,6 -1 204,1 -1 615,2 -2 205,1 -2 882,6 -3 051,4Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -235,7 -211,0 -194,0 566,6 748,4 946,4 1 228,0

Wskaźniki

ROE 5,5% 6,5% 7,4% 7,6% 7,2% 7,4% 6,2%ROA 4,2% 5,0% 5,8% 5,7% 5,1% 4,9% 3,9%Dług netto -2 466,6 -2 819,6 -2 344,4 -1 806,2 -566,0 1 293,2 3 743,1 Dług netto/ EBITDA -2,1 -2,1 -1,6 -1,1 -0,3 0,7 2,0

Źródło: ENEA, P - prognoza PKO DM

58

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wyniki kwartalne segmentów

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

Obrót

Przychody ze sprzedaży netto 1 101 020 967 037 931 779 1 010 060 1 073 142 890 879 Sprzedaż między segmantami 78 935 75 009 79 190 99 265 1 599 755 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1 179 955 1 042 046 1 010 969 1 109 325 1 074 741 891 634 Wynik segmentu 55 137 83 791 49 620 5 567 78 226 24 633 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 0 0 0 0 0 0 Amortyzacja 81 93 116 320 228 217Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto 669 971 594 289 615 791 647 872 671 703 633 585 Sprzedaż między segmantami 0 0 0 0 0 0 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 669 971 594 289 615 791 647 872 671 703 633 585 Wynik segmentu 126 444 54 212 89 801 -6 930 126 724 62 761 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 49 190 95 002 97 096 264987 63 368 108 356 Amortyzacja 90 641 89 132 90 160 90957 85 890 86 593Wytwarzanie Przychody ze sprzedaży netto 181 542 283 072 284 339 514 107 647 565 729 078 Sprzedaż między segmantami 406 524 329 072 371 488 158 797 48 413 29 286 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 588 066 612 144 655 827 672 904 695 978 758 364 Wynik segmentu 69 719 56 555 92 827 97 314 106 015 105 186 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 45 499 83 767 60 929 230318 69 123 6 990 Amortyzacja 62 388 63 202 63 371 63350 61 148 73 495Wszytskie pozostałe segmenty Przychody ze sprzedaży netto 68 847 52 049 78 016 -162 816 79 820 19 904 Sprzedaż między segmantami 79 678 118 791 105 401 442 582 79 793 139 376 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 148 525 170 840 183 417 279 766 159 613 159 280 Wynik segmentu 4 924 6 301 14 173 10 720 1 555 5 064 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 15 691 10 648 13 693 36952 31 229 -12 635 Amortyzacja 9 219 8 054 8 468 8269 8 586 6 309Razem Przychody ze sprzedaży netto 2 021 380 1 896 447 1 909 925 2 009 223 2 472 230 2 273 446 Sprzedaż między segmantami 0 0 0 0 0 0 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 2 021 380 1 896 447 1 909 925 2 009 223 2 472 230 2 273 446Zysk operacyjny 226 553 166 960 217 190 101 261 282 795 155 434 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 109 888 181 128 164 601 521081 164 237 95 542

Amortyzacja 162 331 160 085 161 902 160371 154 966 164 581

Źródło: ENEA



RAPORT

Rekomendujemy kupno akcji PGE z ceną docelową na poziomie 20,2 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 1,56 PLN). Przy wycenach rynkowych PGE na bieżących poziomach spółka ta oferuje atrakcyjną stopę dywidendy. PGE do końca roku ma podjąć decyzje odnośnie poszczególnych inwestycji. Plan inwestycyjny ma być tworzony w oparciu o nowy model rynku, który według Zarządu będzie raczej ostrożny pod względem prognozowanych cen energii i zapotrzebowania na energię w przyszłości. Oznacza to, że nie wszystkie inwestycje planowane wcześniej będą realizowane, oraz, że większe nadwyżki finansowe mogą trafić do akcjonariuszy. Przy dotychczasowej polityce wypłaty dywidendy na poziomie 40-50% zysku netto długoterminowy poziom stopy dywidendy wynosi naszym zdaniem powyżej 6%. W dwóch najbliższych latach poziom dywidendy będzie dodatkowo zwiększony przez sprzedaż aktywów non-core. W roku bieżącym powinna zostać dokonana sprzedaż Polkomtela, a w roku 2012 Exatela. Stopa dywidendy powinna wynieść ok. 9% w 2012 r., i ok. 7% w 2013 r.

♦ PGE powinien w dalszym ciągu generować wysokie marże w sektorze wytwarzania poprzez posiadane elektrownie na węglu brunatnym. W ciągu najbliższych kliku lat różnice w kosztach emisji CO2 aktywów wytwórczych PGE, nie powinny różnić się znacząco od kosztów w innych grupach. Wynika to z podobnych przydziałów CO2 i niewiele większej emisyjności na tle pozostałych grup giełdowych. Segmenty wytwarzania PGE, Tauron i ENEA emitują odpowiednio 1,05, 0,99 i 0,94 tony CO2 na jedną MWh sprzedanej energii. Wygaśnięcie przychodów z KDT w roku 2013 powinno być w dużym stopniu zastąpione przez marżę generowaną przez nowy blok w elektrowni Bełchatów (największy blok w Polsce o mocy 853 MW). Odczuwalny dla spółki, może być także spadek przychodów z tytułu wsparcia dla elektrowni wodnych. Poziom wsparcia z tego źródła wyniósł w 2010 r. 162,9 mln PLN.

♦ Można zakładać, że głównym projektem inwestycyjnym na najbliższe kilkanaście lat pozostanie elektrownia atomowa. Budowa pierwszej elektrowni będzie realizowana przez spółkę PGE EJ1 w której docelowo PGE mógłby mieć ok. 50% udziałów. Reszta udziałów może być objęta przez inwestorów branżowych, finansowych, i dostawców technologii. Ponadto spółka celowa jest w stanie finansować co najmniej 50% inwestycji długiem. Ogranicza to wielkość nakładów inwestycyjnych ponoszonych bezpośrednio przez PGE. Zagrożeniem dla tego projektu pozostaje trwałe osłabienie się złotego, które może negatywnie wpłynąć na koszty budowy i koszt wytwarzania energii elektrycznej.

♦ W październiku 2010 r. Skarb Państwa sprzedał w trybie przyśpieszonej budowy księgi popytu 10% akcji spółki. Po wygaśnięciu okresu, w którym Skarb Państwa zobowiązał się nie sprzedawać akcji po transakcji (co miało miejsce w lipcu br.), spodziewana była kolejna oferta pakietu ok. 10% akcji. Sprzedaż ta nie nastąpiła. Jednym z powodów mogła być sytuacja na rynkach finansowych i związany z tym spadek ceny. Nie można wykluczać, że Skarb Państwa zaoferuje akcje PGE ponownie w ciągu najbliższych miesięcy.

PGE Rosnąca stopa dywidendy


Kupuj (nowa)

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

55 000

23 sie

23 wrz

23 paź

23 lis

23 gru

23 sty

23 lut

23 mar

23 kw

i

23 maj

23 cze

23 lip

23 sie

23 wrz

WIG znormalizowany PGE

PGE

PGE - wybrane dane finansowe

mln PLN 2009 2010 2011P 2012P 2013P

Sprzedaż 21 623,4 20 476,5 27 777,9 29 812,3 32 217,7

EBITDA 7 983,4 6 840,5 7 923,7 8 747,1 9 291,6

EBIT 5 344,7 4 185,3 5 224,6 5 854,7 6 263,8

Zysk netto 3 370,7 3 014,1 5 834,7 5 004,1 4 892,8

Zysk skorygowany 3 370,7 3 014,1 4 214,7 4 720,6 4 892,8

EPS (PLN) 1,80 1,61 2,25 2,52 2,62

DPS (PLN) 0,66 0,70 0,64 1,56 1,34

Div.Yield % 3,8% 4,0% 3,7% 8,9% 7,6%

P/E 9,7 10,9 7,8 6,9 6,7

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

EV/EBITDA 3,5 4,5 3,8 3,9 4,1

P - prognoza PKO DM

Dane podstawowe






EV (tys. PLN) 30 485 395

Liczba akcji (tys. szt.) 1 869 784

Free float 30,7%


Śr. obrót/msc (tys. PLN) 1 130 038

Bloomberg PGE PW

Reuters PGEP.WA


1 miesiąc -14,1% -7,6%

3 miesiące -31,1% -24,5%

6 miesięcy -24,1% -23,8%

12 miesięcy -26,8% -17,9%



Sektor energetyczny

60

Sektor energetyczny

27 września 2011

PGE jest największą grupą energetyczną w Polsce. Dzięki tanim źródłom wytwarza-nia osiąga najwyższe rentowności na poziomie zysku operacyjnego i EBITDA. Jako jedyna giełdowa grupa energetyczna posiada pozycję długą w wytwarzaniu. Struktura zysku opera-cyjnego jest mniej zdywersyfikowana niż w przypadku pozostałych grup (ponad 70% zysku operacyjnego pochodzi z segmentu wytwarzania).

54%

42%

37%32%

29%26% 26%

23%20%

17% 16% 16%

8% 8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Fortu

m CEZ

Pge e

x-ch

ange

in tr

ading

Vattenfa

llPGE

Iber

drola ED

FEn

elGDF

RWE

Enea

Taur

onE.

on

EnBW

Źródło: PGE

Marża EBITDA w I pół. 2011 r.

567398

96

135204

263

173439

15478

2 982

4 026

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010

Energetyka

Konwencjonalna

Energetyka

Odnawialna

Obrót hurtowy Dystrybucja Sprzedaż detaliczna Pozostałe

mln

PLN

Zysk operacyjny poszczególnych segmentów grupy PGE w 2009 i 2010 r.

Źródło: PGE

61

Sektor energetyczny

27 września 2011

Segment wytwarzania

Zysk operacyjny w segmencie generowany jest głównie na sprzedaży energii, ze względu na niskie koszty wytwarzania wynoszące w I półroczu 2011 r. ok. 146 PLN/MWh. Dodatkowe przychody stanowią KDT oraz kolorowe certyfikaty. Majątek wytwórczy, który decyduje o niskich kosztach wytwarzania to elektrownie na węglu brunatnym Turów i Beł-chatów. Elektrownie wraz z kopalniami funkcjonują w ramach jednej grupy kapitałowej PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A., w której od końca 2010 r. PGE posiada bezpo-średnio i pośrednio 99% akcji. Integracja pionowa w segmencie wytwarzania wynosi ok 67%. Elektrownia Bełchatów po synchronizacji bloku 853 GW będzie dysponować mocą ok. 5400 GW i będzie największą elektrownią cieplną w Europie. Elektrownia ma najwyższą emisyj-ność w grupie PGE (ok. 1,16 tony CO2 na MW). W 2010 r. Bełchatów wyprodukował 25,2 TWh energii co stanowi 47,7% energii wytworzonej w grupie, oraz 19,3% energii wyproduko-wanej w krajowych elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych. Elektrownia charakte-ryzuje się najwyższym wskaźnikiem wykorzystania mocy zainstalowanej w Polsce, który wy-nosi ok. 70%. Moc elektrowni Turów po wyłączeniu w październiku bloku 200 MW wynosi 1900 GW. W 2010r. produkcja wyniosła 10,1 TWh (19,2% produkcji w grupie), a emisyjność 1,05 tony CO2 na MWh. Stopień wykorzystania zainstalowanej mocy jest nieco niższy niż w Bełchatowie i wynosi 60-65%. W elektrowni Turów do roku 2012 będą zamknięte dwa kolej-ne bloki o mocy 220 MW. W ich miejsce są plany budowy bloku o mocy 480 MW, który ma zostać oddany w roku 2016.

