PEP: Oferta Publiczna

Transkrypt

PEP: Oferta Publiczna
14 kwietnia 2005
Czerpiąc z odnawialnych źródeł
energii
PEP specjalizuje się w outsourcingu energii przemysłowej. Realizując
4 z 10 tego rodzaju projektów w Polsce spółka dominuje na krajowym
rynku. PEP zwiększa także swoją ekspozycję na wykorzystanie
odnawialnych źródeł energii. Szacujemy, iż w 2007r. odpowiednio
21,5% i 36,5% przychodów będzie pochodziło z wytwarzania energii i
ciepła w skojarzeniu oraz z zielonej energii. Prognozujemy
średnioroczną stopę wzrostu sprzedaży w latach 2004-2007 na
poziomie 16,7% oraz trzykrotny wzrost zysku netto do 20,2 mln zł w
2007 r. Wyceniamy metodą porównawczą wartość PEP na 152 mln zł,
natomiast metodą DCF na 196 mln zł.
PEP jest wysoce nowatorską spółką, działającą w segmencie rynku niemal całkowicie
pozbawionego ryzyka regulacyjnego. Obecnie Spółka prowadzi cztery projekty
outsourcingowe spośród wszystkich dziesięciu na rynku krajowym. PEP posiadł
rzadkie umiejętności świadczenia rozwiązań biznesowych w zakresie outsourcingu
energetycznego, będąc operatorem jedynego w swoim rodzaju projektu na rynku
polskim (współpraca z fabryką papieru Mondi).
Pomimo dojrzałości polskiego rynku energii, udział outsourcingu energetyki stanowi
mniej niż 2%, natomiast potencjał wzrostu jest praktycznie nieograniczony. Będąc
pionierem na krajowym rynku outsourcingu energetyki przemysłowej, PEP czerpie
korzyści z tego faktu. PEP może być także postrzegany jako jedyna ekspozycja na
rynek energii odnawialnej, który według naszych szacunków będzie się rozwijał w
okresie 2004-2007 w tempie 20,7% rocznie.
Struktura oferty
Aktualna liczba akcji (przed ofertą)
17 932 392
Liczba akcji oferowanych
10 651 440
Całkowita liczba akcji (po ofercie)
18 114 751
Harmonogram oferty
24 kwietnia
ogłoszenie widełek cenowych
25-27 kwietnia
subskrypcja – inwestorzy detaliczni
25-27 kwietnia
budowa księgi popytu
28 kwietnia
28-29 kwietnia
ogłoszenie ceny emisyjnej
subskrypcja – inwestorzy instytucjonalni
Polska
Kraj
Sektor
Outsourcing energii
Główni akcjonariusze (przed ofertą)
% kapitału
% głosów
Polish Enterprise Fund
61,1%
35,0%
Polenergy Investors B.V.
34,3%
34,3%
% kapitału
% głosów
Główni akcjonariusze (po ofercie)
33,7%
33,7%
Akcje w wolnym obrocie
63,4%
63,4%
Szacujemy, iż skorygowane przychody PEP wzrosną w latach 2005-2007 odpowiednio
o 23,2%, 12,4% i 14,7%, na skutek zwiększenia mocy produkcyjnych oraz wdrożenia
nowych projektów. Po pełnym wdrożeniu wszystkich projektów w 2007r.
prognozujemy, iż skorygowany zysk netto wzrośnie trzykrotnie do poziomu 20,2 mln zł.
W oparciu o wycenę metodą porównawczą na lata 2004-2006, wartość spółki PEP
szacujemy na 152 mln zł. Niemniej jednak, wydłużenie przedziału czasowego na lata
2004-2007 powoduje wzrost wynikowej wyceny do 174 mln zł. Nasza wycena DCF
określa wartość kapitałów własnych spółki PEP na 196 mln zł.
Opis spółki
PEP specjalizuje się w outsourcingu oraz wykorzystaniu
energii ze źródeł odnawialnych. Spółka posiada 72%
udział w rynku outsourcingu energii w Polsce.
