Tauron styczeń 2012

PKN Orlen
BRE Bank Securities
BRE Bank Securities
Aktualizacja raportu
2 stycznia 2012
Energetyka
Tauron
Polska
Kupuj
TPE PW; TPE.WA
Cena bieŜąca
5,35 PLN
Cena docelowa
7,44 PLN
Kapitalizacja
9,3 mld PLN
Free float
5,6 mld PLN
Średni dzienny obrót (3 mies.)
35,2 mln PLN
Struktura akcjonariatu
Skarb Państwa
30,06%
KGHM
ING OFE
10,39%
5,06%
Pozostali
54,49%
Strategia dotycząca sektora
Polski sektor energetyczny powinien wykazywać coraz
większą korelację z rynkami UE, co będzie oznaczać
stopniową konwergencję cen. Dodatkowo ten proces
powinien być wspierany przez wzrost konsumpcji, przy
jednoczesnym braku inwestycji w nowe moce
wytwórcze. MoŜe to w przyszłości prowadzić do
deficytu energii w okresach szczytowego
zapotrzebowania.
Profil spółki
Tauron Polska Energia to drugi pod względem
wielkości zintegrowany koncern energetyczny w
Polsce z potencjałem wytwórczym na poziomie 5,6
GW i wydobyciem węgla sięgającym 5 mln ton rocznie.
Koncern jest największym sprzedawcą detalicznym w
Polsce i dostarcza klientom końcowym ponad 34 TWh
energii elektrycznej w skali roku. Spółka posiada takŜe
infrastrukturę dystrybucyjną, poprzez którą w 2010
roku przesłano klientom końcowym 32,9 TWh energii.
Kurs akcji Tauronu na tle WIG
7,5
PLN
6,9
5,7
5,1
TAURON
4,5
2010-12-28
Atrakcyjna cena, bez ryzyka podaŜy akcji
W 2011 roku akcje Tauronu mimo bez wątpienia defensywnego
charakteru (stabilne przepływy pienięŜne, niŜsza wraŜliwość na
koniunkturę) nie zachowywały się lepiej od szerokiego rynku. Na
pewno duŜy wpływ miały na to zrealizowana w marcu zaskakująca
sprzedaŜ 12% pakietu przez MSP oraz ogłoszona w sierpniu droga
akwizycja aktywów Vattenfalla. Podobnie jak w pozostałych spółkach z
sektora notowania obciąŜyła takŜe informacja o niŜszych przydziałach
darmowych uprawnień na lata 2013-2020 oraz zapowiedź zmian w
systemie wsparcia OZE. Wydaje się, Ŝe rok 2012 powinien być juŜ w
przypadku Tauronu ubogi w takie niespodzianki, co w połączeniu z
bardzo atrakcyjną wyceną i bezpiecznym profilem działalności będzie
wyróŜniać Spółkę pozytywnie na tle sektora. Na sile traci równieŜ
główne ryzyko związane z polska energetyką, a mianowicie koszty
wejścia w Ŝycie pakietu klimatycznego. W naszych prognozach
zakładamy ceny CO2 w 2013 roku na 15 EUR/t, podczas gdy obecnie
notowane są po 8 EUR/t. Przy takim wydaje się konserwatywnym
załoŜeniu (dodatkowo ze względu na napięty bilans na rynku energii
moŜliwe są mocniejsze wzrosty cen prądu) Spółka jest notowana na
wynikach 2013 roku z 24% dyskontem do sektora dla wskaźników EV/
EBITDA i P/CE. Podtrzymujemy rekomendację kupuj, obniŜając cenę
docelową do 7,44 z 9,09 PLN (przejęcie Vattenfalla, obniŜenie wyceny
porównawczej, mniej korzystny system wsparcia dla OZE, mniej
optymistyczne prognozy dla wydobycia z uwagi na powtarzające się
problemy z realizacja planów wolumenowych).
Perspektywy na rok 2012
Głównym budulcem wzrostu wyników Tauronu w 2011 roku były segment
dystrybucyjny i segment obrotu. W pierwszym przypadku te tendencje w
związku z procesem dochodzenia do pełnego zwrotu z WRA powinny
zostać utrzymane. Jeśli chodzi o działalność handlową to ze względu na
utrzymującą się presję na marŜe detaliczne oraz wystąpienie w ubiegłym
roku kilku trudnych do powtórzenia w 2012 roku okazji rynkowych (m.in.
okienko eksportowe do Niemiec, wysokie róŜnice w cenach spotowych i
kontraktowych) naleŜy się spodziewać pogorszenia rezultatów w tym
obszarze. Powinno być to jednak rekompensowane wzrostem zysków z
OZE (konsolidacja przejętych farm wiatrowych) oraz wydobycia (wyŜsze
wolumeny). Zyski na wytwarzaniu zgodnie z oczekiwaniami będą pod presją
z uwagi na spadające przychody z rekompensat KDT, ale częściowo
zneutralizują to niŜsze koszty (efekty programu dobrowolnych odejść) oraz
wyŜsza produkcja w najbardziej efektywnym bloku w Elektrowni Łagisza.
Dodatkowo Spółka będzie juŜ w pełni konsolidować przejęte aktywa
Vattenfalla, które na poziomie EBITDA powinny dołoŜyć 410 mln PLN.
Ostatecznie więc zysk operacyjny powinien zbliŜyć się do 2 mld PLN.
Wzrost na poziomie netto będzie istotnie mniejszy z uwagi na ponoszone
koszty finansowania akwizycji.
(mln PLN)
Przychody
EBITDA
marŜa EBITDA
EBIT
Zysk netto
6,3
2011-04-25
Kamil Kliszcz
(48 22) 697 47 06
[email protected]
www.dibre.com.pl
WIG
2011-08-21
2011-12-17
(Niezmieniona)
DPS
P/E
P/CE
P/BV
EV/EBITDA
DYield
2009
13 694,6
2 641,8
19,3%
1 320,8
774,4
2010
15 428,9
2 758,0
17,9%
1 399,3
858,7
2011P
21 205,3
3 074,3
14,5%
1 677,8
1 279,2
2012P
25 380,5
3 606,6
14,2%
1 999,6
1 356,8
2013P
26 769,3
3 579,5
13,4%
1 725,0
1 039,3
0,04
10,7
4,0
0,7
4,3
0,7%
0,00
10,9
4,2
0,6
3,5
0,1%
0,15
7,3
3,5
0,6
4,4
2,7%
0,22
6,9
3,2
0,6
4,0
4,1%
0,15
9,0
3,2
0,5
4,5
2,9%
Dom
Inwestycyjny
BRE Banku nie wyklucza złoŜenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie
2 stycznia
2012
interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się na ostatniej stronie niniejszego raportu.
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Wyniki za 2011 i perspektywy na kolejne kwartały
Wyniki Tauronu za 3Q okazały się być zbieŜne z naszymi prognozami i rynkowym
konsensusem, aczkolwiek struktura wyniku operacyjnego była nieco inna niŜ oczekiwaliśmy.
Wyraźnie słabiej od oczekiwań wypadł segment wytwarzania, który wypracował tylko 107 mln
PLN vs. zakładane 162 mln PLN przy rekompensatach KDT zbliŜonych do załoŜeń (107,7 mln
PLN vs. 110 mln PLN). Słabszy od oczekiwań był równieŜ EBIT obszaru wydobycia, ale te
ubytki zysku zostały zrekompensowane przez lepszy od prognoz wynik dystrybucji (184 mln
PLN vs. 153 mln PLN dzięki dalszemu ograniczaniu kosztów), segmentu OZE (37,5 mln PLN
vs. 31 mln PLN - poprawa r/r mimo niŜszego wolumenu produkcji to efekt przesunięcia 20 mln
PLN przychodów z zielonych certyfikatów z segmentu obrotu), a takŜe znakomity rezultat
segmentu handlowego (69,9 mln PLN vs. 45,5 mln PLN). Na poziomie działalności finansowej
saldo było niŜsze od naszych załoŜeń (-16 mln PLN vs. +1,3 mln PLN) ze względu na wyŜsze
o 13,5 mln PLN koszty finansowe q/q, co ostatecznie wpłynęło na niewielkie odchylenie na
zysku netto. Częściowo wyŜsze wydatki odsetkowe (o około 5 mln PLN) były pochodną
wcześniejszej spłaty kredytu przez nabytą we wrześniu farmę wiatrową Lipniki. Rozliczenie tej
akwizycji ma jednak charakter wstępny, a więc po konsultacjach z audytorem te koszty mogą
zostać alokowane w raporcie rocznym do ceny nabycia.
Skonsolidowane wyniki kwartalne Grupy Tauron według segmentów
I kw.
09
II kw.
09
III kw.
09
3 549,5
3 229,8
3 251,8
334,7
377,1
354,8
193,2
476,0
wydobycie
44,7
68,5
28,5
5,4
wytwarzanie
175,0
177,1
149,9
175,2
w tym rekompensaty KDT
29,7
152,3
157,2
wytwarzanie bez KDT
145,3
24,8
-7,3
energetyka odnawialna
17,1
19,5
dystrybucja
-18,4
(mln PLN)
Przychody
EBIT
IV kw.
09
I kw.
10
II kw.
10
III kw.
10
IV kw.
10
I kw.
11
II kw.
11
III kw.