Różnica kosztów zmiennych pomiędzy elektrowniami na węglu brunatnym i ka-miennym wynikająca z tańszego paliwa (6,72 PLN/GJ wobec 10,95 PLN/GJ dla węgla kamien-nego w 2010 r.) jest redukowana poprzez wyższą emisyjność elektrowni na węglu brunat-nym. Emisja CO2 przy spalaniu węgla brunatnego jest o ok. 15% większa niż węgla kamien-nego i wynosi 108,74 kg/GJ. Ponadto elektrownie na węglu brunatnym mają nieco niższą sprawność, w stosunku do elektrowni na węglu kamiennym (różnica sprawności netto dla nowych bloków 800-1000 MW oddawanych w Niemczech w latach 2010-2012 wynosi ok. 3%). Do tej pory potencjalnie wyższe koszty CO2 nie były widoczne w rachunku wyników ze względu na fakt, że praktycznie wszystkie uprawnienia do emisji były przyznawane za darmo.

70%

13%

15%2%

Wytwarzanie energii elektrycznej Kolorowe certyfikaty KDT Pozostałe

Źródło: PGE, PKO DM

Zysk operacyjny segmentu wytwarzanie w grupie PGE w I pół. 2011 r.

62

Sektor energetyczny

27 września 2011

W pierwszych latach trwania III okresu handlu na poziomie grup energetycznych różnice również nie będą znaczące ze względu na zbliżoną emisyjność. Większa emisyjność elektrow-ni na węglu brunatnym może mieć widoczny wpływ na marże w przypadku wysokich cen uprawnień do emisji CO2 po roku 2016, gdy na rynku pojawią się nowe niskoemisyjne moce. Grupa PGE stara się dodatkowo o obniżenie kosztów emisji CO2 poprzez zamianę praw EUA na CER i ERU. W latach 2008-2010 w czterech największych instalacjach grupy zamieniono w ten sposób 9,1% wszystkich praw (14,8 mln). Średnia różnica cen między EUA a CER w tym okresie wyniosła ok. 1,5 EUR.

Zasoby węgla brunatnego w obu lokalizacjach pozwalają na możliwość eksploatacji złóż do ok. 2040 r. przy obecnym poziomie wydobycia (ok. 33 mln ton rocznie w Bełchatowie i 11 mln w Turowie).

PGE interesuje się także potencjalnym wykorzystaniem złóż węgla brunatnego w rejonach Gubina i Legnicy. Zasoby złóż w tych rejonach są większe od złoża Bełchatów, któ-rego zasoby geologiczne wynoszą obecnie łącznie 1,3 mld ton. Łączne zasoby geologiczne w złożach udokumentowanych wynoszą w rejonie Gubina ok. 1,6 mld ton, a rejonie Legnicy i

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2010

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

PLN

/MW

h

Koszty emisji Bełchatów Koszty emisji Kozienice Turów

Koszty emisji CO2 wybranych elektrowni

Źródło: MG, PGE, Tauron, ENEA, PKO DM *przy założeniu kosztu prawa do emisji CO2 60 PLN

Wydobycie węgla

brunatnego

Wielkość zasobów

przemysłowych

(mln ton) (mln ton)

Oddział KWB

Bełchatów32,9 831,5

Pole Bełchatów 25,0 220,1

Pole Szczerców 7,9 611,4

ZŁOCZEW

(perspektywiczne)446,5

Oddział KWB Turów 10,3 365,0

RADOMIERZYCE

(perspektywiczne)97,7

Razem 43,2 1196,5

Źródło: PGE, AGH

63

Sektor energetyczny

27 września 2011

Ścinawy 5,2 mld ton (a zasoby prognostyczne w złożu Scinawa-Głogów nawet 10 mld ton). PGE nabył spółkę PWE Gubin, która posiada koncesje na rozpoznanie złoża o zasobach bilan-sowych szacowanych na ok. 1,6 mld ton i starta się o koncesje na eksploatację i budowę elektrowni. Inwestycji tej nie ma jednak w planach nakładów inwestycyjnych na najbliższy okres (nowelizacja planu ma nastąpić do końca br.). Ponadto istnieje sprzeciw społeczny przeciwko kopalniom odkrywkowym w tych rejonach.

Dla aktywów wytwórczych na węglu kamiennym należą: Elektrownia Opole o mocy 1530 MW, elektrownia ZEDO oraz elektrociepłownie. W 2010 r. elektrownie te wytworzyły łącznie 14,3 TWh energii. Elektrownia Opole jest stosunkowo nowa. Poszczególne bloki od-dawane były do eksploatacji w latach 90-tych. Wyposażona jest w bloki 360 MW, o wysokiej sprawności (ponad 37% netto) i wysokim stopniu dyspozycyjności. W Elektrowni Opole PGE ma plany budowy dwóch bloków o mocy 800-900 MW i sprawności ok. 46% netto. Ostatecz-ne oferty złożyły dwa konsorcja ALSTOM (budował również blok 858 MW w Bełchatowie) oraz konsorcjum Rafako, Polimex i Mostostal Warszawa. Wartość złożonych ofert wynosi 9,3-9,4 mld PLN netto. PGE posiada umowę przyłączeniową dla bloków z PSE. Zespół Elektrowni Dolna Odra ze względu na odległość i wysokie koszty transportu węgla posiada wysokie koszty zmienne. W przypadku tej elektrowni ich poziom nie jest jednak najbardziej istotny, ponieważ ze względu na swoje położenie (jest jedną z dwóch elektrowni położonych na pół-nocy kraju) pracuje głównie w wymuszeniu na usługi operatora, który pokrywa pełne koszty CO2 i koszty zmienne z 5% marżą.

Elektrociepłownie gazowe grupy PGE (Lublin, Gorzów i Rzeszów) generują blisko połowę energii elektrycznej wytwarzanej z gazu w Polsce, oraz większość energii wytwarza-nej z gazu w kogeneracji. W 2010 r. przychody z żółtych certyfikatów wyniosły ok. 196 mln PLN, dlatego istotne z punktu widzenia grupy jest kontynuacja wsparcia dla kogeneracji ga-zowej także po 2012 r.

Elektrownia Turów, Opole oraz elektrociepłownie gazowe korzystały w poprzednich latach ze wsparcia KDT. W 2011 r. wielkość księgowanego wsparcia wzrośnie w stosunku do 2010 r. (w I półroczu wyniosła 303 mln PLN wobec 170 mln PLN w analogicznym okresie po-przedniego roku). Wynika to ze zmiany metody rozpoznawania przychodów z tego tytułu na płynnościową. Rozpoznawanie przychodów z KDT będzie miało miejsce również w roku 20-12, po czym ewentualne przychody będą znikome. Dodatkowa marża w segmencie wytwa-rzania wyniosła z tego tytułu 6,5 PLN/MWh w 2010 r. i 11,3 PLN/MWh w I półroczu 2011 r. Kwoty wsparcia, o które wnioskowało PGE były kwestionowane przez URE i stały się przed-miotem sporu sądowego. Wartość sporna za lata 2008-2010 wynosi 941 mln PLN. PGE ujmo-wało w księgach wartości zaliczek wg wartości wyliczonych na podstawie własnego modelu. Ze względu na umowy o odroczenie płatności z Zarządcą Rozliczeń w przypadku pozytywne-go rozstrzygnięcia spraw sądowych wpływy gotówkowe szacujemy na ok. 600 mln PLN.

Segment Sprzedaży i Dystrybucji

Segment dystrybucji obejmuje swoim obszarem działania wschodnią Polskę i jest największy pod względem wartości regulacyjnej aktywów (w 2010 r. 13,3 mld PLN, wobec 9,8 mld PLN dla spółek grupy Tauron), liczby obsługiwanych klientów (5,1 mln) a także pod względem geograficznym. Ze względu na specyfikę klientów (większość wolumenów posia-dają klienci grup taryfowych C i G+R) wolumen dystrybucji do odbiorców końcowych (30,6 TWh) jest mniejszy niż w przypadku Taurona (32,9 TWh), posiadającego 4,1 mln klientów. W 2010 r. zysk operacyjny segmentu w stosunku do WRA był nieco niższy (4,3%) od tego dla

64

Sektor energetyczny

27 września 2011

pozostałych spółek giełdowych (5%). Segment może ponosić relatywnie wyższe koszty ope-racyjne od pozostałych grup ze względu na strukturę geograficzną i relatywnie większe za-trudnienie. W 2010 r. zysk operacyjny segmentu wyniósł 566,7 mln PLN. Szacujemy że pełne rozpoznanie WRA może nastąpić w roku 2015 i wynieść na poziomie zysku operacyjnego ok. 1,3 mld PLN.

Ze względu na decyzję PGE o sprzedaży całości wytwarzanej energii przez giełdę, od początku 2011 r. zmieniony został model handlu energią w grupie. Obecnie segment wytwa-rzania sprzedaje całość energii na giełdzie (wcześniej sprzedawał ją do segmentu obrotu hur-towego). Segment obrotu hurtowego zajmuje się pośrednictwem w sprzedaży energii na rzecz segmentu wytwarzania oraz kupnem energii dla segmentów sprzedaży detalicznej i dystrybucji. Za usługi pośrednictwa segment obrotu pobiera opłaty od innych segmentów. Efektem nowego systemu jest przesunięcie części marży do segmentu wytwarzania (ok. 2,4 PLN/ MWh) oraz niewielki spadek marży w segmencie obrotu hurtowego. W 2010 r. seg-mencie sprzedaży detalicznej widoczna była narastająca konkurencja i presja na marże (segment nie był w stanie przenieść wzrostu kosztów kolorowych certyfikatów na klientów). Marża zysku operacyjnego spadła z 3,2% w roku 2009 do 1,6% w roku 2010. Wolumeny r/r były płaskie w 2010 r. i wzrosły o 5% w 1H 2011.