PEP: Podsumowanie wyników finansowych i prognozy
W milionach złotych, o ile nie podano inaczej
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Przychody
65,2
63,6
52,8
65,1
73,2
84,0
EBITDA*
0,2
15,6
11,5
18,1
28,2
39,5
Zysk operacyjny*
7,5
13,1
9,3
15,6
22,3
31,5
Dział analiz
Pawel Puchalski
Zysk netto*
5,5
7,9
7,0
8,7
12,2
20,2
P/E (x)
34,0
23,6
26,8
22,0
16,0
9,7
EV/EBITDA (x)
19,2
12,6
17,1
10,8
7,0
5,0
+48 22 586 80 95; [email protected]
Uwaga: Wskaźniki w oparciu o wycenę DCF, *skorygowane o reklasyfikację odsetek na zainwestowanym
kapitale, tworzone/rozwiązywane rezerwy, straty/zyski kursowe.
Źródło: Dane spółki , szacunki DM BZ WBK
Zastrzeżenia i informacje zawarte na ostatniej stronie tego opracowania stanowią integralną część tego opracowania
Polish Energy Partners
14 kwietnia 2005
Spis treści
Spis treści........................................................................................................... 2
Podsumowanie inwestycyjne ........................................................................... 3
Wycena ............................................................................................................... 5
Kluczowe informacje ....................................................................................... 11
Opis projektów ................................................................................................. 15
Marże i czynniki wzrostu................................................................................. 26
Wyniki finansowe i prognozy ......................................................................... 31
Załącznik 1. Projekt w Czechach – potencjalny wzrost ............................... 37
Załącznik 2. Polski rynek energetyczny ........................................................ 38
Załącznik 3. Sprawozdania finansowe........................................................... 45
W raporcie używamy cen z 7 kwietnia 2005.
2
14 kwietnia 2005
Podsumowanie inwestycyjne
PEP specjalizuje się w
outsourcingu energetyki
przemysłowej, prowadząc
obecnie 4 projekty
Spółka
specjalizuje
się
w
projektach
outsourcingu
energetyki
przemysłowej,
zapewniając swoim klientom pomoc na każdym etapie projektu, od jego przygotowania,
poprzez organizację finansowania, do prac budowlanych oraz modernizacji elektrowni,
aż do eksploatacji. Wszystkie cztery projekty kierowane obecnie przez Spółkę są
kontraktami
długoterminowymi,
z
najwcześniejszym
wygasającym
w
2015
r.,
zmniejszając w ten sposób ryzyko działalności spółki. Ponadto, PEP udało się przenieść
ryzyko wahań cen surowców na swoich klientów. Spółka dostarcza swoim klientom
wytwarzaną energię i ciepło w skojarzeniu (CHP) poprzez zastosowanie najnowszych
rozwiązań technologicznych oraz sprzętu. Z uwagi na to, iż spółka prowadzi cztery
spośród dziesięciu projektów outsourcingowych w kraju, uważamy, że pozycja pioniera
daje jej korzystną pozycję konkurencyjną.
Wielkie możliwości na
krajowym rynku
outsourcingu
przemysłowego,
zwłaszcza dla PEP,
bezkonkurencyjnego
lidera rynku z 72%
udziałem
Dostrzegamy znaczny wzrost możliwości dla usług outsourcingu ciepła i energii w kraju.
W
chwili
obecnej
aż
877
firm
przemysłowych
korzysta
z usług
lokalnych
elektrociepłowni, z których większość wymaga natychmiastowej modernizacji bądź
przynajmniej usprawnień technologicznych. Ponadto, dość duża liczba polskich firm
prowadzi działalność w segmentach postrzeganych jako potencjalne cele dla usług
outsourcingu – zakłady chemiczne i petrochemiczne, papiernicze oraz przetwórstwa
mięsnego. Outsourcing ciepła dla tych segmentów powinien być postrzegany jako
strategiczny, o ogromny wpływ na wyniki spółek. Naszym zdaniem PEP, zajmujący
dominującą pozycję na rynku przemysłowego outsourcingu, jest ekspertem w dziedzinie
świadczenia tych usług, posiadając 72% udział w outsourcingu energii cieplnej w kraju.