11
3 602,5 3 794,3
3 466,0
3 690,6
306,7
345,2
4 478,0 5 299,1
271,3
511,0
5 032,1
4 835,7
427,1
43,0
-38,2
2,9
-1,9
-4,4
49,2
382,9
3,5
184,9
176,3
165,7
129,3
209,5
167,7
106,9
144,8
73,6
146,8
129,0
88,0
73,5
95,3
107,7
30,4
111,3
29,5
36,7
41,3
136,0
72,4
-0,9
9,2
9,4
13,9
28,6
23,0
23,8
34,1
21,8
37,5
28,2
83,1
1,7
117,0
110,5
138,3
143,5
167,4
170,2
183,9
69,9
sprzedaŜ energii
112,9
106,6
87,3
-4,9
99,9
12,2
19,6
-43,6
92,4
48,4
pozostała działalność
14,7
-15,7
-6,2
13,9
26,3
-8,7
-2,7
20,6
27,0
-5,1
-1,8
pozycje nieprzypisane
-11,2
-7,0
3,0
-7,3
-8,9
25,9
-1,6
-0,5
-15,0
-25,0
-17,0
EBITDA
659
702
698
522
823
649
686
601
861
775
735
Produkcja energii w GWh
Dystrybucja energii w
GWh
4,7
4,2
4,5
5,3
5,3
4,9
5,3
5,8
5,9
5,3
5,1
9,4
8,6
8,8
9,6
9,6
9,2
9,2
9,5
10,0
9,4
9,4
Wydobycie węgla
1,1
1,4
1,0
1,4
1,4
0,9
1,2
1,1
1,2
1,4
1,2
Źródło: Tauron
W ujęciu segmentowym największym rozczarowaniem okazał się segment wytwórczy gdzie
wynik operacyjny oczyszczony o rekompensaty KDT był lekko ujemny wobec oczekiwanego
zysku na poziomie 52 mln PLN. Głównym powodem tego odchylenia były wyŜsze koszty
zmienne (część węgla kupowana na spocie przy mniejszej produkcji z własnych kopalń),
spadek sprzedaŜy ciepła (-22% r/r) i większy niŜ oczekiwaliśmy negatywny wpływ
miesięcznego remontu nowego efektywnego bloku w Łagiszy (wg danych PSE remont trwał
praktycznie cały wrzesień). Prawdopodobnie przestój na najbardziej efektywnej instalacji
wytwórczej był odpowiedzialny za 4,5% spadek produkcji energii i mocne obniŜenie
rentowności. W 4Q ten efekt moŜe być jeszcze zauwaŜalny, gdyŜ wbrew planom remont ten
zakończył się dopiero pod koniec października. Warto jednak zwrócić uwagę, Ŝe Tauron mógł
być głównym beneficjentem bardzo wysokich cen spotowych energii w listopadzie, kiedy to
wiele jednostek centralnie dysponowanych miało awarię (bloki w Elektrowni Turów, Ostrołęka.
PAK, Połaniec). Dodatkowo wsparciem dla EBIT segmentu w ostatnim kwartale będą
księgowane wysokie KDT-y, które powinny przekroczyć 150 mln PLN. Ostatecznie więc
raportowany zysk operacyjny obszaru za cały rok 2011 moŜe sięgnąć 670 mln PLN. W
przyszłym roku naleŜy się spodziewać gorszych rezultatów z uwagi na spodziewane niŜsze
rekompensaty KDT (250 mln PLN vs. 430 mln PLN). Częściowo będzie to rekompensować
wyŜsza o około 4% cena jednostkowa sprzedaŜy, która praktycznie została juŜ
zakontraktowana. Niewielki inflacyjny wzrost cen węgla wynikający z umów długoterminowych
z polskimi kopalniami w takim otoczeniu pozwoli na rozszerzenie marŜy elektrowni opalanych
tym paliwem, a nie bez znaczenia będzie równieŜ przywrócenie nominalnych zdolności w
kopalniach naleŜących do Grupy (w naszym modelu zakładamy wzrost wolumenu o 200 tys.
2 stycznia 2012
2
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
ton choć w pozytywnym scenariuszu mogłoby to być nawet 700 tys. ton). Poprawę po stronie
kosztowej zapewniają równieŜ niskie notowania uprawnień do emisji CO2. W prognozach
uwzględniamy równieŜ wyŜszą dyspozycyjność nowego bloku w Łagiszy (tylko miesiąc postoju
zamiast dwóch) oraz brak kosztów programu dobrowolnych odejść (rezerwy na ten cel w tym
roku wyniosą w segmencie wytwarzania około 15 mln PLN). Ostatecznie więc EBIT obszaru
powinien sięgnąć 533 mln PLN vs. 670 mln PLN oczekiwanych w 2011.
Wyniki finansowe i operacyjne segmentów wytwarzania energii i wydobycia
węgla (wolumen w mln ton)
250
80
200
60
150
40
100
20
50
0
0
-20
-50
-40
EBIT wytwarzania bez KDT
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
EBIT wydobycia
rekompensaty KDT
wolumen wydobycia
Źródło: Tauron
Segment wydobywczy po bardzo dobrym poprzednim kwartale w 3Q’2011 przyniósł
negatywne zaskoczenie na poziomie EBIT, gdzie wypracował tylko 3,5 mln PLN zysku wobec
oczekiwanych 15 mln PLN i 49 mln PLN zanotowanych w 2Q’2011. Powodem tego odchylenia
były problemy z wodą w wyrobiskach kopalni Janina, które skutkowały wstrzymaniem prac na
jednej ze ścian i obniŜeniem wolumeny produkcji. Niestety te kłopoty udało się opanować
dopiero pod koniec listopada, tak więc naleŜy oczekiwać Ŝe w 4Q równieŜ wcześniejsze plany
nie zostaną zrealizowane. Ubytek po stronie przychodów (dźwignia kosztów stałych) łączy się
z dodatkowymi wydatkami na
usuwanie nadmiaru wody. W tym kontekście na 4Q
prognozujemy stratę operacyjną w segmencie na poziomie -48 mln PLN (nie bez znaczenia są
teŜ sezonowe wypłaty premii) i całoroczny wynik bliski zera. W przyszłym roku przy załoŜeniu
braku podobnych kłopotów technicznych w kopalniach moŜliwy były wzrost wolumenów
powyŜej 5 mln ton (teoretycznie moŜliwe jest nawet 5,5 mln ton), co implikowałoby poprawę
EBIT do poziomu 75 mln PLN.
II kw. 11
III kw. 11
I kw. 11
IV kw. 10
III kw. 11
I kw. 11
II kw. 11
III kw. 10
wolumen dystrybucji
IV kw. 10
I kw. 10
II kw. 10
III kw. 09
IV kw. 09
-50
I kw. 09
0
7,5
II kw. 09
8,0
II kw. 10
50
III kw. 10
100
8,5
I kw. 10
9,0
IV kw. 09
150
II kw. 09
200
9,5
III kw. 09
10,0
I kw. 09
Wynik operacyjny segmentu dystrybucji w mln PLN oraz wolumen przesłanej
energii w TWh
EBIT dystrybucji
Źródło: Tauron
Jednym z głównych budulców poprawy wyników w ujęciu r/r był w tym roku segment
dystrybucyjny i nie inaczej było w samym 3Q, gdzie wypracował on EBIT na poziomie 183 mln
PLN przy prognozie rzędu 153 mln PLN. Wzrost zysków w tym obszarze w ujęciu r/r to
oczywiście efekt przyjętej przez URE ścieŜki zwiększania stopnia wynagradzania aktywów
regulowanych (według naszych szacunków wskaźnik ten wzrósł w tym roku do 65% z 52% rok
wcześniej). Warto jednak zwrócić uwagę takŜe na inne czynniki, które pozytywnie
kontrybuowały do tych rezultatów. Na pewno sprzyjała wyŜsza od załoŜonej w taryfie
dynamika wolumenów przesłanej energii (+3,1% vs. +2,4%), a takŜe nieco większe przychody
z tytułu opłat przyłączeniowych (+5 mln PLN w pierwszych trzech kwartałach). Spółka
sygnalizowała równieŜ dodatnie dynamiki na poziomie przychodów z opłat za przekroczenia
mocy i ponadnormatywny pobór energii. Udało się równieŜ obniŜać koszty działalności, mimo
Ŝe w okresie 1-3Q’2011 na poczet programu dobrowolnych odejść zaksięgowano nieco
wyŜsze rezerwy niŜ w roku poprzednim (24 mln PLN vs. 15 mln PLN). Częściowo było to
zasługą obniŜenia wydatków na pokrycie róŜnic bilansowych w związku z niŜszym
2 stycznia 2012
3
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
wskaźnikiem strat sieciowych (systematyczne odnawianie sieci, ale równieŜ sprzyjające
warunki pogodowe, czyli brak upałów w okresie letnim). Uzyskane w grudniu nowe taryfy
dystrybucyjne powinny zapewnić kontynuację tych pozytywnych tendencji w przyszłym roku.
Pewnym zagroŜeniem moŜe być co prawda dość ambitny jak na obecne otoczenie makro cel
wzrostu wolumenów powyŜej 2% (średnio dla sektora), ale uwzględniony wyŜszy zwrot z WRA
stanowi tutaj dość duŜy bufor bezpieczeństwa (szacujemy Ŝe wynagrodzenie WRA wzrośnie z
tegorocznych 65% do około 75%). Nowe benchmarki kosztowe ustalone na lata 2012-15
Spółka ocenia jako bardziej restrykcyjne niŜ dotychczasowe, ale podjęte działania
optymalizujące wydatki w spółkach sieciowych powinno zneutralizować ich negatywny efekt.
Pozytywnym aspektem jest wyŜsza cena energii na pokrycie strat sieciowych (202 PLN/MWh
plus dodatkowe 5 PLN/MWh), ale prawdopodobnie zostanie ona zneutralizowana obniŜonymi
przez URE poziomami akceptowanych strat w ujęciu wolumenowym. Uwzględniając te
parametry oczekujemy wzrostu raportowanego EBIT segmentu w 2012 roku do 827 mln PLN,
a po uwzględnieniu konsolidacji przejętych aktywów Vattenfalla do 1,04 mld PLN.