Program inwestycyjny

Strategia średnioterminowa grupy PGE zakłada inwestycje rzędu 39 mld PLN w la-tach 2009-2012 z czego 8,9 mld PLN miało zostać wydane na budowę nowych elektrowni konwencjonalnych, 8,2 mld PLN na OZE, 9,5 mld PLN na modernizację istniejących aktywów wydobywczych i wytwórczych, 5,5 mld PLN na dystrybucję oraz łącznie 6,8 mld PLN na akwi-zycję i rozwój nowych technologii. Do I półrocza 2011 r. łączne wydatki inwestycyjne wynio-sły 10,7 mld PLN. Najmniej zaawansowane są inwestycje w OZE, których wartość w tym okresie wyniosła 352 mln PLN. Plan nakładów inwestycyjnych może być jednak w ciągu naj-bliższych miesięcy znacząco zmieniony. PGE pracuje obecnie nad modyfikacja istniejącego programu w oparciu o nowy model rynku. Model ten ma być wykorzystywany m.in.: do pro-gnozowania cen i popytu na energię w przyszłości. Z wypowiedzi Zarządu wynika, że podej-ście do cen energii elektrycznej i zapotrzebowania na energię w ciągu następnych lat będzie raczej ostrożne. Z tego względu z dotychczasowych inwestycji problematyczna wydaje się budowa bloku gazowego w elektrowni ZEDO (przy obecnych cenach gazu) oraz budowa elek-trowni Lublin. Na szczegółowe rozstrzygnięcia trzeba będzie czekać jednak do końca roku.

65

Sektor energetyczny

27 września 2011

W 2009 r. Rada Ministrów powierzyła PGE projekt rozwoju energetyki atomowej. Zmiany legislacyjne mające miejsce w maju i czerwcu br. (ustawa prawo atomowe i ustawa o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie obiektów energetyki jądrowej) dały możli-wość budowy elektrowni (brakuje jeszcze części aktów wykonawczych). PGE prowadzi obec-nie prace nad wyborem lokalizacji i inżyniera kontraktu. Jedna z elektrowni będzie prawdo-podobnie zlokalizowana w Żarnowcu, gdzie spóła PGE EJ1 kupiła w 2010 r. ponad 100 ha ziemi Do końca br. ma się również rozpocząć przetarg dotyczący wyboru dostawcy techno-logii. PGE podpisał memoranda o współpracy w zakresie energetyki jądrowej z GE Hitachi, EDF i Westinghouse. Wybór dostawcy ma zostać dokonany na przełomie 2013/2014r., a fi-zyczna budowa ruszyć w 2016 r. Oddanie pierwszego reaktora w optymistycznym wariancie mogłoby nastąpić na koniec 2020 r. Cała inwestycja ma być gotowa w 2022 r. Łączne nakłady na pierwszą elektrownie 3000 MW mają wynieść 35-55 mld PLN. PGE chce zachować pakiet kontrolny w inwestycji, ale dopuszcza możliwość wejścia do projektu inwestorów mniejszo-ściowych (branżowych i finansowych). Potencjalnymi inwestorami mogą być Tauron i ENEA, które mają w dalszych planach powstanie mocy jądrowych. Do końca br. PGE ma podjąć tak-że decyzję co do mniejszościowego zaangażowania się w program budowy elektrowni jądro-wej na Litwie.

W 2010 r. PGE podpisało umowę kupna 84,2% akcji grupy Energa od Skarbu Pań-stwa za 7,53 mld PLN. Energa obejmuje swoim obszarem działania północną Polskę. Wolu-meny produkcji, sprzedaży i dystrybucji wynoszą odpowiednio ok. 4,5 TWh (w tym 1,5 TWh z OZE), 17 TWh i 19 TWh . Istotną rolę w grupie mają elektrownie wodne o łącznej mocy 355 MW (w tym elektrownia wodna we Włocławku o mocy 160 MW). Udział elektrowni wod-nych w zysku netto całej grupy wynosi ok. 30-40%. EBITDA i zysk netto wyniosły w 2010 r. i po półroczu 2011 odpowiednio 1409 mln, 625 mln oraz 867 mln i 428 mln PLN. Przejęcie Energi zostało zablokowane przez UOKiK ze względu na ograniczenie konkurencji na rynku energii elektrycznej. Decyzja była odmowna, mimo, że PGE deklarowało wprowadzenie spół-ki na GPW, nieograniczanie działalności w zakresie wytwarzania, obrotu i dystrybucji i niedo-konywania zmian w siedzibie spółki. PGE odwołał się od decyzji do Sądu Ochrony Konkuren-cji i Konsumentów. Pierwsza rozprawa oczekiwana jest na początku 2012 r. Ze względu na oczekiwane zmiany w ustawie o OZE, nabycie Energi może być mniej atrakcyjne, bo znaczna część zysku netto jest generowana w elektrowniach wodnych. Według wypowiedzi Zarządu PGE ma możliwość renegocjacji ceny zakupu. Ze względu na brak zgody UOKiK na transakcję nie uwzględniamy jej w naszym modelu.

2,48

3,82

1,10

0,99

1,05

0,39

0,09

0,19

0,07

0,16

0,26

0,05

0

1

2

3

4

5

6

2009 2010 1H 2011

mld

PLN

Wytwarzanie i Wydobycie Dystrybucja OZE Inne

PGE - Inwestycje w poszczególne segmenty w latach 2009-2011

Źródło: PGE

66

Sektor energetyczny

27 września 2011

Segment OZE

Grupa PGE ma obecnie źródła energetyki odnawialnej o mocy około 200 MW, z któ-rych zdecydowana większość to elektrownie wodne. PGE posiada także działającą elektrow-nię wiatrową o mocy 30 MW na górze powstałej ze składowania odpadów z kopalni Bełcha-tów. W połowie przyszłego roku powinna być oddana do użytkowania farma wiatrowa Pel-plin o mocy 48 MW. Do końca roku portfel inwestycyjny powinien się powiększyć o kolejne 70-80 MW.

Plany rozwoju energetyki odnawialnej zakładają budowę farm wiatrowych o łącznej mocy 1000 MW na lądzie i w dalszej perspektywie 1000 MW na morzu. Prawna możliwość budowy farm na morzu otwarta została w czerwcu br. po nowelizacji ustawy o obszarach morskich. Dotychczas nie było to możliwe ze względu na przepisy ograniczające czas użytko-wania infrastruktury farmy morskiej do 5 lat. Nowelizacja ustawy o obszarach morskich RP i administracji morskiej wydłużyła ten okres do 30 lat z możliwością przedłużenia o kolejne 20 lat co pozwala na repowering. Program OZE ma być realizowany poprzez spółkę PGE Energia Odnawialna, która miała być w 2011 r. wprowadzona na GPW. Ze względu na sytuację na rynkach finansowych oraz nadwyżki finansowe w ramach grupy debiut giełdowy został prze-łożony. W 2010 r. w elektrowniach wodnych w grupie wyprodukowano ok. 600 GWh, a elek-trowniach wiatrowych 60 GWh.

Program oszczędności i sprzedaży aktywów non core

Do końca roku PGE zakończy sprzedaż posiadanego 21,85% pakietu akcji Polkomte-la. Cena za pakiet została ustalona na 3,29 mld PLN, a zysk brutto na transakcji na poziomie skonsolidowanym wyniesie ok. 2 mld PLN. Zarząd PGE zamierza utrzymać obecną politykę dywidendy (wypłata 40-50% zysku) również co do zysków z tej transakcji i wypłacić je łącznie z dywidendę za 2011 r. Kolejnym aktywem, które może zostać sprzedane w ciągu najbliż-szych miesięcy to Exatel (wartość ok. 700-800 mln PLN, wartość księgowa ok. 402 mln PLN).

W ramach segmentu dystrybucji i sprzedaży PGE wprowadził w 2011 r. program dobrowolnych odejść. Z programu skorzystało 460 pracowników, a rezerwy utworzone z tego tytuły wyniosły łącznie 56 mln PLN. Okresy ochronne kończą się w poszczególnych spół-kach w latach 2014 - 2017.

Prywatyzacja

W październiku 2010 r. Skarb Państwa sprzedał 10% akcji grupy PGE po 21,3 PLN za akcję. Po transakcji Skarb Państwa posiada 69,3% głosów na WZA. Kolejna sprzedaż pakietu ok. 10% akcji oczekiwana była w 2011 r. po wygaśnięciu 9-miesięcznego zobowiązania do niesprzedawania akcji (co nastąpiło w lipcu br.). Do transakcji nie doszło prawdopodobnie ze względu na sytuację na rynkach finansowych . Z wypowiedzi Ministerstwa Skarbu wynika, że w ciągu 3-4 lat udział Skarbu Państwa może obniżyć się nawet poniżej 51%. Na sprawowanie kontroli pozwalają bowiem zmiany w statucie ograniczające prawo głosu innych akcjonariu-szy do 10%.

67

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wycena

Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2023. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2023. Cenę docelową za 12 miesięcy określa-my na podstawie modelu na 20,2 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą PGE na tle spółek z sektora.

Wycena DCF

PGE: model DCF

2011P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017mln PLN

EBIT 5 224,6 5 854,7 6 263,8 6 093,8 6 265,9 5 805,2 6 665,9 7 333,2

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

NOPLAT 4 231,9 4 742,3 5 073,7 4 936,0 5 075,4 4 702,2 5 399,4 5 939,9

CAPEX -5 461,0 -8 636,5 -9 616,5 -10 798,9 -7 168,4 -5 648,3 -9 248,2 -7 105,8Amortyzacja 2 708,1 2 901,7 3 037,3 3 173,1 3 568,7 3 384,4 3 695,2 3 852,6Zmiany w kapitale obrotowym 95,6 87,9 76,5 92,9 65,5 67,0 68,5 70,1

FCF 1 383,5 -1 080,4 -1 582,1 -2 782,8 1 410,2 2 371,4 -222,0 2 616,7

WACC 10,4% 10,2% 9,8% 9,3% 9,2% 9,2% 9,0% 9,0%Współczynnik dyskonta 1,00 1,10 1,21 1,32 1,45 1,58 1,72 1,88DFCF 1 383,5 -980,3 -1 307,7 -2 103,8 975,9 1 502,4 -129,0 1 394,7


Suma DFCF - Faza I 6 814,0Suma DFCF - Faza II 29 261,7

Wartość DCF 36 075,7

Dług netto -3 453,3

Aktywa poza operacyjne 683,9Zobowiązania wobec pracowników 1 901,3Kapitały mniejszości 621,4

Wartość firmy 37 690,1

Liczba akcji (mln szt.) 1 869,8

Wartość godziwa na akcję na 31.12.2011 20,2


Cena bieżąca 17,5

Oczekiwana stopa zwrotu 24%


PGE: Kluczowe założenia do wyceny

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

Cena energii elektrycznej w Polsce (PLN/MWh) 202 205 232 242 251 260 267Cena węgla kamiennego energetycznego PGE (PLN/GJ) 11,2 11,5 12,0 12,2 12,6 12,9 13,3Cena węgla brunatnego (PLN/GJ) 7 7 8 8 8 9 9Wolumen produkcji energii (TWh) 54,4 59,7 59,4 60,1 60,7 61,4 74,8Wolumen sprzedaży energii (TWh) 30,6 31,2 31,8 32,5 33,1 33,8 34,4Cena uprawnień CO2 (EUR) 13,3 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 18,0


PGE: WACC

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

Stopa wolna od ryzyka 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%Beta 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9Premia za ryzyko długu 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 kapitału własnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4%

koszt długu 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4%waga długu 0% 4,5% 14,6% 24,9% 26,8% 27,4% 31,5%WACC 10,4% 10,2% 9,8% 9,3% 9,2% 9,2% 9,0%