Udział CHP oraz
odnawialnej energii w
całkowitych przychodach
spółki wzrośnie z 57% w
r. 2004 do 70,1% w r.
2007, przy 25% CAGR
Działalność spółki PEP powinna być postrzegana jako dostarczanie rozwiązań
biznesowych w zakresie świadczenia indywidualnych usług w celu długoterminowej
redukcji kosztów energii. Wzrost spółki jest skutkiem rosnącej ekspozycji na CHP oraz
energię odnawialną. Naszym zdaniem udział tych źródeł przychodów (obu dość silnie
promowanych przez UE) wzrośnie z 57,2% do 70,1% odpowiednio w latach 2004-2007,
co przełoży się na średnioroczną stopę wzrostu (CAGR) 25,4% w latach 2004-07.
Szacowany na 20,4%
CAGR popytu na
odnawialną energię,
biorąc pod uwagę
rosnący niedobór,
stwarza szanse wzrostu
dla cen
Od dnia 1 stycznia 2005 r. krajowi dostawcy energii mają obowiązek nabywania
pewnego udziału energii odnawialnej w całkowitej zużywanej energii. Udział ten,
zgodnie z rozporządzeniem polskiego rządu, ma wzrosnąć z 3,1% w 2005 r. do 7,5% w
2010 r., co przełoży się na rosnący popyt na odnawialną energię (2005-2010 CAGR
popytu 20,4%). Prognozujemy stały niedobór odnawialnej energii w kraju, w dużej
mierze z powodu ogólnego opóźnienia inwestycji, co powinno zagwarantować wzrost
cen energii odnawialnej w prognozowanym okresie. Ponadto, kary nakładane na mocy
rozporządzenia na dostawców energii, którzy nie dokonują zakupu wymagalnej ilości
energii odnawialnej, powinny stanowić dodatkowy bodziec do wzrostu cen energii
odnawialnej.
Współpraca ze spółką
Mondi, głównym klientem
spółki PEP, tworzy 62,1%
całkowitej wyceny
Współpraca ze spółką Mondi Świecie w ramach projektu Saturn oraz przyszłego
projektu Jupiter stanowi główny czynnik wzrostu zysku netto oraz wyceny spółki. W
ramach strategicznego sojuszu, PEP jest nagradzany w zamian za inwestycje własne w
projektach, otrzymując bonusy za osiągnięte oszczędności kosztowe. Duża ekspozycja
spółki PEP wynikająca z tego projektu jest zabezpieczona przez długoterminowe
należności, których spłatę zapewnia umowa z Mondi. Ponadto, zarówno koszty
operacyjne, jak i koszty odsetek są pokrywane przez spółkę Mondi, redukując
potencjalne ryzyko dla spółki PEP. Szacujemy bieżącą wartość netto (NPV) projektu
Saturn na 165 mln zł, czyli 62,1% całkowitej wyceny PEP-u skorygowanej o koszty
centrali.
3
Nowe projekty wdrażane
w bieżącym roku,
generują 17,5% całkowitej
wyceny PEP
14 kwietnia 2005
Obecnie spółka pracuje nad dwoma nowymi projektami, modernizacją turbiny w firmie
Mondi oraz budową farmy wiatrowej 22MWe, których wdrażanie ma rozpocząć się
odpowiednio w lipcu oraz wrześniu b.r. Szacujemy wartość bieżącą tych projektów,
generujących 23,9% całkowitej sprzedaży w 2007 r., na odpowiednio 20 mln zł oraz 26
mln zł, bądź też na 17,5%, skorygowane o koszty centrali, całkowitej wyceny spółki
PEP.