Pozytywnym zaskoczeniem w tym roku był segment handlowy, który po słabym 2010 (88 mln
PLN zysku operacyjnego) moŜe wypracować aŜ 243 mln PLN. Częściowo za to odpowiada
zmiana zasad księgowości. Z jednej strony wyłączono bowiem część kosztów ogólnego
zarządu prezentowanych do tej pory w tym segmencie i uwzględniono je w pozycji
„nieprzypisane”. Koryguje to z jednej strony bazę 2010 roku do około 185 mln PLN, ale
jednocześnie naleŜy uwzględnić 53 mln PLN zysku przesunięte z wyników segmentu z 2010
roku do segmentu OZE. Oczyszczony EBIT odniesienia wynosi więc 132 mln PLN, a więc
poprawa organiczna nadal wygląda okazale. Na pewno istotny wpływ na taki rezultat miało
ugiełdowienie polskiego rynku energii i tym samym wzrost wolumenu obrotu. Wydaje się, Ŝe
na tej zmianie szczególnie mogły zyskać koncerny z krótką pozycją sprzedaŜową, kosztem
PGE (Tauron wcześniej kupował energię głównie w kontraktach bilateralnych m.in. od PGE,
której siła negocjacyjna była niewątpliwie wyŜsza, co mogło mieć wpływ na kwotowania w tych
umowach i pozostawianie części marŜy handlowej u największego polskiego producenta).
Dodatkowo pozytywnym katalizatorem był wzrost eksportu energii (+3,7 TWh r/r), dzięki
zamknięciu elektrowni jądrowych w Niemczech i otwarciu przepustowości na interkonektorach.
W 4Q te pozytywne tendencje powinny być kontynuowane, a Tauron moŜe teŜ być
beneficjentem napiętej sytuacji jaka miała miejsce w listopadzie na rynku spotowym i
bilansującym. Tym razem w przeciwieństwie do 4Q’2010 wzrost cen był wywołany czynnikami
podaŜowymi, a nie popytowymi więc nie naleŜy oczekiwać powtórki sprzed roku kiedy to
Spółka zanotowała stratę operacyjną w obszarze obrotu ze względu na konieczność
bilansowania swojej pozycji sprzedaŜowej. W przyszłym roku przy rosnącej konkurencji na
rynku detalicznym powtórzenie bardzo dobrych rezultatów z 2011 roku moŜe być duŜym
wyzwaniem i dlatego zakładamy niewielki spadek EBIT z 243 mln PLN do 238 mln PLN (po
uwzględnieniu konsolidacji 50 mln PLN z Vattenfalla).
W rozbiciu segmentowym warto jeszcze zwrócić uwagę na segment OZE, który w tym roku
znacząco poprawi wyniki (EBIT 120 mln PLN vs. 89 mln PLN) mimo mniej sprzyjających
warunków hydrologicznych i spadku wolumenów o 9,8% w pierwszych trzech kwartałach. Ten
wzrost to głównie efekt wspomnianego wcześniej przesunięcia księgowania części
przychodów z zielonych certyfikatów z segmentu obrotu (+53 mln PLN). W przyszłym roku
naleŜy oczekiwać dalszej poprawy rezultatów, ale juŜ z uwagi na konsolidację nowych
aktywów wytwórczych. Do wyników kontrybuować będą juŜ bowiem nowa 30 MW farma Lipniki
kupiona we wrześniu tego roku oraz farma na wyspie Wolin odkupiona w grudniu od koncernu
Vattenfall. Ostatecznie więc EBIT obszaru moŜe sięgnąć 163 mln PLN.
Dług netto vs. cash flow operacyjny oraz wydatki inwestycyjne
1 160
1 200
700
960
1 000
600
760
800
560
600
360
400
200
160
200
100
-40
0
500
400
dług netto
cash flow operacyjny
300
0
CAPEX cash flow
CAPEX raportowany
Źródło: Tauron
Przepływy z działalności operacyjnej wyniosły w 3Q’2011 +717 mln PLN, ale ze względu na
poniesione nakłady inwestycyjne (585 mln PLN), zakup farmy wiatrowej o mocy 30 MW (91
mln PLN), wypłatę dywidendy (260 mln PLN) oraz zapłatę depozytu na rzecz Vattenfall w
2 stycznia 2012
4
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
związku z transakcją przejęcia GZE (120 mln PLN), dług netto Grupy zwiększył się do poziomu
359 mln PLN. Szacujemy, Ŝe na koniec roku dług netto po uwzględnieniu transakcji przejęcia
GZE wyniesie 3,6 mld PLN, co będzie implikować około 1,2-krotność rocznego strumienia
EBITDA. W przyszłym roku przy szacowanych przepływach z działalności operacyjnej na
poziomie 3 mld PLN, wiele będzie zaleŜało od poziomu zrealizowanych nakładów
inwestycyjnych. Zapowiedzi są co prawda dość ambitne, ale dotychczasowe historia inwestycji
w sektorze wskazuje na moŜliwość przesuwania w czasie wydatków na nowe inwestycje,
chociaŜby ze względu na opóźnienia w procesach przetargowych. Wydaje się jednak, Ŝe jest
duŜa szansa na zbilansowanie się wypływów z wpływami gotówkowymi, co pozwoli na
utrzymanie bardzo bezpiecznej pozycji bilansowej. W ostatnim komunikacie po emisji obligacji
finansujących transakcję przejęcia Vattenfalla Zarząd wskazywał, Ŝe w 2015 roku
zobowiązania Grupy sięgną 14,4 mld PLN, a w 2016 około 16,8 mld PLN, co wywołało od razu
spekulacje na temat moŜliwej emisji akcji która w przyszłości sprowadziłaby wskaźniki
zadłuŜenia do bezpiecznych poziomów. W naszej opinii nie ma takiego realnego zagroŜenia i
tylko jakieś nowe projekty akwizycyjne uzasadniałyby przeprowadzenie oferty. Według
naszych długoterminowych prognoz, wskaźnik długu netto do EBITDA nie powinien
przekroczyć w szczycie zadłuŜenia bilansu poziomu 3,4.
Konsolidacja aktywów Vattenfalla
W grudniu Tauron otrzymał bezwarunkową zgodę UOKiK na przejęcie części polskich
aktywów Vattenfall. Umowa przedwstępna została podpisana jeszcze w sierpniu, ale
zwlekaliśmy z uwzględnieniem tej akwizycji w wycenie Spółki z uwagi właśnie na obawy o
zastrzeŜenia urzędu antymonopolowego. Ostatecznie transakcja została jednak zrealizowana i
za cenę 3,62 mld PLN (4,6 mld PLN pomniejszone o wierzytelności przejmowanych spółek
wobec koncernu Vattenfall w kwocie 1 mld PLN) Tauron nabył 99,98% akcji Górnośląskiego
Zakładu Elektroenergetycznego, w skład którego wchodzą m.in. operator dystrybucyjny
posiadający sieć na obszarze aglomeracji Górnego Śląska (m.in. Katowice, Gliwice, Chorzów,
Bytom, Zabrze, Rybnik), spółka sprzedająca energię do odbiorców końcowych oraz farma
wiatrowa o mocach 30 MW na wyspie Wolin. Jeśli chodzi o wspomniane aktywa dystrybucyjne
to obejmują one linie przesyłowe o długości prawie 29,6 tys. km (15% długości dzisiejszej sieci
Tauronu), które obsługują 1,1 mln klientów (27% tego co obecnie w Tauronie) dostarczając
około 11 TWh energii rocznie (29% aktualnego wolumenu Tauronu). Wartość regulacyjna
aktywów przesyłowych wynosiła na koniec 2010 roku 2,8 mld PLN (28,5% WRA Tauronu). Z
kolei wolumen sprzedaŜy energii realizowany przez nabytą spółkę obrotu wynosi 6,8 TWh.
Wolumen dystrybucji, liczba klientów i długość sieci u poszczególnych operatorów
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
wolumen dystrybucji w TWh
50
liczba klientów w mln
Vattenfall
0
Tauron
Vattenfall
Tauron
PGE
Enea
Energa
0
100
PGE
5
150
Energa
10
Enea
15
200
Vattenfall
20
250
Tauron
25
PGE
30
300
Energa
35
Enea
40
długość sieci w tys. km
Źródło: Spółki, opracowanie DI BRE
Łączne przychody przejętych spółek wyniosły w 2010 roku 3,2 mld PLN, a wypracowana
EBITDA sięgnęła 432 mln PLN (po oczyszczeniu o elementy jednorazowe było to 388 mln
PLN). Zapłacona cena, na co wskazywaliśmy juŜ w sierpniu w komentarzu do umowy
przedwstępnej, wydaje się być bardzo wysoka (EV/EBITDA’2010=9,3) zarówno w ujęciu
bezwzględnym, jak i relatywnie do wskaźników notowanych w sektorze. Wskazujemy, Ŝe ze
względu na specyfikę działalności regulowanej, spółka dystrybucyjna powinna być wyceniana
na poziomie wartości regulacyjnej aktywów, a nawet z około 10-15% dyskontem do WRA
biorąc pod uwagę fakt, Ŝe obecnie nie są one jeszcze w pełni wynagradzane w taryfie. Jeśli
przyjęlibyśmy takie załoŜenie to wówczas kwota przypadająca na pozostałe przejęte spółki
Vattenfalla wynosiłaby 1,1 mld PLN, a w 2010 wygenerowały one zaledwie 89 mln PLN
oczyszczonego strumienia EBITDA (głównie w obszarze handlu, którego wyniki w ostatnich
okresach charakteryzowała wysoka zmienność). Częściowym uzasadnieniem dla płaconej
premii mogły być co prawda synergie szacowane przez Zarząd na około 150 mln PLN
(obniŜenie kosztów bilansowania sieci, wykorzystanie rozwiązań IT wdroŜonych przez
Vattenfall w spółkach Tauronu, marketing, obsługa klienta), ale obniŜają one mnoŜnik
EV/EBITDA transakcji tylko do 6,7 (nadal powyŜej mediany sektora), a poza tym będą
rozłoŜone na okres 5-lat. W komunikacie Spółka podała co prawda, Ŝe doradca w procesie
2 stycznia 2012
5
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
due dilligence oszacował dodatkowe synergie, zwane referencyjnymi na kwotę 254 mln PLN,
ale ze względu na ich statystyczny charakter (analogie do podobnych transakcji na świecie)
trudno je uwzględniać w prognozach.