68

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wycena porównawcza

PGE


EUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013

EDF 38 760,7 11,6 9,7 9,1 5,9 5,4 5,2

GDF SUEZ 47 368,1 11,1 10,0 9,2 6,3 5,8 5,4

RWE AG 14 432,0 6,0 5,9 6,8 3,8 3,5 3,7

IBERDROLA 29 441,9 9,8 9,1 8,8 7,8 7,2 7,0

CEZ 15 351,5 9,0 8,5 8,0 6,2 5,8 5,7

DRAX GROUP PLC 2 201,1 10,6 11,3 15,3 5,5 5,8 8,0

FORTUM OYJ 16 194,9 11,4 11,1 10,4 8,7 8,8 8,3

ENEA 1 532,4 8,6 8,0 7,9 3,3 3,5 4,1

TAURON 2 080,0 6,4 6,7 7,5 4,1 4,2 4,9

średnia 9,4 8,9 9,2 5,7 5,6 5,8

PGE 7,6 6,8 6,5 3,7 3,8 4,0

premia/dyskonto do średniej -0,2 -0,2 -0,3 -0,3 -0,3 -0,3


22,5 25,1

wagi 50% 50%


Źródło: PGE, Bloomberg, PKO DM

P/E EV/EBITDA

69

Sektor energetyczny

27 września 2011



Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 21 623,4 20 476,5 27 777,9 29 812,3 32 217,7 33 622,4 35 109,8

Koszty uzyskania przychodów ze sprzedażyZysk operacyjny

w tymSegment wytwarzania 4 026,3 2 981,7 3 910,7 4 296,5 4 395,5 4 008,7 3 939,1 Segment dystrybucji 263,2 566,7 678,5 825,1 992,7 1 156,2 1 316,0

Segment sprzedaży detalicznej 397,7 204,5 214,1 218,3 190,9 194,7 198,6 Segment sprzedaży hurtowej 439,4 173,1 159,0 162,2 165,4 168,7 172,1 Sement pozostałe 135,5 96,5 98,9 101,3 103,9 106,5 108,6

Odnawialne żródła energii 77,6 154,0 154,5 242,0 406,0 449,4 521,6 Korekty 5,0 8,9 9,1 9,2 9,4 9,6 9,8

Zysk z działalności operacyjnej 5 344,7 4 185,3 5 224,6 5 854,7 6 263,8 6 093,8 6 265,9 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 242,2 227,0 223,4

Saldo działalności finansowej -208,4 -136,1 -152,9 66,2 -129,8 -406,5 -761,7 Zysk przed opodatkowaniem 5 378,5 4 276,3 7 295,1 6 268,9 6 133,9 5 687,3 5 504,1 Podatek dochodowy -1 041,3 -673,4 -1 384,3 -1 189,3 -1 163,7 -1 078,8 -1 034,2

Zyski (straty) mniejszości 966,5 613,0 76,0 75,5 77,5 69,2 9,6 Zysk (strata) netto 3 370,7 3 014,1 5 834,7 5 004,1 4 892,8 4 539,4 4 460,3

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

Aktywa Trwałe 41 964,4 44 137,4 45 578,6 51 364,5 57 999,5 65 686,5 69 353,4 Wartości niematerialne i prawne 153,3 202,6 230,0 261,0 296,3 336,3 381,7 Rzeczowe aktywa trwałe 38 945,7 41 442,2 44 195,1 49 929,9 56 509,2 64 135,0 67 734,7

Pozstałe aktywa długoterminowe 2 865,4 2 492,6 1 153,5 1 173,5 1 194,1 1 215,3 1 237,1 Aktywa Obrotowe 12 483,4 7 336,5 8 720,2 7 835,2 8 012,1 7 957,2 7 269,0 Zapasy 1 271,2 1 090,5 1 123,3 1 179,4 1 230,1 1 267,0 1 305,1

Należności 2 059,1 2 094,5 2 157,3 2 228,5 2 295,4 2 394,1 2 465,9 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 1 440,2 1 421,0 1 252,6 1 226,2 1 203,2 1 183,6 1 167,1

Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 7 712,8 2 730,4 4 187,0 3 201,1 3 283,3 3 112,4 2 330,9 AKTYWA RAZEM 54 447,8 51 473,9 54 298,8 59 199,7 66 011,6 73 643,7 76 622,5

Kapitał Własny 38 849,8 37 682,8 42 402,6 44 578,7 47 061,4 49 726,8 52 344,3

Kapitały mniejszości 7 681,4 598,8 621,4 640,0 659,2 679,0 699,4

Zobowiązania 15 598,0 13 791,2 11 896,2 14 621,0 18 950,2 23 917,0 24 278,2

Zobowiązania długoterminowe 9 762,3 7 199,8 5 614,1 7 753,2 11 820,4 16 814,1 17 140,7 Kredyty i pożyczki 4 056,3 1 804,4 218,7 2 218,7 6 218,7 11 143,3 11 399,6 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 1 131,7 1 236,7 1 279,9 1 324,7 1 371,1 1 419,1 1 468,8

Pozostałe rezerwy 3 465,6 3 030,4 2 987,1 3 080,7 3 102,3 3 123,4 3 144,0 Zobowiązania handlowe i pozostałe 1 108,7 1 128,3 1 128,3 1 129,0 1 128,3 1 128,3 1 128,3 Zobowiązania krótkoterminowe 5 835,7 6 591,4 6 282,0 6 867,8 7 129,7 7 102,8 7 137,5

Kredyty i pożyczki 969,9 915,0 515,0 540,7 556,9 573,6 596,6 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 801,9 781,5 805,0 829,1 854,0 879,6 906,0 Pozostałe rezerwy 765,5 887,1 960,6 1 358,7 1 436,7 1 219,3 1 050,8

Zobowiązania handlowe i pozostałe 3 298,5 4 007,8 4 001,5 4 139,2 4 282,1 4 430,3 4 584,1 PASYWA RAZEM 54 447,8 51 473,9 54 298,8 59 199,7 66 011,6 73 643,7 76 622,5


Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 7 298,9 6 611,0 7 059,7 7 879,5 8 196,2 7 981,4 8 198,8 Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -3 628,6 -7 468,3 -2 543,6 -7 952,6 -9 616,5 -10 798,9 -7 168,4 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej 1 898,3 -4 111,8 -3 204,5 -912,8 1 502,6 2 646,6 -1 811,9

Wskaźniki

ROE 8,7% 8,0% 13,8% 11,2% 10,4% 9,1% 8,5%ROA 6,2% 5,9% 10,7% 8,5% 7,4% 6,2% 5,8%Dług netto -2 686,6 -11,0 -3 453,3 -441,6 3 492,4 8 604,5 9 665,3

Dług netto/ EBITDA -0,3 0,0 -0,4 -0,1 0,4 0,9 1,0

Źródło: PGE, P - prognoza PKO DM

70

Sektor energetyczny

27 września 2011


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

Energetyka Konwencjonalna Przychody ze sprzedaży netto 675 112 471 275 541 078 646 301 3 329 675 3 045 040 Sprzedaż między segmantami 2 672 910 2 382 433 2 359 145 2 539 196 203 834 139 485 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3 348 022 2 853 708 2 900 223 3 185 497 3 533 509 3 184 525 Wynik segmentu 929 017 655 639 522 371 874 665 1 131 795 898 964 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 666 101 693 500 928 268 1 530 883 429 648 1 568 500 Amortyzacja 371 912 375 779 389 210 338 528 370 258 362 170Energetyka Odnawialna Przychody ze sprzedaży netto 120 424 141 843 126 371 86 765 106 421 152 731 Sprzedaż między segmantami 29 728 25 773 34 286 65 948 33 257 -20 972 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 150 152 167 616 160 657 152 713 139 678 131 759 Wynik segmentu 26 618 75 890 20 910 30 563 27 503 12 867 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 18 053 33 552 45 285 94 954 33 855 34 198 Amortyzacja 32 598 13 524 48 222 15 120 32 113 28 260Obrót hurtowy Przychody ze sprzedaży netto 1 183 551 1 152 486 1 049 926 1 353 393 294 589 109 851 Sprzedaż między segmantami 2 094 029 1 633 398 1 672 319 1 666 723 2 603 032 2 002 917 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3 277 580 2 785 884 2 722 245 3 020 116 2 897 621 2 112 768 Wynik segmentu 104 917 -7 374 50 772 24 804 50 771 47 278 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 6 249 7 168 -12 130 19 378 1 770 1 884 Amortyzacja 6 224 6 319 10 346 6 812 6 368 2 029Dystrybucja Przychody ze sprzedaży netto 134 509 163 637 186 799 186 320 204 821 227 509 Sprzedaż między segmantami 1 154 333 1 042 308 1 050 015 1 147 019 1 154 688 1 041 729 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1 288 842 1 205 945 1 236 814 1 333 339 1 359 509 1 269 238 Wynik segmentu 172 595 139 939 135 182 119 006 252 529 152 060 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 124 085 218 443 259 345 452 170 136 016 256 776 Amortyzacja 216 270 218 043 219 803 -569 552 224 467 225 674Sprzedaż detaliczna Przychody ze sprzedaży netto 3 038 044 2 681 095 2 760 845 3 017 764 3 171 155 2 891 278 Sprzedaż między segmantami 269 776 209 740 201 450 285 880 135 372 29 534 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3 307 820 2 890 835 2 962 295 3 303 644 3 306 527 2 920 812 Wynik segmentu 82 129 53 917 36 873 31 553 57 748 18 132 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 638 2 494 19 145 2 277 839 1 046 Amortyzacja 12 136 -218 7 236 -8 446 -2 430 9 173Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto 169 605 179 343 208 588 201 391 187 529 194 733 Sprzedaż między segmantami 225 195 257 802 251 935 219 001 215 140 252 853 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 394 800 437 145 460 523 420 392 402 669 447 586 Wynik segmentu 16 970 27 171 33 125 19 196 7 358 12 656 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 19 203 68 337 62 536 63 098 18 221 27 953 Amortyzacja 29 568 28 937 24 902 30 660 25 659 52 566Razem Przychody ze sprzedaży netto 5 321 245 4 789 679 4 873 607 5 491 934 7 294 190 6 621 142 Sprzedaż między segmantami 6 220 776 5 776 649 5 569 150 5 923 767 4 345 323 3 445 546 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 5 321 245 4 789 679 4 873 607 5 491 934 7 294 190 6 621 142 Wynik segmentu 1 335 315 945 522 792 852 1 111 644 1 519 596 1 143 901 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 834 329 1 023 494 1 315 449 2 149 760 620 349 990 357 Amortyzacja 668 708 641 384 700 719 603 122 656 435 654 213

Źródło: PGE



RAPORT

Rekomendujemy kupno akcji Tauron z ceną docelową 5,9 PLN (w tym oczekiwana wypłata dywidendy 0,13 PLN) ze względu na nasza wycenę, zwracamy jednocześnie uwagę na ryzyka związane z działalnością spółki, które mogą wystąpić w ciągu najbliższych lat. Tauron do tej pory notowany był z dyskontem do spółek sektora na GPW. Ze względu na realizację szerokiego programu inwestycyjnego, obejmującego m.in. wymianę i rozbudowę mocy (łącznie nakłady do 2020 r. wyniosą ok. 44 mld PLN, co stanowi blisko pięciokrotność obecnej kapitalizacji spółki) i związany z tym wzrost zadłużenia, dyskonto to zaniknie już prawdopodobnie w 2012 r.

♦ Tauron w trakcie realizacji swojego programu inwestycyjnego będzie posiadał wysoki poziom zadłużenia, dodatkowo zwiększony po kupnie GZE. Zadłużenie okresowo może przekroczyć 3 krotność EBITDA. Stwarza to ryzyko częściowej lub opóźnionej realizacji planowanego programu inwestycyjnego lub mniejszej stopy wypłaty dywidendy w kolejnych latach.

♦ W sierpniu Tauron kupił GZE S.A, spółkę obejmującą aktywa dystrybucyjne i sprzedażowe Vattenfalla w Polsce oraz farmę wiatrową. Akwizycja ta jest naszym zdaniem posunięciem strategicznym umacniającym pozycję spółki w regionie Śląska, ale cena zapłacona za te aktywa (9 razy EV/EBITDA za 2010 r. i ok. 8 razy EV/EBITDA za 2011 r.) jest znacznie wyższa niż wycena Taurona (uwzględniając zakup GZE i notowania akcji z 30 czerwca br.) na poziomie odpowiednio 5,1 i 5,1 razy.

♦ Tauron w dużym stopniu odczuje zakończenie wsparcia ze strony KDT. W 2010 r. udział zaksięgowanych przychodów z KDT w zysku operacyjnym spółki wynosił 31%. W I półroczu 2011 r. wyniósł 18%. Niekorzystnie na zysk operacyjny Taurona mogą wpłynąć również zmiany w systemie wsparcia OZE, w szczególności dotyczące elektrowni wodnych. W 2010 r. wsparcie z tytułu zielonych certyfikatów dla elektrowni wodnych wyniosło ok. 9% zysku operacyjnego (w I półroczu 2011 r. wyniosło 6%). W pewnym stopniu spadek zysków operacyjnych z tytułu OZE i KDT może być zrekompensowany przez wzrost rentowności sprzedaży ciepła. Spółka ma największy udział zysku operacyjnego z segmentu dystrybucji, dlatego wyniki będą wspierane także przez ścieżkę dojścia do pełnego rozpoznawania WRA.

♦ Potencjalnym wsparciem dla kursu Taurona, może być dalszy zakup akcji przez KGHM, który posiada 10,4% akcji i do tej pory zainwestował w spółkę ok. 1 mld PLN. Inwestycja ta była motywowana chęcią dywersyfikacji i inwestycji w energetykę. Zwiększenie zaangażowania jest uzależnione od decyzji Rady Nadzorczej KGHM, która obecnie limituje ją do 11,3% kapitału.

Tauron Inwestycje i wzrost zadłużenia


Kupuj (nowa)

Tauron - wybrane dane finansowe

mln PLN 2009 2010 2011P 2012P 2013P

Sprzedaż 13 694,6 15 428,9 20 255,0 22 876,7 24 465,2

EBITDA 2 641,8 2 758,0 3 165,3 3 586,1 3 641,3

EBIT 1 320,8 1 399,3 1 754,2 1 950,3 1 949,3

Zysk netto 774,4 858,7 1 322,6 1 250,9 1 112,8

Zysk skorygowany 774,4 858,7 1 322,6 1 250,9 1 112,8

EPS (PLN) 0,44 0,49 0,75 0,71 0,63

DPS (PLN) 0,03 0,00 0,15 0,13 0,13

Div.Yield % 0,6% 0,0% 3,1% 2,7% 2,7%

P/E 10,9 9,9 6,4 6,8 7,6

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

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

P - prognoza PKO DM

35 000

40 000

45 000

50 000

55 000

60 000

23 sie

23 wrz

23 paź

23 lis

23 gru

23 sty

23 lut

23 mar

23 kw

i

23 maj

23 cze

23 lip

23 sie

23 wrz

WIG znormalizowany Tauron

Tauron

Dane podstawowe






EV (tys. PLN) 13 681 551

Liczba akcji (tys. szt.) 1 752 549

Free float 59,6%


Śr. obrót/msc (tys. PLN) 496 031

Bloomberg TPE PW

Reuters TPE.WA


1 miesiąc -9,4% -7,6%

3 miesiące -28,9% -24,5%

6 miesięcy -23,1% -23,8%

12 miesięcy -17,7% -17,9%



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

Sektor energetyczny

72

Sektor energetyczny

27 września 2011

Segment wytwarzania

Tauron posiada relatywnie najstarsze aktywa w segmencie wytwarzania, w tym ponad 1,2 GW w blokach energetycznych 120 MW pochodzących jeszcze z lat sześćdziesiątych. Bloki te w najbliższych latach będą wycofywane zarówno ze względów technicznych (stopień zużycia, konieczność spełnienia nowych norm SOx i NOx) jak też ekonomicznych (niska sprawność, wysoka emisyjność CO2). Do 2016 r. planowane jest

30,9

32,9

30,9

34,3

18,2

20,8

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

2009 2010 2009 2010 2009 2010

Wytwarzanie Dystrybucja Sprzedaż do odbiorców

końcowych

TWh

Źródło: Tauron, PKO DM

Wolumeny energii w poszczególnych segmentach dla grupy Tauron w 2009 i 2010 r.

5,9

509,3

301,8

88,1

6,6

147,0

677,1656,2

55,189,4

155,6

35,4

0

100

200

300

400

500

600

700

2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010

Wydobycie węgla

kamiennego

Wytwarzanie

energii elektrycznej

i cieplnej ze źródeł

konwencjonalnych

Wytwarzanie

enegrii elektrycznej

ze źródeł

odnawialnych

Dystrybucja energii

elektrycznej

Sprzedaż energii

elektrycznej i

pozostałych

produktów rynku

Pozostałe

mln

PLN

Zysk operacyjny poszczególnych segmentów grupy Tauron w 2009 i 2010 r.

Źródło: Tauron

73

Sektor energetyczny

27 września 2011

wycofanie ok. 1,3 GW, a do roku 2020 r. kolejnych 0,5 GW. W wyniku tych wyłączeń, obecna zainstalowana moc 5,5 GW zostanie zredukowana o 1/3. W zamian Tauron chce do roku 2020 przeprowadzić intensywny program rozwoju nowych mocy (planowane nakłady wynoszą 6 razy EBITDA za 2010r.). Plany inwestycyjne zakładają budowę elektrowni i elektrociepłowni węglowych o mocy 1010 MW, gazowych o mocy 735 MW, 240 MW na biomasę, oraz wiatrowych o mocy 800 MW. Łącznie ma zostać zainstalowanych 2,8 GW nowych mocy, tak by łączna moc do 2020 r. osiągnęła wartość ok. 6,9 GW. Dzięki temu produkcja energii w grupie w 2020 r. w stosunku do 2010 r. ma wrosnąć o ponad 70% z 21,3 TWh do 36,7 TWh. W 2020 r. produkcja z własnych źródeł byłaby większa niż obecna sprzedaż do klientów końcowych (34,3 TWh) i spółka miałaby zrównoważona pozycję w wytwarzaniu (obecnie pozycja krótka na 13 TWh). Po uwzględnieniu kupna aktywów Vattenfalla pozycja krótka byłaby również mniejsza niż obecnie. Duży wzrost wolumenów w segmencie wytwarzania pozwoliłby także rozwodnić wysokie koszty zatrudnienia.

Elektrownie i elektrociepłownie grupy ze względu na parametry techniczne (wyższy udział małych bloków o mocy 120 MW w elektrowniach i mniejszych w elektrociepłowniach) mają zarówno wysokie koszty stałe jak i zmienne. Dodatkowo segment obciążony jest produkcją ciepła, którego wytwarzanie w kogeneracji w ciągu dwóch ostatnich lat generowało w Polsce ujemne marże. Niska rentowność segmentu jest wspierana obecnie przychodami z KDT oraz przychodami z zielonych i czerwonych certyfikatów pochodzących ze współspalania biomasy oraz produkcji energii w kogeneracji.

Dzięki wysokim limitom przydziału CO2 na lata 2008-2012, mimo wysokiej emisyjności bliskiej 1 tony na MWh, Tauron w przy poziomie produkcji energii z 2010 r. praktycznie nie jest obciążony kosztami emisji CO2. Korzystnie na tle innych grup będzie wyglądać sytuacja pod tym względem w pierwszych latach trwania EU ETS III, gdzie koszty w pierwszym roku powinny być ok. 4-5 PLN niższe niż w innych grupach.

Ze względu na wysokie koszty wytwarzania, Południowy Koncern Energetyczny (PKE, spółka skupiająca większość aktywów wytwórczych w grupie Tauron) w dużym stopniu korzystał ze wsparcia KDT. Księgowa wysokość wsparcia sprzedawanej energii wynosiła w 2010 r. ok. 21 PLN/MWh, a w I półroczu 2011 ok. 15,3 PLN/MWh. W 2012 r. poziom wsparcia powinien być jeszcze niższy, a od 2013 zniknąć. Dodatkowym źródłem zysków po

20,4 22,0

5,9

5,1

1,1

0,4

0,4

0,4

1,8

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2010 2020

TWh

Węgiel kamienny (obce bloki) Węgiel kamienny (nowe bloki)Gaz ziemny WiatrWoda Biomasa

Źródło: Tauron

Tauron - Dywersyfikacja portfela wytwórczego

74

Sektor energetyczny

27 września 2011

wygaśnięciu KDT może być dla grupy wzrost rentowności produkcji ciepła. W 2010 r. produkcja ciepła w segmencie wytwarzania wyniosła 17,2 PJ, a przychody ze sprzedaży ciepła 430 mln PLN (7,9% wszystkich przychodów segmentu bez KDT). Dla porównania przychody ze sprzedaży ciepła w PGE wyniosły 5,8%, a w ENEI po przejęciu elektrociepłowni Białystok wyniosą ok. 4,2%. Średnia cena sprzedanego ciepła wyniosła ok. 25 PLN/GJ, dlatego korzystne dla Taurona są zmiany w prawie energetycznym pozwalające na stopniowe podnoszenie ceny ciepła wytwarzanego w kogeneracji do poziomu benchmarku, wynoszącego obecnie 34,52 PLN/GJ.