Wartość regulacyjna aktywów i wielkość
dystrybucyjnych w mln PLN za rok 2010
14 000
1 600
12 000
1 400
10 000
1 200
EBITDA
u
operatorów
1 000
8 000
800
6 000
600
4 000
Wartość Regulacyjna Aktywów
Vattenfall
Tauron
PGE
Energa
Vattenfall
Tauron
PGE
Energa
0
Enea
200
0
Enea
400
2 000
EBITDA dystrybucji
Źródło: Tauron
Przy ocenie atrakcyjności przeprowadzonej akwizycji nie naleŜy oczywiście abstrahować od
tego, Ŝe podane przez Taurona dane finansowe przejmowanych aktywów dotyczą roku 2010.
W 2011 roku zarówno w obszarze dystrybucyjnym (efekt rosnącego zwrotu z WRA
obserwowanego u wszystkich operatorów na rynku), jak i spółce handlowej oczekiwalibyśmy
wyraźnej poprawy wyników oczyszczonych o czynniki jednorazowe. Jeśli chodzi o część
przesyłową to dane za rok 2010 wskazują, Ŝe wskaźnik EBITDA/WRA wynosił dla Vattenfalla
10,7%, podczas gdy w przypadku Tauronu było to 11,6%. W tym roku polski koncern powinien
zanotować wzrost tak liczonej rentowności do około 13,6% (podobna wygląda to w przypadku
PGE). Analogiczna poprawa w przejętym operatorze dystrybucyjnym implikowałaby wyŜszy
strumień EBITDA o około 50 mln PLN. Niestety nie jesteśmy w stanie zweryfikować tych
szacunków, gdyŜ Tauron nie publikował danych GZE dotyczących tego roku poza informacją,
iŜ wpływ konsolidacji przejętych aktywów od 13 grudnia (ostatnie 2 tygodnie roku) wesprze
tegoroczny skonsolidowany EBIT o 9 mln PLN, a EBITDA o 15 mln PLN.
Spółka handlowa naleŜąca do Vattenfalla, która wypracowała w 2010 roku około 70 mln PLN
oczyszczonego zysku EBITDA, raczej nie była w stanie istotnie poprawić tego rezultatu w tym
roku z uwagi na zaostrzającą się konkurencję na polskim rynku. Realizowana marŜa na
poziomie 3,3% równieŜ odbiega in plus od średniej w sektorze, więc nie moŜna liczyć na efekt
poprawy jaki mimo trudniejszych warunków lokalnych zanotowano w segmentach obrotu PGE
czy Tauronu, gdzie pozwoliły na to albo efekt zaniŜonej bazy albo przesunięcia niektórych
kompetencji z obszaru wytwarzania. Pewnym zaskoczeniem jest relatywnie słaby wynik
EBITDA (tylko 12 mln PLN w 2010 roku) wypracowany przez farmę wiatrową na wyspie Wolin
(farma pracuje od 2002 roku). Przy załoŜeniu wskaźnika obciąŜenia mocy na poziomie 23% i
rynkowych cen energii i zielonych certyfikatów, projekt powinien generować rocznie około 30
mln PLN przychodów przy kosztach bliskich amortyzacji (szacujemy ją na 5 mln PLN).
Według naszych szacunków łączny wynik EBITDA przejętych aktywów w 2011 roku moŜe
sięgnąć około 400-410 mln PLN, co implikowałoby wskaźnik EV/EBITDA dla transakcji na
poziomie 8,8-9,0. Nadal plasuje się to jednak znacznie powyŜej średnich w polskim sektorze
dlatego słusznie rynek negatywnie zareagował na sierpniowy komunikat. Konsolidacja tej
transakcji w naszym modelu obniŜa wycenę fundamentalną o ponad 500 mln PLN. Zwracamy
jednak uwagę, Ŝe jednocześnie w modelu DCF po uwzględnieniu zwiększonego zadłuŜenia
spada średni waŜony koszt kapitału, co częściowo neutralizuje negatywny wpływ akwizycji na
cenę docelową.
Aktualna sytuacja na rynku energii
W 2011 roku obserwowaliśmy juŜ pełny efekt ugiełdowienia rynku energii w Polsce, co
przekładało się zarówno na płynność w segmencie spotowym jak i skalę transakcji terminowych.
Zagregowany wolumen obrotu na rynku dnia następnego sięgnął YTD 15,7 TWh, co stanowi
ponad 10% rocznego zapotrzebowania na energię w kraju (w 2010 roku ten wskaźnik wyniósł
tylko 4,8%). Średnie ceny równieŜ były wyŜsze w ujęciu r/r (205 PLN/MWh vs. 196 PLN/MWh),
co odzwierciedla pozytywną koniunkturę po stronie popytu, tym bardziej Ŝe średnie ceny
hurtowe zakontraktowane na ten rok wynosiły około 195 PLN/MWh. W tym kontekście
elektrownie, które pozostawiły sobie większą otwartą pozycję sprzedaŜową mogły dodatkowo
skorzystać w takim otoczeniu. WyŜsze ceny spotowe pozytywnie wpływały takŜe na notowania
dotyczące roku 2012, mimo uruchomienia nowego bloku w Elektrowni Bełchatów. Jeszcze w
2 stycznia 2012
6
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
lipcu kontrakty roczne wskazywały Ŝe w przyszłym roku za 1 MWh trzeba będzie w hurcie
zapłacić około 205 PLN (implikowałoby to wzrost r/r o 5,1%). Pogorszenie nastrojów w
światowej gospodarce i regionalnych rynkach energii spowodowało jednak obniŜenie tych
notowań i średnia cena ukształtowała się ostatecznie na poziomie 203 PLN/MWh przy
wolumenie obrotu rzędu 67 TWh (odpowiada to 42% rocznego zapotrzebowania). W naszych
dotychczasowych prognozach liczyliśmy na wyŜszą dynamikę, więc musieliśmy skorygować
oczekiwania, równieŜ ze względu na zmianę otoczenia makro.
Ceny energii na rynku spotowym i w kontraktach na rok 2012 w PLN/MWh
1200
240
203
1000
220
202
800
200
201
600
180
200
400
160
199
200
140
198
0
wolumen w GWh
lis 11
lip 11
maj 11
sty 11
paź 11
lip 11
sty 11
lip 10
sty 10
cena energii spot w PLN/MWh
wrz 11
204
mar 11
1400
260
kwi 11
1600
205
paź 10
206
280
kwi 10
300
cena w PLN/MWh (kontrakt na 2012)
Źródło: TGE, PSE, opracowanie DI BRE
Według danych PSE w okresie od stycznia do listopada konsumpcja energii w Polsce
przekroczyła poziom 143,7 TWh, co implikuje wzrost r/r o 2,5% (nieco powyŜej prognoz URE
uwzględnianych w taryfach dystrybucyjnych, które wynosiły średnio 2,4%). Początek roku nie
zapowiadał co prawda tak dobrych odczytów, ale warto odnotować Ŝe ujemna dynamika
zanotowana w styczniu to głównie efekt pogodowy (średnia temperatura wyŜsza o ponad 6
stopni Celsjusza). Wysoki wzrost produkcji przemysłowej utrzymujący się przez cały rok w
połączeniu z bardzo wysokim zuŜyciem prądu w listopadzie (tu czynnik pogodowy zadziałał na
korzyść sektora) z nadwyŜką nadrobiły styczniowy ubytek wolumenów. Ogólnego obrazu nie
powinien juŜ zmienić grudzień, w którym mimo wyraźnie mniej sprzyjającej aury oraz powrotu
nowego bloku w Bełchatowie do systemu po przestoju porozruchowym ceny spotowe oscylują
wokół 200 PLN/MWh. Przypominamy, Ŝe w listopadzie obserwowaliśmy skokowy wzrost
notowań prądu nawet do poziomów 300 PLN/MWh, czego powodem obok wspomnianej presji
popytowej było nałoŜenie się większych planowanych remontów z natęŜeniem awarii w
elektrowniach systemowych (wg danych PSE: blok w Elektrowni Połaniec 7 dni, dwa bloki w
Elektrowni Turów odpowiednio 9 i 14 dni, blok w Elektrowni Pątnów 4 dni, czy blok w Elektrowni
Ostrołęka). Rynek bilansowany był przez mniej efektywne elektrownie opalane węglem
kamiennym kupowanym po wysokich spotowych cenach.
Dynamika konsumpcji energii w ujęciu miesięcznym na tle zmian w produkcji przemysłowej i
średnich temperatur*
15 000
13 000
Konsumpcja energii
-0,8%
2,4%
2,0% 4,5%
3,2%
3,7% 3,2% 3,7% 0,2% 3,5% 2,9%
20%
25
8,5
15%
20
6,5
10%
15
11 000
5%
10
9 000
0%
5
4,5
2,5
2009
2010
2011
2010
listopad
grudzień
wrzesień
lipiec
sierpień
czerwiec
maj
marzec
luty
styczeń
paź-11
lip-11
sty-11
kwi-11
lip-10
kwiecień
róŜnica r/r
październik
Produkcja przemysłowa
paź-10
kwi-10
sty-10
lip-09
paź-09
sty-09
kwi-09
paź-08
lip-08
sty-08
-3,5
kwi-08
-10
lip-07
-1,5
-15%
paź-07
-5
sty-07
grudzień
listopad
październik
wrzesień
lipiec
sierpień
maj
czerwiec
kwiecień
luty
marzec
styczeń
5 000
0,5
-5%
-10%
kwi-07
7 000
0
2011
*róŜnica r/r (wartości dodatnie oznaczają, Ŝe w danym miesiącu było cieplej r/r)
Źródło: TGE, PSE, opracowanie DI BRE
Jeśli chodzi o rynek europejski to ten rok charakteryzowała bardzo wysoka zmienność, która z
jednej strony była pochodną niepewnego otoczenia w światowej gospodarce, a z drugiej decyzji
administracyjnych podjętych przez niemiecki rząd dotyczących wcześniejszego wyłączenia 7
elektrowni jądrowych. Nagły ubytek tych mocy w kwietniu od razu wywołał wzrost cen energii
zarówno w kontraktach sportowych jak i terminowych (+11%) oraz wywindował o 7% notowania
uprawnień do emisji CO2 (oczekiwano, Ŝe moce jądrowe zostaną zastąpione wysokoemisyjnymi
blokami węglowymi i roczny popyt na certyfikaty moŜe wzrosnąć nawet o 40 mln ton). Taka
sytuacja utrzymywała się przez kilka miesięcy, ale w miarę upływu czasu okazywało się, Ŝe
rynek moŜe być bilansowany przez import energii nuklearnej z Francji czy Czech, co
doprowadziło do systematycznej przeceny kontraktów na emisję CO2. Dodatkowo spowolnienie
gospodarcze i spadek dynamik produkcji przemysłowej wpłynęło na obniŜenie popytu na
energię. Wszystkie te zjawiska, wspierane przez rosnącą podaŜ energii ze źródeł odnawialnych
2 stycznia 2012
7
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
zaczęły negatywnie wpływać na ceny prądu na rynku niemieckim i sprowadziły je do poziomów
sprzed awarii w japońskiej Fukushimie. Obecnie te negatywne tendencje utrzymują się, a
notowania uprawnień emisyjnych dotarły nawet do 7 EUR/t, co obok słabnącego popytu na
energię jest pochodną rosnącej podaŜy certyfikatów ze strony przemysłu oraz uzasadnionych
obaw rynku o sprzedaŜ uprawnień z rezerw Komisji Europejskiej. Komisja dokonała juŜ transferu
300 mln uprawnień z rezerwy dla nowych instalacji na trzecią fazę ETS (2013-20). Trafiły one do
Europejskiego Banku Inwestycyjnego, który będzie odpowiadał za ich wprowadzenie do obrotu
(sprzedaŜ ma być zakończona do 2 października 2012). Pozyskane w ten sposób środki mają
wesprzeć inwestycje ograniczające emisję w UE. Skalę tej podaŜy moŜe obrazować fakt, Ŝe te
300 mln ton CO2 odpowiada mniej więcej 2-letniej emisji polskiego sektora energetycznego.