Podobnie jak w grupie PGE, segment wytwarzania w Tauronie jest zintegrowany pionowo z segmentem wydobycia. Spółką skupiającą aktywa wydobywcze w grupie jest Południowy Koncern Węglowy (PKW). Tauron posiada w PKW akcje stanowiące 52,5% kapitału i dające 68% głosów na WZA. Roczne wydobycie w dwóch kopalniach wchodzących w skład Koncernu (ZG Janina i ZG Sobieski) wyniosło w 2009 r. 4,94 mln ton węgla. Ze względu na problemy geologiczne w 2010 r. wydobycie spadło do 4,5 mln ton. Problemy te zostały rozwiązane w styczniu br. i wydobycie powinno wzrosnąć do poprzednich poziomów (po I półroczu 2011 r. wyniosło 2,6 mln ton). Węgiel wydobywany jest sklasyfikowany jako 31.1 i 31.2 wg polskich zasad klasyfikacji. Charakteryzuje się niską wartością opałową (wartość opałowa węgla handlowego 19-20 MJ/kg) i wysokim poziomem zasiarczenia (ok . 1,2%). Łączne rezerwy wg JORC wynoszą ok. 56 mln ton, a zasoby 2480 mln ton (20% krajowych bilansowych zasobów węgla kamiennego). Zasoby zmierzone wynoszą 347 mln ton. Oba zakłady górnicze są w stanie funkcjonować w oparciu o obecne zasoby do 2040 r. Po pogłębieniu szybów (obecnie większość prac odbywa się do poziomu 500 metrów) okres działania może być przedłużony o kolejne 20-40 lat. Ze względu na parametry węgiel jest sprzedawany głównie na potrzeby energetyki (ok. 70-80% produkcji), oraz ok. 20% na potrzeby klientów indywidualnych (sortymenty grube). W ramach grupy Tauron sprzedawane jest ok. 60%-70% produkcji, czyli ok. 3-3,5 mln ton. Przy rocznym zużyciu węgla w grupie na poziomie 10-11 mln ton daje to udział własnej produkcji w zużyciu ok. 30-35%. Biorąc pod uwagę całe wydobycie (5 mln ton) i posiadane udziały w PKW stopień integracji pionowej wynosi ok. 25%. W 2010r. koszty wydobycia wyniosły 227,4 PLN na tonę i były znacznie niższe niż w kopalniach śląskich, gdzie wyniosły 270 PLN na tonę. W 2010r. Tauron negocjował z mniejszościowym akcjonariuszem Południowego Koncernu Energetycznego Kompanią Węglową dokupienie mniejszościowego udziału w PKW oraz kupno KWK „Bolesław Śmiały”. Nabycie tych aktywów miało nastąpić w zamian za akcje aportowe w podwyższonym kapitale Tauron S.A. Szacunki spółki mówiły o emisji powodującej ok. 6% rozwodnienie kapitału. Jednak w czerwcu br. Kompania Węglowa nie zaakceptowała wycen PKW i „Bolesława Śmiałego” i odstąpiła od transakcji. Jednocześnie Kompania Węglowa wyraziła zainteresowanie dalszymi negocjacjami w celu sprzedaży swojego pakietu akcji PKW. Zakup KWK „Boleslaw Śmiały” był o tyle istotny dla Taurona, że spółka ta jest także jego bezpośrednim dostawcą. Około 1mln ton węgla z 1,6 mln ton wydobywanego w tej kopalni jest dostarczane taśmociągami bezpośrednio do elektrowni Łaziska.

Segment OZE

W segmencie OZE głównymi aktywami są elektrownie wodne o łącznej mocy 131 MW. Elektrownie te wytwarzają ok. 500 GWh energii rocznie, i generują przychody z zielonych certyfikatów na poziomie ok. 130 mln PLN. W świetle zmian wprowadzanych przez nową ustawę o OZE znaczna część z tych przychodów może być zagrożona. Tauron rozwija program budowy farm wiatrowych, który zakłada powstanie ok. 800 MW mocy do roku 2020r. Najbardziej zaawansowane projekty to farma Wicko, o mocy 40 MW, która ma być oddana w roku 2012. Kolejne projekty o łącznej mocy 120 MW mogą rozpocząć pracę w roku 2013. W 2012 r. (ze względu na możliwość spalania w większym stopniu biomasy leśnej)

75

Sektor energetyczny

27 września 2011

powinny zostać uruchomione biomasowe kotły w Jaworznie (50 MW) i Stalowej Woli (20 MW). Tauron startuje również w przetargu na elektrownię wodną Niedzica.

Nowe inwestycje

Tauron oprócz budowy nowych elektrowni węglowych (główny projekt to Jaworzno, 910 MW) planuje rozwój mocy w energetyce gazowej. Projekty te obejmują budowę bloku gazowego o mocy 850 MW w Blachowni, elektrociepłowni w Stalowej Woli o mocy elektrycznej 400 MW i cieplnej 240 MW oraz bloku parowo- gazowego w elektrociepłowni Katowice o mocy 135 MWe/MWt. Duże projekty gazowe są rozwijane razem z partnerami jakimi są PGNIG w Stalowej Woli i KGHM Polska Miedź w Blachowni. Udział Taurona w każdym z dwóch projektów wynosi 50%. Jeszcze w tym roku może rozpocząć się budowa elektrociepłowni w Stalowej Woli. Inwestycja posiada pozwolenie na budowę oraz umowę na przyłączenie do sieci. Koszt inwestycji łącznie z towarzyszącą infrastrukturą ma wynieść maksymalnie 1,95 mld PLN. W roku 2015 zgodnie z planem ma być oddany blok w Katowicach, a w 2016 Blachownia. Wszystkie wymienione instalacje znajdują się na liście wstępnego przydziału praw emisji CO2 w III okresie handlu. Przy utrzymaniu obecnego systemu wsparcia dla kogeneracji gazowej projekty elektrociepłowni nie niosą ze sobą większego ryzyka. Rentowność projektu elektrowni wymagać będzie spełnienia określonych parametrów cen gazu, uprawnień CO2 i energii elektrycznej w przyszłości.

Segment sprzedaży i dystrybucji

Segment dystrybucji Taurona znajduje się w południowo-zachodniej Polsce na terenach uprzemysłowionych i zurbanizowanych, dlatego na jego obszarze znajduje się relatywnie więcej klientów wysokich i średnich napięć, którzy odbierają 60% energii (średnia dla kraju 53%). Ma to pewien wpływ na relatywnie lepsze wyniki segmentu w okresie dobrej koniunktury gospodarczej (szybciej rosnąca sprzedaż energii). Wolumen energii dostarczanej do klientów końcowych jest najwyższy w Polsce i wynosił w 2010 r. 32,9 TWh (wobec 30,6 TWh dla PGE). Wartość regulacyjna aktywów w 2010r. wynosiła 9,83 mld PLN, a zysk operacyjny wyniósł 509,3 mln PLN. Biorąc pod uwagę ścieżkę dojścia do rozpoznawania pełnego WRA szacujemy, że w 2015r. zysk operacyjny segmentu może wynieść ok. 1,1 mld PLN. W sierpniu br. Tauron ogłosił kupno części aktywów Vattenfalla w Polsce zgrupowanych w Górnośląskim Zakładzie Energetycznym S.A. Aktywa te obejmują spółkę dystrybucyjną (Vattenfall Distribution Poland S.A.), spółkę obrotu (Vattefall Sales Poland sp. z.o.o), spółkę obsługi sprzedaży (Vattenfall Business Services Poland sp. z o.o.), spółkę zajmująca się obsługą sieci oraz farmę wiatrową na wyspie Wolin. Cena została ustalona na 4,6 mld PLN, z czego wartość przedsiębiorstw wynosi 3,5 mld PLN, a środki pieniężne netto 1,1 mld PLN. EBITDA GZE wyniosła w 2010 r. 388 mln PLN, z czego na spółkę dystrybucyjną przypadało ok. 300 mln PLN. Główne aktywem, w GZE jest spółka dystrybucyjna (Vattenfall Distribution Poland S.A.) działająca na terenie byłego województwa katowickiego. Wolumen dystrybucji wynosi ok. 11 TWh, a geograficzny obszar działalności spółki znajduje się pomiędzy obszarami dystrybucji spółek z grupy Taurona: Eniona i Energii Pro. Akwizycja ta spowoduje, że Tauron będzie jedynym dystrybutorem na terenie Polski południowo-zachodniej. Transakcja jest istotna dla grupy Tauron z punktu widzenia strategicznego (zabezpieczenie własnej pozycji) i technicznego (optymalizacja pracy sieci). Konkurencja między spółkami dystrybucyjnymi wprawdzie nie istnieje, ale zakup spółki sprzedażowej przez któregoś z głównych konkurentów mógł przyczynić się do bardziej agresywnych działań na naturalnych terenach sprzedażowych grupy Tauron (udział klientów TPA jest najwyższy w Polsce na terenie działania Vattenfall Distribution Poland oraz relatywnie wysoki w ENION i ENERGIA

76

Sektor energetyczny

27 września 2011

PRO). Synergie kosztowe nie będą jednak duże. Każda spółka dystrybucyjna ma taryfę i poziom kosztów zatwierdzaną przez URE i to one decydują o rentowności. W Vattenfall Distribution istnieje raczej mała możliwość poprawy efektywności kosztowej. Spółka zatrudnia 399 osób wobec 12 tys. w spółkach dystrybucyjnych Taurona. Cena zapłacona przez Tauron za GZE (9 EV/EBITDA za 2010r. I ok. 8 EV/EBITDA za 2011) jest znacznie wyższa niż wycena giełdowa samego Taurona (uwzględniając zakup GZE i notowania akcji z 30 czerwca br. EV/EBITDA za 2010 i 2011 na poziomie odpowiednio 5,1 i 5,1). Ze względu na ograniczone możliwości zadłużania się grupy, akwizycja ta stwarza pewne zagrożenie dla realizacji planowanych inwestycji i stopy wypłaty dywidendy w następnych latach.

Segment Sprzedaży

Tauron jest największym sprzedawcą energii w Polsce. Wolumen sprzedanej energii do odbiorców końcowych wyniósł w 2010 r., 34,3 TWh co stanowi ok. 29% krajowego użycia energii przez odbiorców finalnych. Ze względu na położenie geograficzne, podobnie jak w segmencie dystrybucji tak i w segmencie sprzedaży Taurona dominują duzi i średni odbiorcy przemysłowi (klienci WN i SN), którzy łącznie odbierają ok. 60% wolumenu sprzedawanej energii. Segment sprzedaży w grupie Tauron jest jednym z najbardziej aktywnych na rynku. W 2010r. wzrost wolumenów do odbiorców końcowych wyniósł 12,8%, a w I półroczu 2011r. 10%. Dla porównania wzrost zużycia energii przez odbiorców końcowych wyniósł w Polsce odpowiednio o 4,7% w 2010 r. oraz o 2,5% w I półroczu 2011 r/r. Wynika to częściowo ze struktury klientów, z których większość to duże i średnie przedsiębiorstwa zwiększające zużycie po spowolnieniu gospodarczym w 2009r., (wzrost wolumenów w 2010 r. w taryfie A o 31%), ale w dużym stopniu także z aktywnej polityki sprzedażowej (wzrost wolumenów do klientów TPA o 37%). W 2011 Tauron jest również aktywnym eksporterem energii do Czech.