Notowania uprawnień do emisji CO2 na tle cen energii na giełdzie EEX oraz
wolumen zuŜycia energii w Czechach vs. dynamika produkcji
60
19
56
30%
10%
20%
5%
10%
0%
0%
-5%
17
15
52
13
48
11
9
44
-10%
-10%
-20%
-15%
wrz-11
sty-11
maj-11
wrz-10
sty-10
maj-10
wrz-09
sty-09
maj-09
wrz-08
sty-08
maj-08
wrz-07
sty-07
paź 11
lip 11
kwi 11
sty 11
paź 10
lip 10
kwi 10
sty 10
paź 09
lip 09
sty 09
5
kwi 09
40
maj-07
7
dynamika produkcji przemysłowej w Czechach
certyfikat CO2 (prawa skala)
cena energii EEX 1Y
dynamika konsumpcji energii w Czechach (prawa skala)
Źródło: Bloomberg, ERU, Eurostat
W związku z powyŜszymi tendencjami zdecydowaliśmy się dokonać rewizji naszych
dotychczasowych prognoz cen energii dla rynku niemieckiego, które w dłuŜszym terminie
stanowią takŜe punkt odniesienia dla naszych załoŜeń dla rynku polskiego. ObniŜenie
komponentu CO2 wpłynęło na redukcję prognoz cen energii na EEX średnio o około 6% dla lat
2012-14. Spadek oczekiwań dla cen na polskim rynku został jednak częściowo zneutralizowany
przez zakładany wyŜszy kurs EUR/PLN. Warto takŜe podkreślić, Ŝe z punktu widzenia lokalnych
koncernów przecena uprawnień CO2 ma pozytywny wpływ ze względu na wyŜszą średnią
emisyjność polskich elektrowni. W obecnym otoczeniu ryzyko utraty znacznej części marŜy w
kolejnych latach po wejściu w Ŝycie pakietu klimatycznego wyraźnie traci na sile. W naszym
modelu zakładamy jednak konserwatywnie, Ŝe w kolejnych latach ceny certyfikatów będą rosły.
Zmiany w systemie wsparcia OZE
Pod koniec grudnia 2011 do konsultacji trafił przygotowany przez Ministerstwo Gospodarki
projekt ustawy regulującej zasady wsparcia odnawialnych źródeł energii. Jeśli ostatecznie
proponowane zmiany zostaną wprowadzone w Ŝycie, a trudno chyba zakładać wycofanie się
rządu z tego pomysłu, to modyfikacje w stosunku do obecnego systemu będą dość znaczące.
Jedną z kluczowych zmian jest wprowadzenie tzw. współczynników korygujących róŜnicujących
przydział zielonych certyfikatów w zaleŜności od rodzaju źródła wytwarzania (dotychczas kaŜda
1MWh energii odnawialnej generowała 1 zielony certyfikat). Wartość tych mnoŜników ma zostać
podana w formie rozporządzenia, ale w jednym z dokumentów przesłanych do konsultacji przez
resort znalazł się wykres, który przedstawia wstępne propozycje w tej sprawie. Na podstawie tej
prezentacji moŜna wnioskować, Ŝe w ramach nowych przepisów współczynnik korygujący
będzie wynosił 70% dla współspalania biomasy, 75% dla energii z lądowych farm wiatrowych,
95% dla kotłów typowo biomasowych i 105% dla elektrowni wodnych powyŜej 20 MW.
Uprawnienia do świadectw pochodzenia stracą instalacje starsze niŜ 15 lat, co w przypadku
sektora będzie dotyczyć przede wszystkim elektrowni wodnych, które w większości powstawały
w drugiej połowie zeszłego wieku. Inną istotną zmianą w stosunku do obecnego systemu będzie
sposób kalkulacji opłaty zastępczej, która do tej pory była indeksowana o inflację i wzrost cen
energii elektrycznej, co gwarantowało jej coroczny wzrost. Tymczasem obecnie wyznaczono
maksymalny poziom opłaty na 470 PLN/MWh, który ma być korygowany o średni poziom ceny
energii na rynku konkurencyjnym z roku poprzedzającego (ustalany przez URE). Jest on co
prawda zbliŜony do tego co dzisiaj otrzymują podmioty produkujące 1 MWh zielonej energii
(cena energii „czarnej” na poziomie 195 PLN/MWh i cena zielonego certyfikatu 270 PLN/MWh),
ale według „starych” regulacji firmy mogły liczyć na coroczny wzrost tego jednostkowego
przychodu w przypadku pozytywnych tendencji na rynku energii. Ostatnią z kluczowych zmian
jest zniesienie gwarancji ceny zbycia energii z OZE, co moŜe mieć znaczenie dla mniej
stabilnych źródeł takich jak turbiny wiatrowe (sprzedaŜ poza okresami szczytowymi w porach
nocnych moŜe oznaczać niŜsze przychody).
2 stycznia 2012
8
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Produkcja energii z OZE i potencjalna wartość utraconych przychodów w skali
roku po zmianie systemu (dane prognozowane na rok 2013)
(mln PLN)
Enea
PGE
322
680
620
przychody z certyfikatów
83,7
176,8
161,2
utrata przychodów w nowym systemie
-25,1
-53,0
-48,4
150
590
480
Współspalanie biomasy GWh
Elektrownie wodne GWh
Tauron
przychody z certyfikatów
39,0
153,4
124,8
utrata przychodów w nowym systemie
-39,0
-153,4
-124,8
Energia wiatrowa GWh
490
450
245
przychody z certyfikatów
127,4
117
63,7
utrata przychodów w nowym systemie
-31,9
-29,3
-15,9
Kocioł na biomasę GWh
przychody z certyfikatów
utrata przychodów w nowym systemie
190
0
450
49,4
0,0
117,0
-2,5
0,0
-5,9
Łączne przychody z zielonych certyfikatów
299,5
447,2
466,7
Utrata przychodów w nowym systemie
-98,4
-235,7
-194,9
Źródło: Spółki, opracowanie DI BRE
W naszym modelu zdecydowaliśmy się uwzględnić główne załoŜenia nowego projektu ustawy,
począwszy od roku 2013 (ze względu na proces legislacyjny trudno sobie wyobrazić
wcześniejszą implementację nowego systemu - raczej nie jest moŜliwe technicznie
wprowadzenie tego w trakcie roku). W przypadku Tauronu największy ubytek po stronie
przychodów i jednocześnie zysków pojawi się w segmencie OZE z tytułu utraty wsparcia przez
stare elektrownie wodne (prawdopodobnie Ŝadna ze względu na wiek instalacji nie zakwalifikuje
się na przydział świadectw pochodzenia). Istotnego negatywnego wpływu spodziewamy się
równieŜ ze strony niŜszego wskaźnika korygującego dla współspalania biomasy. Mniejsze
znaczenie mają obniŜone przychody planowanych bądź juŜ uruchomionych farm wiatrowych.
Zaaplikowanie do naszego modelu nowego systemu wsparcia OZE w takim kształcie oczywiście
obniŜa wycenę Spółki. Przykładając tylko wskaźniki P/E i EV/EBITDA do zmniejszonych zysków
roku 2013 ten ubytek moŜna szacować na około 60 groszy na akcję, ale negatywny wpływ w
długim terminie jest większy z uwagi na zaplanowane wysokie inwestycje w OZE, które ze
względów politycznych raczej nie będą ograniczane.
ZałoŜenia makroekonomiczne
W poniŜszej tabeli przedstawiamy załoŜenia makroekonomiczne przyjęte do modelu DCF.