17%

27%

14%11%

42%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ENEA Tauron PGE Energa Vattenfall

TWh

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Wolumen dystrybucji do klientów TPA udział TPA%

Ilość energii sprzedawanej TPA na terenie poszczególnych spółek dystrybucyjnych

Żródło: PGE, Tauron, ENEA, PKO DM

77

Sektor energetyczny

27 września 2011

Program oszczędności

Od 2010 r. Tauron wdraża w grupie program poprawy efektywności, którego celem jest osiągnięcie oszczędności kosztów operacyjnych w wysokości 1 mld PLN do końca 2012 r. W połowie zakładanego okresu trwania programu oszczędności wynoszą ok. 500 mln PLN. Zrealizowane zostały głównie w segmencie wytwarzanie i dystrybucji i dotyczyły zwiększenia efektywności produkcji oraz optymalizacji kosztów zakupów. W 2010r. w grupie wprowadzono program dobrowolnych odejść, do którego do końca I półrocza 2011r. przystąpiły 1172 osoby. Utworzone rezerwy z tego tytułu wyniosły 86,7 mln PLN w 2010 r., oraz 33,7 mln PLN w I półroczu 2011 r.

Akcjonariat

Głównym akcjonariuszem w Tauronie jest Skarb Państwa, który po sprzedaży na giełdzie 11,9% akcji w marcu br. posiada 30,1% akcji. Zapisy statutowe gwarantują sprawowanie kontroli przez Skarb Państwa do czasu, gdy posiada on 25% akcji poprzez ograniczenie prawa głosu pozostałych akcjonariuszy do 10%. Drugim największym akcjonariuszem jest KGHM Polska Miedź, posiadający 10,4%, który sukcesywnie kupuje akcje od czasu oferty publicznej Taurona w 2010 r. KGHM ogłosił, że powodem inwestycji jest strategia zakładająca dywersyfikację źródeł przychodów i wejście w branżę energetyczną. Zgoda Rady Nadzorczej KGHM limituje obecnie wielkość zakupów do 11,3%.

78

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wycena

Podstawą wyceny jest model DCF. Szczegółowo prognozujemy parametry modelu do roku 2020. Druga faza (TV) obejmuje okres po roku 2020. Cenę docelową za 12 miesięcy określamy na podstawie modelu na 5,9 PLN. Dodatkowo publikujemy wycenę porównawczą spółki Tauron na tle spółek z sektora.

Wycena DCF

Tauron: model DCF

2011P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017 >2017mln PLN

EBIT 1 754,2 1 950,3 1 949,3 2 194,3 2 626,8 2 816,6 3 196,7 3 244,6Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0%

NOPLAT 1 421 1 580 1 579 1 777 2 128 2 281 2 589 2 628

CAPEX -6 330,8 -4 727,5 -4 798,8 -5 674,7 -4 255,4 -2 738,6 -2 812,6 -2 977,3

Amortyzacja 1 411,0 1 650,4 1 706,7 1 814,6 2 090,1 2 164,2 2 232,4 2 301,6Zmiany w kapitale obrotowym 20,4 21,4 22,5 23,6 24,8 26,1 27,4 28,7

FCF -3 478 -1 476 -1 491 -2 059 -13 1 733 2 037 1 981

WACC 9,0% 8,6% 8,3% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0%Współczynnik dyskonta 1,00 1,09 1,18 1,27 1,37 1,48 1,60 1,73

DFCF -3 478,4 -1 358,9 -1 268,0 -1 621,9 -9,3 1 171,2 1 274,3 21 284,7


Suma DFCF - Faza I -2 197,1Suma DFCF - Faza II 17 929,2

Wartość DCF 15 732,1

Dług netto 4 023,7Aktywa poza operacyjneZobowiązania wobec pracowników 1 251,4Kapitały mniejszości 479,4

Wartość firmy 9 977,7

Liczba akcji (mln szt.) 1 752,5

Wartość firmy na akcję na 31.12.2011 5,7


Cena bieżąca 4,8Oczekiwana stopa zwrotu 26%


Tauron: Kluczowe założenia do wyceny

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

Cena energii elektrycznej w Polsce (PLN/MWh) 202 205 232 242 251 260 267

Cena węgla energetycznego Tauron (PLN/t) 11,0 11,3 11,8 12,0 12,1 12,3 12,4Wolumen produkcji energii (TWh) 23 24 24 24 27 29 34Wolumen sprzedaży 34 41 42 43 44 45 46Cena uprawnień CO2 (EUR) 13,3 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 18,0


Tauron:WACC

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

Stopa wolna od ryzyka 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%Beta 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9Premia za ryzyko długu 1,50% 1,50% 1,50% 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 kapitału własnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4%

koszt długu 7,4% 7,4% 7,4% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7%

waga długu 31,4% 40,3% 48,3% 57,0% 57,7% 57,6% 56,8%WACC 9,0% 8,6% 8,3% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0%


79

Sektor energetyczny

27 września 2011

Wycena porównawcza

Tauron


EUR 2011 2012 2013 2011 2012 2013

EDF 38 760,7 11,6 9,7 9,1 5,9 5,4 5,2

GDF SUEZ 47 368,1 11,1 10,0 9,2 6,3 5,8 5,4

RWE AG 14 432,0 6,0 5,9 6,8 3,8 3,5 3,7

IBERDROLA 29 441,9 9,8 9,1 8,8 7,8 7,2 7,0

CEZ 15 351,5 9,0 8,5 8,0 6,2 5,8 5,7

DRAX GROUP PLC 2 201,1 10,6 11,3 15,3 5,5 5,8 8,0

FORTUM OYJ 16 194,9 11,4 11,1 10,4 8,7 8,8 8,3

ENEA 1 532,4 8,6 8,0 7,9 3,3 3,5 4,1

PGE 8 230,8 7,6 6,8 6,5 3,7 3,8 4,0

średnia 9,5 8,9 9,1 5,7 5,5 5,7

Tauron 6,4 6,7 7,5 4,1 4,2 4,9

premia/dyskonto do średniej -33% -25% -18% -27% -23% -14%


6,4 6,1

wagi 50% 50%


Źródło: Tauron, Bloomberg, PKO DM

P/E EV/EBITDA

80

Sektor energetyczny

27 września 2011



Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 13 694,6 15 428,9 20 255,0 22 876,7 24 465,2 26 160,6 28 093,2 Koszty uzyskania przychodów ze sprzedażyZysk operacyjnyw tymSegment wytwarzania 677,1 656,2 741,6 594,3 431,8 501,3 764,7 Segment dystrybucji 155,6 509,3 620,2 944,2 1 097,9 1 232,1 1 358,3 Segment sprzedaży 301,8 88,1 205,9 249,4 252,6 255,9 259,2 Sement wydobycie 147,0 5,9 130,0 123,0 128,1 125,3 127,5 Segment OZE 55,1 89,4 91,0 76,2 77,8 121,3 161,4 Segment pozostałe 6,6 35,4 25,6 26,4 27,2 28,0 28,9 Pozycje nieprzypisane -22,6 14,9 -60,1 -63,1 -66,3 -69,6 -73,1 Zysk z działalności operacyjnej 1 320,8 1 399,3 1 754,2 1 950,3 1 949,3 2 194,3 2 626,8 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 0,0 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Saldo działalności finansowej -94,7 -141,7 -104,0 -375,5 -552,0 -731,1 -996,3 Zysk przed opodatkowaniem 1 226,1 1 257,3 1 650,2 1 574,8 1 397,2 1 463,2 1 630,5 Podatek dochodowy -277,9 -265,9 -277,1 -276,1 -234,6 -243,3 -275,4 Zyski (straty) mniejszości 173,7 132,7 50,5 47,8 49,8 48,7 49,6 Zysk (strata) netto 774,4 858,7 1 322,6 1 250,9 1 112,8 1 171,2 1 305,6

Bilans (mln PLN) 2 009,0 2 010,0 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P

Aktywa Trwałe 18 475,8 18 959,1 23 923,3 27 047,6 30 182,6 34 099,9 36 315,7 Wartości niematerialne i prawne 824,8 970,5 1 014,2 1 059,8 1 107,5 1 157,4 1 209,5 Rzeczowe aktywa trwałe 17 260,6 17 524,9 22 444,6 25 521,7 28 613,8 32 474,0 34 639,3 Pozstałe aktywa długoterminowe 390,5 463,6 464,5 466,1 461,3 468,5 466,9 Aktywa Obrotowe 3 679,7 4 471,2 3 992,2 4 391,9 4 600,9 4 616,0 4 956,3 Zapasy 536,2 408,6 429,0 450,4 473,0 496,6 521,4 Należności 1 875,0 2 273,1 2 273,1 2 273,1 2 273,1 2 273,1 2 273,1 Pozostałe aktywa krótkoterminowe 236,4 315,5 319,7 323,9 328,2 332,7 337,2 Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 032,1 1 474,0 970,4 1 344,5 1 526,5 1 513,6 1 824,6 AKTYWA RAZEM 22 155,5 23 430,3 27 915,6 31 439,6 34 783,5 38 715,9 41 272,0

Kapitał Własny 11 858,6 14 704,8 15 623,3 16 574,4 17 348,6 18 195,8 19 172,1

Kapitały mniejszości 2 375,1 507,2 479,4 479,4 479,4 479,4 479,4

Zobowiązania 7 921,8 8 218,2 11 812,8 14 385,8 16 955,5 20 036,7 21 620,5 Zobowiązania długoterminowe 4 027,4 4 070,1 7 583,8 10 105,4 12 550,3 15 528,7 17 005,8 Kredyty i pożyczki 1 267,7 1 144,0 4 644,0 7 144,0 9 644,0 12 644,0 14 144,0 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 955,4 1 023,6 1 080,2 1 101,8 1 123,8 1 146,3 1 169,3 Pozostałe rezerwy 1 174,1 1 251,1 1 215,6 1 215,6 1 215,6 1 215,6 1 215,6 Zobowiązania handlowe i pozostałe 630,3 651,4 644,0 644,0 566,8 522,8 477,0 Zobowiązania krótkoterminowe 3 894,4 4 148,2 4 229,1 4 280,4 4 405,2 4 508,0 4 614,7 Kredyty i pożyczki 631,7 348,5 350,1 351,7 346,9 889,9 27,5 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych 106,6 169,5 171,2 172,9 174,6 176,4 178,1 Pozostałe rezerwy 831,4 989,3 1 058,3 1 102,1 1 225,7 1 279,3 2 242,0 Zobowiązania handlowe i pozostałe 2 324,7 2 640,9 2 649,5 2 653,7 2 658,1 2 162,5 2 167,0 PASYWA RAZEM 22 155,5 23 430,3 27 915,6 31 439,6 34 783,5 38 711,9 41 272,0


Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej 1 963,2 2 520,3 2 592,5 2 827,7 2 706,8 2 851,9 3 264,0

Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej -1 354,0 -1 508,5 -6 330,8 -4 727,5 -4 798,8 -5 674,7 -4 255,4 Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej -543,5 -512,9 3 237,0 2 273,8 2 274,1 2 809,9 1 302,3

Wskaźniki

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

ROA 3,5% 3,7% 4,7% 4,0% 3,2% 3,0% 3,2%Dług netto 867,3 18,5 4 023,7 6 151,2 8 464,3 12 020,2 12 346,9 Dług netto/ EBITDA 0,4 0,0 1,3 1,7 2,3 3,0 2,6