Cena ropy Brent USD/Bbl
2010
79,7
2011P
108,6
2012P
100,0
2013P
100,0
2014P
100,0
2015P
100,0
2016P
100,0
2017P
100,0
2018P
100,0
2019P 2020P
100,0 100,0
Cena energii EEX EUR/MWh
Cena energii w Polsce w
PLN/MWh
Cena certyfikatu CO2 EUR/t
49,9
56,0
54,4
59,9
60,4
61,0
61,6
62,3
63,0
63,7
64,4
190,0
195,0
203,3
217,0
223,0
217,0
219,2
221,4
223,7
226,1
228,6
14,5
13,2
10,0
15,0
15,6
16,3
17,0
17,7
18,4
19,2
20,0
Cena węgla w PKW PLN/t
240,3
254,4
270,3
273,7
279,0
284,6
290,3
293,3
293,3
293,3
293,3
PLN/USD średniorocznie
3,02
2,96
3,20
3,00
2,80
2,70
2,70
2,70
2,70
2,70
2,70
EUR/PLN średniorocznie
3,99
4,12
4,26
3,99
3,72
3,59
3,59
3,59
3,59
3,59
3,59
Produkcja energii netto (TWh)
21,3
22,4
21,3
21,2
21,3
24,2
21,0
28,1
29,2
29,8
30,4
węgiel kamienny
20,8
21,9
20,7
20,5
20,6
20,7
17,6
21,8
19,8
20,0
20,1
gaz ziemny
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,3
2,2
5,1
8,1
8,1
8,1
wiatr
0,0
0,0
0,1
0,2
0,2
0,7
0,7
0,7
0,7
1,2
1,7
woda
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
Źródło: Bloomberg, Tauron, szacunki DI BRE
2 stycznia 2012
9
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Prognoza wyników i wycena
Na podstawie modelu DCF i wyceny porównawczej cenę docelową akcji Tauronu szacujemy w
perspektywie 9-mcy na poziomie 7,44 PLN. Większa wagę, przyjmujemy dla wyceny DCF z
uwagi na oczekiwane w latach 2014-17 olbrzymie w relacji do bieŜących przepływów nakłady
inwestycyjne.
waga
cena
Wycena porównawcza
40%
7,68
Wycena DCF
60%
6,36
cena wynikowa
6,89
cena docelowa za 9 m-cy
7,44
Wycena DCF
ZałoŜenia modelu
1.
2.
3.
4.
5.
6.
2 stycznia 2012
Przepływy pienięŜne dyskontujemy na koniec grudnia 2011 r. Przy ustalaniu wartości
firmy uwzględniamy kapitały mniejszości oraz dług netto na koniec 2010 roku
skorygowane o wypłaconą dywidendę z zysku za rok 2010 w kwocie 262,9 mln PLN.
W modelu uwzględniamy przedstawione wcześniej załoŜenia makroekonomiczne
oraz plany inwestycyjne.
Wycenę powiększamy o oczekiwany zwrot nadpłaconej akcyzy od strat sieciowych,
który szacujemy na 85 mln PLN.
W modelu konsolidujemy od stycznia 2012 przejęte aktywa Vattenfalla za kwotę 3,6
mld PLN.
Przy obliczaniu wartości rezydualnej, korygujemy wielkość amortyzacji do 2,6 mld
PLN zrównując tę pozycję do poziomu nakładów inwestycyjnych.
Po roku 2020 zakładamy wzrost FCF na poziomie 2%. Ponadto przyjmujemy stopę
wolną od ryzyka na poziomie 5,9%, współczynnik beta na poziomie 0,9.
10
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Model DCF wyceny akcji Tauronu
(mln PLN)
2011P
2012P
2013P
2014P
2015P
2016P
2017P
2018P
2019P
2020P
2020+
Przychody ze sprzedaŜy
21 205
25 380
26 769
27 785
28 895
28 834
31 792
33 104
33 827
34 570
34 570
37,4%
19,7%
5,5%
3,8%
4,0%
-0,2%
10,3%
4,1%
2,2%
2,2%
0,0%
3 074,3 3 606,6
3 579,5
3 912,8
4 328,9
zmiana
EBITDA
marŜa EBITDA
14,5%
4 168,1 4 869,2 5 370,6 5 594,5 5 651,6 5 651,6
14,2%
13,4%
14,1%
15,0%
Amortyzacja
1 396,5 1 607,1
1 854,4
2 126,2
2 392,4
2 618,1 2 743,2 2 822,3 2 888,8 2 969,0 2 644,2
EBIT
1 677,8 1 999,6
15,3%
16,2%
16,5%
16,3%
16,3%
1 550,0 2 125,9 2 548,4 2 705,6 2 682,6 3 007,5
1 725,0
1 786,6
1 936,5
7,9%
7,9%
6,4%
6,4%
6,7%
5,4%
6,7%
7,7%
8,0%
7,8%
8,7%
318,8
379,9
327,8
339,5
367,9
294,5
403,9
484,2
514,1
509,7
571,4
1 359,0 1 619,6
1 397,3
1 447,2
1 568,5
marŜa EBIT
Opodatkowanie EBIT
NOPLAT
14,5%
1 255,5 1 722,0 2 064,2 2 191,6 2 172,9 2 436,1
CAPEX
-2 162
-3 396
-4 174
-5 425
-5 898
-5 273
-3 920
-3 266
-2 955
-2 644
-2 644
Kapitał obrotowy
-299,3
-286,6
-83,3
-61,0
-66,6
3,7
-177,5
-78,8
-43,4
-44,5
-43,4
Inwestycje kapitałowe
-3 623,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
FCF
-3 329,0
WACC
-455,4 -1 005,7 -1 912,3 -2 003,5 -1 396,1
368,0 1 541,6 2 082,4 2 453,2 2 392,7
9,3%
9,1%
8,9%
8,6%
8,1%
7,7%
7,7%
7,9%
8,3%
8,3%
9,0%
100,0%
91,6%
84,1%
77,5%
71,7%
66,5%
61,8%
57,3%
52,9%
48,8%
48,8%
-3 329,0
-417,3
-846,2 -1 481,4 -1 435,6
-928,9
227,4
882,7 1 101,2 1 198,1
WACC
9,3%
9,1%
8,9%
8,6%
8,1%
7,7%
7,7%
7,9%
8,3%
8,3%
9,0%
Koszt długu
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
6,9%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
5,90%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
Efektywna stopa podatkowa
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
19,0%
Dług netto / EV
22,9%
26,4%
31,1%
37,1%
47,6%
56,1%
56,8%
51,5%
44,1%
44,1%
30,0%
Koszt kapitału własnego
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
10,4%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
5,0%
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
współczynnik dyskonta
PV FCF
Stopa wolna od ryzyka
Premia za ryzyko
Premia za ryzyko
Beta
Wzrost FCF po okresie prognozy
2,0% Analiza wraŜliwości
Wartość rezydualna (TV)
34 394
Zdyskontowana wartość rezydualna (PV TV)
16 797
Wzrost FCF w nieskończoności
0,0%
1,0%
2,0%
3,0%
4,0%
Zdyskontowana wartość FCF w okresie prognozy
-5 029 WACC +1,0pp
3,75
4,55
5,56
6,86
8,59
Wartość firmy (EV)
11 768 WACC +0,5pp
4,13
5,02
6,16
7,65
9,69
Dług netto 2010
190 WACC
4,55
5,56
6,86
8,59
11,02
Udziałowcy mniejszościowi
507 WACC -0,5pp
5,02
6,16
7,65
9,69
12,65
5,56
6,86
8,59
11,02
14,68
NaleŜny zwrot akcyzy od strat sieciowych
85 WACC -01,0pp
Ostateczna wartość Grupy Tauron
11 155
Liczba akcji (mln)
1 752,5
Wartość firmy na akcję (PLN)
9-cio miesięczny koszt kapitału własnego
Cena docelowa
EV/EBITDA('11) dla wyceny DCF
P/E('11) dla wyceny DCF
Udział TV w EV
2 stycznia 2012
6,36
7,7%
6,86
4,1
9,4
143%
11
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Wycena porównawcza
Wycenę mnoŜnikową przeprowadziliśmy dla wskaźników P/CE i EV/EBITDA w horyzoncie
2011-2013. Do grupy porównawczej wybraliśmy spółki energetyczne prowadzące swoją
działalność zarówno w segmencie produkcji energii jak i dystrybucji, a takŜe PGNiG którego
model działalności jest zbliŜony do profilu utility. W poniŜszym zestawieniu znajdują się
podmioty zagraniczne oraz krajowe o duŜym stopniu zróŜnicowania jeśli chodzi o źródła
wytwórcze (paliwa, poziom emisji, wiek mocy zainstalowanej), jak i udział poszczególnych
obszarów aktywności w skonsolidowanych wynikach. W ostatecznej wycenie przyjęliśmy
jednakowe wagi dla mnoŜników i poszczególnych lat prognozy. Dane finansowe PGE i
Tauronu na potrzeby kalkulacji wskaźników korygujemy o wielkość przychodów z rekompensat
KDT, które następnie dodajemy do wyceny jako zagregowany zdyskontowany przepływ
pienięŜny. Implikowana wartość akcji Tauronu w tej metodzie wynosi 7,73 PLN/akcję, w tym
0,38 PLN rekompensaty KDT.
P/CE
Cena
EV/EBITDA
2010
2011P
2012P
2013P
2010
2011P
2012P
2013P
EDF
19,80
3,2
3,7
3,4
3,2
4,7
5,2
4,8
4,6
E.ON AG
17,62
3,9
5,7
4,8
4,5
5,3
7,5
6,4
6,0
IBERDROLA
5,05
5,5
5,2
4,9
4,7
7,8
7,4
6,9
6,7
ENEL SPA
3,19
3,0
3,0
2,9
2,8
4,7
4,6
4,5
4,4
RWE AG
27,94
2,8
3,4
3,1
3,2
4,1
5,0
4,7
4,9
ENDESA SA
16,47
4,0
4,0
3,9
3,8
4,5
4,7
4,6
4,4
FORTUM OYJ
17,16
7,7
7,4
7,5
7,2
10,2
9,4
9,6
9,4
6,13
8,2
7,3
6,9
6,6
10,2
9,4
9,2
8,6
735,00
5,9
6,1
5,9
5,6
5,9
6,1
5,7
5,8
ENEA
18,00
6,2
5,7
5,2
4,8
3,7
3,3
2,9
2,6
PGNiG
4,08
5,9
8,4
5,9
4,5
6,4
10,1
5,8
4,4
20,70
7,2
5,0
5,5
5,8
5,6
5,2
4,5
4,7
Maksimum
8,2
8,4
7,5
7,2
10,2
10,1
9,6
9,4
Minimum
2,8
3,0
2,9
2,8
3,7
3,3
2,9
2,6
Mediana
5,7
5,5
5,0
4,6
5,5
5,6
5,3
4,8
NATIONAL GRID PLC
CEZ
PGE (bez KDT)
Tauron (bez KDT)
5,4
(premia / dyskonto) do mediany
5,0
4,0
3,4
3,2
5,9
5,1
4,1
3,8
-11,6%
-26,2%
-32,4%
-29,7%
7,5%
-8,6%
-22,9%
-20,3%
5,7
5,5
5,0
4,6
5,5
5,6
5,3
4,8
Implikowana wycena
Mediana
Waga wskaźnika
Waga roku
50,0%
0,0%
Implikowana wartość TAURON (PLN)
7,31
Zdyskontowana wartość KDT na akcję
0,38
Implikowana wartość TAURON (PLN)
7,68
33,3%
33,3%
50,0%
33,3%
0,0%
33,3%
33,3%
33,3%
EV/EBITDA w oparciu o dług netto na koniec 2010
2 stycznia 2012
12
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Rachunek wyników
(mln PLN)
Przychody ze sprzedaŜy
zmiana
w tym KDT
EBIT w tym
2007
2008
2009
2010
2011P
2012P
2013P
12 264,0
12 448,7
13 694,6
15 428,9
21 205,3
25 380,5
26 769,3
n/a
1,5%
10,0%
12,7%
37,4%
19,7%
5,5%
0,0
192,2
484,0
437,4
430,0
250,0
0,0
186,9
347,0
1 320,8
1 399,3
1 677,8
1 999,6
1 725,0
Wydobycie
-71,5
62,9
147,0
5,9
-0,6
75,3
130,6
Wytwarzanie energii
70,8
-0,7
677,1
656,2
670,2
533,7
121,0
Energetyka odnawialna
45,5
44,0
55,1
89,4
120,6
163,8
45,9
Dystrybucja energii
109,5
193,9
155,6
509,3
689,7
1 044,4
1 231,5
255,5
Segment obrotu
18,7
90,1
301,8
88,1
242,9
238,8
Pozostała działalność
-15,2
-24,6
6,6
35,4
37,0
32,2
34,7
Pozycje nieprzypisane
29,0
-24,6
-22,6
14,9
-82,0
-88,7
-94,1
EBIT
zmiana
marŜa EBIT
Wynik na działalności finansowej
186,9
347,0
1 320,8
1 399,3
1 677,8
1 999,6
1 725,0
n/a
85,7%
280,6%
5,9%
19,9%
19,2%
-13,7%
1,5%
2,8%
9,6%
9,1%
7,9%
7,9%
6,4%
-398,2
-37,3
-96,8
-94,7
-141,7
-53,3
-294,8
Wynik zdarzeń nadzwyczajnych
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Pozostałe
0,0
0,0
0,0
-0,2
-0,7
-0,7
-0,7
Zysk brutto
149,6
250,3
1 226,1
1 257,3
1 623,8
1 704,1
1 326,1
Podatek dochodowy
-0,2
68,0
277,9
265,9
324,8
323,8
252,0
Udziałowcy mniejszościowi
-3,7
51,4
173,7
132,7
19,8
23,5
34,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Zysk z działalności zaniechanej
Zysk netto
153,5
130,8
774,4
858,7
1 279,2
1 356,8
1 039,3
n/a
-14,8%
491,9%
10,9%
49,0%
6,1%
-23,4%
1,3%
1,1%
5,7%
5,6%
6,0%
5,3%
3,9%
Amortyzacja
1 197,7
1 268,7
1 321,0
1 358,8
1 396,5
1 607,1
1 854,4
EBITDA
1 384,6
1 615,8
2 641,8
2 758,0
3 074,3
3 606,6
3 579,5
zmiana
n/a
16,7%
63,5%
4,4%
11,5%
17,3%
-0,8%
11,3%
13,0%
19,3%
17,9%
14,5%
14,2%
13,4%
zmiana
marŜa
marŜa EBITDA
Liczba akcji na koniec roku (mln)
1 554,0
1 554,0
1 554,0
1 752,5
1 752,5
1 752,5
1 752,5
EPS
0,1
0,1
0,5
0,5
0,7
0,8
0,6
CEPS
0,9
0,9
1,3
1,3
1,5
1,7
1,7
ROAE
2,8%
1,2%
6,7%
6,5%
8,4%
8,4%
6,1%
ROAA
1,5%
0,6%
3,6%
3,8%
5,0%
4,7%
3,3%
2 stycznia 2012
13
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Bilans
(mln PLN)
AKTYWA
Majątek trwały
2007
2008
2009
2010
2011P
2012P
2013P
20 247,7
20 823,1
22 155,5
23 430,3
27 719,3
29 840,2
32 340,4
17 387,0
17 984,2
18 475,8
18 959,1
23 171,8
24 960,3
27 280,0
16 469,7
17 098,8
17 260,6
17 524,9
21 762,8
23 558,1
25 895,9
Wartości niematerialne i prawne
285,2
533,3
824,8
970,5
945,4
938,5
920,4
Pozostałe aktywa finansowe
537,1
176,9
179,7
177,5
177,5
177,5
177,5
Pozostałe aktywa niefinansowe
84,6
61,5
58,5
123,6
123,6
123,6
123,6
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
10,4
113,6
152,2
161,8
161,8
161,8
161,8
2 860,7
2 839,0
3 679,7
4 471,2
4 547,4
4 879,9
5 060,5
Rzeczowe aktywa trwałe
Majątek obrotowy
Zapasy
NaleŜności z tytułu dostaw
Pozostałe aktywa obrotowe
Aktywa przeznaczone do sprzedaŜy
Środki pienięŜne i ich ekwiwalent*
(mln PLN)
267,3
395,2
536,2
408,6
494,5
507,6
535,4
1 230,0
1 275,3
1 875,0
2 273,1
2 763,5
3 082,9
3 235,6
387,5
217,1
230,4
311,1
311,1
311,1
311,1
1,7
1,7
6,0
4,4
4,4
4,4
4,4
974,2
949,7
1 032,1
1 474,0
974,0
974,0
974,0
2007
2008
2009
2010
2011P
2012P
2013P
PASYWA
20 247,7
20 823,1
22 155,5
23 430,3
27 719,3
29 840,2
32 340,4
Kapitał własny
11 026,8
11 125,9
11 858,6
14 704,8
15 727,1
16 700,9
17 469,5
Kapitał akcyjny
13 698,6
13 698,6
13 986,3
15 772,9
15 772,9
15 772,9
15 772,9
Pozostałe kapitały własne
-2 671,9
-2 572,7
-2 127,7
-1 068,1
-45,8
927,9
1 696,5
Kapitał mniejszości
2 179,3
2 219,5
2 375,1
507,2
500,5
508,2
524,3
Zobowiązania długoterminowe
4 042,7
4 098,3
4 027,4
4 070,1
6 506,6
7 346,5
8 589,5
PoŜyczki i kredyty
1 535,1
1 426,2
1 179,4
1 076,2
3 512,7
4 352,7
5 595,6
Pozostałe
2 507,6
2 672,2
2 848,0
2 993,9
2 993,9
2 993,9
2 993,9
2 999,0
3 379,4
3 894,4
4 148,2
4 985,0
5 284,6
5 757,2
460,9
649,7
596,3
325,0
1 060,9
1 314,6
1 690,0
Zobowiązania handlowe
1 373,4
1 240,1
1 490,7
1 629,7
1 730,7
1 776,6
1 873,9
Pozostałe
1 164,6
1 489,5
1 807,3
2 193,4
2 193,4
2 193,4
2 193,4
Dług
1 996,1
2 075,9
1 775,7
1 401,2
4 573,6
5 667,2
7 285,6
Dług netto
1 021,8
1 126,2
743,6
-72,8
3 599,6
4 693,3
6 311,6
9,3%
10,1%
6,3%
-0,5%
22,9%
28,1%
36,1%
(Dług netto / EBITDA)
0,7
0,7
0,3
0,0
1,2
1,3
1,8
BVPS
7,1
7,2
7,6
8,4
9,0
9,5
10,0
Zobowiązania krótkoterminowe
PoŜyczki i kredyty
(Dług netto / Kapitał własny)
*róŜnica w pozycji środków pienięŜnych między bilansem a cash flow wynika z salda na kredycie w rachunku bieŜącym
2 stycznia 2012
14
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Przepływy pienięŜne
(mln PLN)
Przepływy operacyjne
Zysk netto
2007
2008
2009
2010
2011P
2012P
2013P
1 471,3
1 615,5
1 963,2
2 520,3
2 450,2
2 996,3
3 244,2
153,5
130,8
774,4
858,7
1 279,2
1 356,8
1 039,3
1 197,7
1 268,7
1 321,0
1 358,8
1 396,5
1 607,1
1 854,4
-130,1
-222,0
-462,7
-62,5
-299,3
-286,6
-83,3
250,2
437,9
330,5
365,4
73,9
319,0
433,8
-1 755,6
-1 514,2
-1 354,0
-1 508,5
-5 690,4
-3 305,4
-4 080,7
-1 819,4
-1 792,2
-1 440,3
-1 518,1
-2 162,2
-3 395,5
-4 174,1
63,8
278,0
86,2
9,6
-3528,2
90,1
93,5
118,4
-95,7
-543,5
-512,9
2 740,1
309,2
836,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Dług
338,2
92,0
-329,3
-337,4
3 172,4
1 093,7
1 618,3
Dywidenda (buy-back)
-32,3
-33,9
-58,2
-5,6
-257,6
-383,8
-271,4
-187,5
-153,9
-155,9
-169,9
-174,6
-400,7
-510,5
Amortyzacja
Kapitał obrotowy
Pozostałe
Przepływy inwestycyjne
CAPEX
Pozostałe
Przepływy finansowe
Emisja akcji
Pozostałe
Zmiana stanu środków pienięŜnych
Środki pienięŜne na koniec okresu
DPS (PLN)
-166,0
5,6
65,7
499,0
-500,0
0,0
0,0
901,4
906,9
972,7
1 471,7
971,6
971,6
971,6
0,02
0,02
0,04
0,00
0,15
0,22
0,15
FCF
-564,7
-466,4
460,9
911,6
288,1
-399,2
-930,0
(CAPEX / Przychody ze sprzedaŜy)
14,8%
14,4%
10,5%
9,8%
10,2%
13,4%
15,6%
2007
2008
2009
2010
2011P
2012P
2013P
54,2
63,5
10,7
10,9
7,3
6,9
9,0
P/CE
6,2
5,9
4,0
4,2
3,5
3,2
3,2
P/BV
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,5
P/S
0,7
0,7
0,6
0,6
0,4
0,4
0,4
-4,9%
-4,0%
4,1%
9,4%
2,2%
-2,8%
-5,8%
8,3
7,2
4,3
3,5
4,4
4,0
4,5
61,2
33,4
8,6
7,0
8,0
7,2
9,3
0,9
0,9
0,8
0,6
0,6
0,6
0,6
0,4%
0,4%
0,7%
0,1%
2,7%
4,1%
2,9%
Wskaźniki rynkowe
P/E
FCF/EV
EV/EBITDA
EV/EBIT
EV/S
DYield
Cena akcji w PLN
5,35
Liczba akcji na koniec roku (mln)