Źródło: Tauron, P - prognoza PKO DM

81

Sektor energetyczny

27 września 2011


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

Wydobycie węgla kamiennego Przychody ze sprzedaży netto 123 616 75 702 136 643 135 375 131 504 167 867 Sprzedaż między segmantami 176 280 144 354 152 049 137 379 152 562 200 443 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 299 896 220 056 288 692 272 754 284 066 368 310 Wynik segmentu 43 048 -38 163 2 920 -1 897 -4 414 49 181 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 25 798 18 189 25 596 74 836 26 015 24 607 Amortyzacja 26 737 27 446 26 322 24 201 26 036 26 704Wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej ze źródeł konwencjonalnych Przychody ze sprzedaży netto 302 965 401 523 462 174 697 477 1 476 346 1 394 838 Sprzedaż między segmantami 1 112 795 894 715 899 925 1 091 634 204 298 104 565 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1 415 760 1 296 238 1 362 099 1 789 111 1 680 644 1 499 403 Wynik segmentu 184 867 176 304 165 729 129 269 209 509 167 697 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 39 274 113 420 90 257 141 237 65 965 259 885 Amortyzacja 137 533 133 364 134 054 136 837 142 327 136 378Wytwarzanie enegrii elektrycznej ze źródeł odnawialnych Przychody ze sprzedaży netto 9 577 14 233 14 828 219 151 200 Sprzedaż między segmantami 22 079 30 718 29 029 46 519 51 492 41 289 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 31 656 44 951 43 857 46 738 51 643 41 489 Wynik segmentu 13 926 28 644 22 996 23 841 34 120 21 791 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 8 646 4 744 9 491 123 976 7 302 10 152 Amortyzacja 5 422 4 757 7 149 8 210 6 010 6 026Dystrybucja energii elektrycznej Przychody ze sprzedaży netto 256 722 284 149 303 285 323 132 330 924 350 777 Sprzedaż między segmantami 889 426 798 653 792 576 861 090 858 593 769 982 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 1 146 148 1 082 802 1 095 861 1 184 222 1 189 517 1 120 759 Wynik segmentu 116 952 110 548 138 261 143 520 167 402 170 155 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 89 073 202 419 196 539 379 093 119 988 249 304 Amortyzacja 162 544 161 506 159 373 145 100 161 654 165 712Sprzedaż energii elektrycznej i pozostałych produktów rynku energetycznego Przychody ze sprzedaży netto 2 898 773 2 591 016 2 690 733 3 137 020 3 158 719 3 017 113 Sprzedaż między segmantami 195 611 154 653 162 438 263 598 313 660 294 923 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 3 094 384 2 745 669 2 853 171 3 400 618 3 472 379 6 575 661 Wynik segmentu 99 918 65 841 -34 057 -43 557 92 373 48 368 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 3 962 14 366 980 2 808 4 231 6 976 Amortyzacja 1 518 1 978 1 981 2 618 2 165 2 634Pozostałe Przychody ze sprzedaży netto 202 680 99 333 82 923 184 781 201 431 101 274 Sprzedaż między segmantami 7 729 6 579 6 173 7 765 7 323 7 536 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 210 409 105 912 89 096 192 546 208 754 108 810 Wynik segmentu 26 259 -8 686 -2 748 20 620 27 032 -5 122 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 3 275 6 710 12 452 15 957 7 625 6 586 Amortyzacja 12 925 13 006 12 108 12 548 11 483 10 918Razem Przychody ze sprzedaży netto 3 794 333 3 465 956 3 690 586 4 478 004 5 299 075 5 032 069 Sprzedaż między segmantami 2 403 920 2 029 672 2 042 190 2 407 985 1 587 928 1 418 738 Przychody ze sprzedaży netto ogółem 6 198 253 5 495 628 5 732 776 6 885 989 6 887 003 6 450 807 Wynik segmentu 491 564 341 854 -8 354 574 195 510 995 427 083 Nakłady inwestycyjne na środki trwałe i wartości niematerialne 170 028 359 848 335 315 737 907 231 126 557 510 Amortyzacja 346 679 342 057 340 987 329 504 349 675 348 372

Źródło: Tauron

Objaśnienie używanej terminologii fachowej

min (max) 52 tyg - minimum ( maksimum) kursu rynkowego akcji w okresie ostatnich 52 tygodni kapitalizacja - iloczyn ceny rynkowej akcji i liczby akcji EV - suma kapitalizacji i długu netto spółki free float (%) - udział liczby akcji ogółem pomniejszonej o 5% pakiety akcji znajdujące się w posiadaniu jednego akcjonariusza i akcje własne należące do spółki, w ogólnej liczbie akcji śr obrót/msc - średni obrót na miesiąc obliczony jako suma wartości obrotu za ostatnie 12 miesięcy podzielona przez 12 ROE - stopa zwrotu z kapitałów własnych ROA - stopa zwrotu z aktywów EBIT - zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny + amortyzacja EPS - zysk netto na 1 akcję DPS - dywidenda na 1 akcję CEPS - suma zysku netto i amortyzacji na 1 akcję P/E - iloraz ceny rynkowej akcji i EPS P/BV - iloraz ceny rynkowej akcji i wartości księgowej jednej akcji EV/EBITDA - iloraz kapitalizacji powiększonej o dług netto spółki oraz EBITDA marża brutto na sprzedaży - relacja zysku brutto na sprzedaży do przychodów netto ze sprzedaży marża EBITDA - relacja sumy zysku operacyjnego i amortyzacji do przychodów netto ze sprzedaży marża EBIT - relacja zysku operacyjnego do przychodów netto ze sprzedaży rentowność netto - relacja zysku netto do przychodów netto ze sprzedaży

Rekomendacje stosowane przez DM

KUPUJ - uważamy, że akcje spółki posiadają co najmniej 15% potencjał wzrostu AKUMULUJ - uważamy, że akcje spółki posiadają potencjał wzrostu nie większy niż 15% NEUTRALNIE - oczekujemy względnie stabilnych notowań akcji spółki REDUKUJ - uważamy, że akcje spółki posiadają potencjał spadku nie większy niż 15% SPRZEDAJ - uważamy, że akcje spółki posiadają co najmniej 15% potencjał spadku Rekomendacje wydawane przez DM obowiązują przez okres 12 miesięcy od daty wydania lub do momentu zrealizowania kursu docelowego, chyba, że w tym okresie zostaną zaktualizowane. DM dokonuje aktualizacji wydawanych rekomendacji w zależności od sytuacji rynkowej i subiektywnej oceny analityków. Częstotliwość takich aktualizacji nie jest określona. Zastrzeżenie o spekulacyj-nym charakterze rekomendacji oznacza, że horyzont inwestycji jest skrócony do 3 miesięcy, a inwestycja jest obarczona podwyższonym ryzykiem.

Stosowane metody wyceny

DM opiera się zasadniczo na trzech metodach wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobnymi wskaźnikami dla innych firm reprezentujących dany sektor) oraz model zdyskontowanych dywidend. Wadą metody DCF oraz modelu zdyskontowanych dywidend jest duża wrażliwość na przyjęte założenia, w szczególności te, które odnoszą się do określenia wartości rezydualnej. Modelu zdyskontowanych dywidend nie można ponadto zastosować w przypadku wyceny spółek nie mających ukształtowanej polityki dywidendowej. Zaletami obydwu wymienionych metod jest ich niezależność w stosunku do bieżących wycen rynkowych porównywalnych spółek. Zaletą metody wskaźnikowej jest z kolei to, że bazuje ona na wymiernej wycenie rynkowej danego sektora. Jej wadą jest zaś ryzyko, że w danej chwili rynek może nie wyceniać prawidłowo porównywalnych spółek.

Powiązania, które mogłyby wpłynąć na obiektywność sporządzonej rekomendacji

Zgodnie z naszą wiedzą, pomiędzy DM oraz analitykiem sporządzającym niniejszy raport a spółką, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w §9 i 10 Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 19 października 2005 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów. Inwestor powinien zakładać, że DM ma zamiar złożenia oferty świadczenia usług spółce, której dotyczy raport.

DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki Tauron S.A. Bank PKO BP jest także kredytodawcą spółek z grupy kapitałowej Tauron S.A. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 30,06% akcji i głosów na WZA Tauron S.A. DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki PGE S.A. Bank PKO BP jest także gwarantem obligacji PGE SA. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 69,3% akcji i głosów na WZA PGE S.A. DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki ENEA S.A. Bank PKO BP jest także kredytodawcą spółek z grupy kapitałowej ENEA S.A. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 52,13% akcji i głosów na WZA ENEA S.A

Pozostałe klauzule

Niniejsza publikacja została opracowana przez Dom Maklerski PKO BP S.A. wyłącznie na potrzeby klientów DM i podlega utajnieniu w okresie siedmiu następnych dni po dacie publikacji. Rozpo-wszechnianie lub powielanie w całości lub w części bez pisemnej zgody DM jest zabronione. Niniejsza publikacja została przygotowana z dochowaniem należytej staranności, w oparciu o fakty i informacje uznane za wiarygodne (w szczególności sprawozdania finansowe i raporty bieżące spółki), jednak DM nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania publikacji były wszelkie informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM bez uzgodnień ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeń, które w przyszłości mogą okazać się nietrafne. DM nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM może świadczyć usługi na rzecz firm, których dotyczą analizy. DM nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w

Telefony kontaktowe

Wydział Analiz Rynkowych

Dyrektor Grzegorz Zawada (022) 521 79 43 [email protected]

Przemysł paliwowy, chemiczny, spożywczy Monika Kalwasińska (022) 521 79 41 [email protected]

Sektor energetyczny, deweloperski Stanisław Ozga (022) 521 79 13 [email protected]

Handel, media, telekomunikacja, informatyka Włodzimierz Giller (022) 521 79 17 [email protected]

Sektor wydobywczy, materiały budowlane Artur Iwański (022) 521 79 31 [email protected]

E-commerce, analiza techniczna Przemysław Smoliński (022) 521 79 10 [email protected]

Wydział Klientów Instytucjonalnych

Dariusz Andrzejak (0-22) 521 91 39 Piotr Dedecjus (0-22) 521 91 40 [email protected] [email protected]

Krzysztof Kubacki (0-22) 521 82 10 Magdalena Kupiec (0-22) 521 91 50 [email protected] [email protected]

Tomasz Ilczyszyn (0-22) 521 82 10 Paweł Kochut (0-22) 521 82 14 [email protected] [email protected]

Tomasz Zabrocki (0-22) 521-82-13 Igor Szczepaniec (0-22) 521 65 41 [email protected]

PKO Dom Maklerski

ul. Puławska 15, 02-515 Warszawa

tel. (0-22) 521-80-00, fax (0-22) 521-79-46

e-mail: [email protected]

Sektor energetyczny RAPORT Polska Energetyka...

Documents

Transcript of Sektor energetyczny RAPORT Polska Energetyka...