1554,0
1554,0
1554,0
1752,5
1752,5
1752,5
1752,5
MC (mln PLN)
8 313,9
8 313,9
8 313,9
9 376,1
9 376,1
9 376,1
9 376,1
Kapitał udziałowców mniej. (mln PLN)
2179,3
2219,5
2375,1
507,2
500,5
508,2
524,3
11 430,4
11 575,1
11 348,0
9 726,0
13 391,7
14 493,0
16 127,4
EV (mln PLN)
2 stycznia 2012
15
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Michał Marczak tel. (+48 22) 697 47 38
Dyrektor Zarządzający
Dyrektor Departamentu Analiz
[email protected]
Strategia, Telekomunikacja, Surowce, Metale
Departament Analiz:
Departament SprzedaŜy Instytucjonalnej:
Kamil Kliszcz tel. (+48 22) 697 47 06
[email protected]
Paliwa, Chemia, Energetyka
Piotr Dudziński tel. (+48 22) 697 48 22
Dyrektor
[email protected]
Piotr Grzybowski tel. (+48 22) 697 47 17
[email protected]
IT, Media
Marzena Łempicka– Wilim tel. (+48 22) 697 48 95
Wicedyrektor
[email protected]
Maciej Stokłosa tel. (+48 22) 697 47 41
[email protected]
Budownictwo, Deweloperzy
Maklerzy:
Jakub Szkopek tel. (+48 22) 697 47 40
[email protected]
Przemysł
Iza Rokicka tel. (+48 22) 697 47 37
[email protected]
Banki
Gabriela Borowska tel. (+48 22) 697 47 36
[email protected]
Handel
Piotr Zybała tel. (+48 22) 697 47 01
[email protected]
Deweloperzy
Emil Onyszczuk tel. (+48 22) 697 49 63
[email protected]
Michał Jakubowski tel. (+48 22) 697 47 44
[email protected]
Tomasz Jakubiec tel. (+48 22) 697 47 31
[email protected]
Michał Stępkowski tel. (+48 22) 697 48 25
[email protected]
Paweł Majewski tel. (+48 22) 697 49 68
[email protected]
Zespół Obsługi Rynków Zagranicznych
Adam Prokop tel. (+48 22) 697 48 46
Kierownik Zespołu
[email protected]
Michał RoŜmiej tel. (+48 22) 697 48 64
[email protected]
Jakub Słotkowicz tel. (+48 22) 697 48 64
[email protected]
Jacek Wrześniewski tel. (+48 22) 697 49 85
[email protected]
„Prywatny Makler”
Jarosław Banasiak tel. (+48 22) 697 48 70
Dyrektor Biura Aktywnej SprzedaŜy
[email protected]
Dom Inwestycyjny
BRE Banku S.A.
ul. Wspólna 47/49
00-950 Warszawa
www.dibre.com.pl
2 stycznia 2012
16
Tauron Polska Energia
BRE Bank Securities
Wyjaśnienia uŜytych terminów i skrótów:
EV - dług netto + wartość rynkowa (EV- wartość ekonomiczna)
EBIT - Zysk operacyjny
EBITDA - zysk operacyjny przed operacjami finansowymi, opodatkowaniem i amortyzacją
BOOK VALUE - wartość księgowa
WNDB - wynik na działalności bankowej
P/CE - cena do zysku wraz z amortyzacją
MC/S - wartość rynkowa do przychodów ze sprzedaŜy
EBIT/EV- zysk operacyjny do wartości ekonomicznej
P/E - (Cena/Zysk) - Cena dzielona przez roczny zysk netto przypadający na jedną akcję
ROE - (Return on Equity - Zwrot na kapitale własnym) - Roczny zysk netto dzielony przez średni stan kapitałów własnych
P/BV - (Cena/Wartość księgowa) - Cena dzielona przez wartość księgową przypadającą na jedną akcję
Dług netto - kredyty + papiery dłuŜne + oprocentowane poŜyczki - środki pienięŜne i ekwiwalent
MarŜa EBITDA - EBITDA / Przychody ze sprzedaŜy
Rekomendacje Domu Inwestycyjnego BRE Banku S.A.
Rekomendacja jest waŜna w okresie 6-9 miesięcy, o ile nie nastąpi wcześniejsza jej zmiana. Oczekiwane zwroty z poszczególnych
rekomendacji są następujące:
KUPUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji wyniesie co najmniej 15%
AKUMULUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale 5%-15%
TRZYMAJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale -5% do +5%
REDUKUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale od -5% do -15%
SPRZEDAJ - oczekujemy, Ŝe inwestycja przyniesie stratę większą niŜ 15%.
Rekomendacje są aktualizowane przynajmniej raz na 9 miesięcy.
Niniejsze opracowanie wyraŜa wiedzę oraz poglądy jego autorów, według stanu na dzień sporządzenia opracowania. Niniejsze
opracowanie zostało sporządzone z zachowaniem naleŜytej staranności, rzetelności oraz zasad metodologicznej poprawności i
obiektywizmu na podstawie ogólnodostępnych informacji, które DI BRE Banku S.A. uwaŜa za wiarygodne, w tym informacji
publikowanych przez emitentów, których akcje są przedmiotem rekomendacji. DI BRE Banku S.A. nie gwarantuje jednakŜe dokładności
ani kompletności opracowania, w szczególności w przypadku, gdyby informacje na których oparto się przy sporządzaniu opracowania
okazały się niedokładne, niekompletne, lub nie w pełni odzwierciedlały stan faktyczny.
Niniejsze opracowanie nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu instrumentów finansowych. Niniejszy dokument ani
Ŝaden z jego zapisów nie będzie stanowić podstawy do zawarcia umowy lub powstania zobowiązania. Niniejsze opracowanie jest
przedstawione wyłącznie w celach informacyjnych i nie moŜe być kopiowane lub przekazywane osobom trzecim. W szczególności ani
niniejszy dokument, ani jego kopia nie mogą zostać bezpośrednio lub pośrednio przekazane lub wydane w USA, Australii, Kanadzie,
Japonii.
DI BRE Banku S.A. nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania, ani za szkody
poniesione w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie niniejszego opracowania.
Do rekomendacji wybrano istotne dane z całej historii Spółki będącej przedmiotem rekomendacji ze szczególnym uwzględnieniem
okresu jaki upłynął od poprzedniej rekomendacji Inwestowanie w akcje wiąŜe się z szeregiem ryzyk związanych miedzy innymi z
sytuacją makroekonomiczną kraju, zmianą regulacji prawnych, zmianami sytuacji na rynkach towarowych. Wyeliminowanie tych ryzyk
jest praktycznie niemoŜliwe.
Jest moŜliwe, Ŝe DI BRE Banku S.A. świadczy, będzie świadczyć, lub w przeszłości świadczył usługi na rzecz przedsiębiorców i innych
podmiotów wymienionych w niniejszym opracowaniu.
Raport nie został przekazany do emitenta przed jego publikacją. DI BRE Banku S.A. otrzymuje wynagrodzenie od emitenta za
świadczone usługi.
DI BRE Banku, jego akcjonariusze i pracownicy mogą posiadać długie lub krótkie pozycje w akcjach emitenta lub innych instrumentach
finansowych powiązanych z akcjami emitenta.
Powielanie bądź publikowanie niniejszego opracowania lub jego części, lub rozpowszechnianie w inny sposób informacji zawartych w
niniejszym opracowaniu wymaga uprzedniej, pisemnej zgody DI BRE Banku S.A.
Adresatami rekomendacji są wszyscy Klienci Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA .
Nadzór nad działalnością Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA sprawuje Komisja Nadzoru Finansowego.
Osoby, które nie uczestniczyły w przygotowaniu rekomendacji ale miały lub mogły mieć dostęp do rekomendacji przed jej przekazaniem
do publicznej wiadomości, to osoby zatrudnione w DI BRE Banku S.A. upowaŜnione do bezpośredniego dostępu do pomieszczeń, w
których opracowywane były rekomendacje, inne niŜ analitycy wymienieni jako sporządzający niniejszą rekomendację.
Silne i słabe strony metod wyceny zastosowanych w rekomendacji:
DCF – uwaŜana za najbardziej właściwą metodologicznie techniką wyceny; polega ona na dyskontowaniu przepływów finansowych
generowanych przez spółkę; jej wadą jest duŜa wraŜliwość na zmiany załoŜeń prognostycznych w modelu
Wskaźnikowa – opiera się na porównaniu mnoŜników wyceny firm z branŜy; prosta w konstrukcji, lepiej niŜ DCF odzwierciedla bieŜący
stan rynku; do jej wad moŜna zaliczyć duŜą zmienność (wahania wraz z indeksami giełdowymi) oraz trudność w doborze grupy
porównywalnych spółek.
Ostatnie wydane rekomendacje dotyczące Tauronu
rekomendacja
data wydania
Kupuj
2011-05-17
kurs z dnia rekomendacji
6,33
WIG w dniu rekomendacji
48940,24
2 stycznia 2012
17