Spadek dostaw energii
elektrycznej w r. 2004
wpłynął ujemnie na
wyniki w zeszłym roku
Według skorygowanych danych, PEP zanotował stabilne przychody w 2002 r. oraz
2003r. W 2004 r. spadek dostaw energii elektrycznej w projekcie Wizów, gdzie klient
przerwał zakupy energii od PEP-u, stanowił 70% z 16,9% zmniejszenia się przychodów
w zeszłym roku. Niemniej jednak Saturn, główny projekt spółki, spełnił pokładane w nim
oczekiwania, zapewniając stały oraz przewidywalny strumień przychodów. W zeszłym
roku baza kosztów spółki PEP była dość wysoka, gdyż duża część całkowitych kosztów
wiązała się z pracami nad projektami, które będą wdrażane w roku 2005.
Prognozujemy wzrost
przychodów PEP o 23%,
12% i 15% w latach 200507, dzięki wdrożeniom
nowych projektów
Spodziewamy się stabilizacji w bieżących projektach oraz znacznego wzrostu w nowych,
które zostaną całkowicie wdrożone odpowiednio w kwietniu/maju 2006 r. (farma
wiatrowa) oraz pod koniec 2006 r. (nowa elektryczna turbina w firmie Mondi). W
bieżącym roku prognozujemy duży wzrost przychodów, o 23,2% do 65,1 mln zł, głównie
ze względu na rosnący przychód ze sprzedaży energii odnawialnej w projekcie Saturn
oraz oczekiwaną poprawę sprzedaży w Wizowie. W 2006 r. prognozujemy wzrost
przychodów PEP-u o 12,4%, ze względu na ukończenie farmy wiatrowej. Naszym
zdaniem przychody zwiększą się do 14,7% w 2007 r. z uwagi na oba nowe projekty, dla
których będzie to pierwszy rok pracy przez pełne 12 miesięcy. Ponadto, oczekujemy
także dużej poprawy marży zysku netto o 10,9 punktów procentowych w okresie trzech
lat, do 24,1% w 2007 r.
Wycena metodą
porównywalną PEP
wskazuje na 152 mln zł
(8,1 zł za akcję)
Dla celów wyceny metodą porównawczą wybraliśmy trzy porównywalne grupy spółek, w
tym producentów energii alternatywnej, polska spółkę Praterm oraz zdywersyfikowane
koncerny europejskie. Wśród tych trzech grup, europejskich producentów energii
alternatywnej wskazujemy jako najbardziej porównywalną grupę, głównie ze względu na
fakt, iż „konwencjonalna“ energia stanowi zaledwie 53% przychodów spółki PEP w
2004 r. i szacujemy, iż wskaźnik ten spadnie do 36% w 2007 r.. Biorąc pod uwagę
bieżącą wycenę porównawczą spółki dla lat 2004-2006, otrzymujemy wycenę PEP w
wysokości 152 mln zł, bądź 8,1 zł za akcję. Jednakże wydłużenie przedziału czasowego
na lata 2004-2007 spowodowałoby wzrost wyceny porównawczej o 1,1 zł na akcję do
9,2 zł za akcję (wycena wartości spółki na poziomie 174 mln zł).
Wycena według modelu
DCF wynosi 196mln zł,
10,4 zł za akcję
Nasza wycena DCF określa wartość spółki PEP na 196 mln zł, bądź 10,4 zł za akcję.
Wskaźniki 2005 P/E i EV/EBITDA, w oparciu o model DCF, wynoszą 22,0x i 10,9x.
Naszym zdaniem tak wysokie wskaźniki są w pełni uzasadnione w świetle wskaźników
2004-2007 PEG i EBITDA 2004-07 CAGR w wysokości odpowiednio 0,5 oraz 50,7%, w
obu przypadkach wyjątkowo wysokich wśród porównywalnych spółek.
PEP zabezpieczony przed
większością czynników
ryzyka, w tym ryzyka
utraty kluczowego klienta
Na tle sektora, naszym zdaniem spółka PEP jest właściwie zabezpieczona przed
wieloma czynnikami ryzyka. Ryzyko regulacyjne zostało skutecznie zredukowane przez
spółkę w wyniku umów, które przenoszą ryzyko zmian w
kosztach materiałów na
klienta. Ponadto, ekspozycja PEP na ryzyko związane ze stopami procentowymi i
kursami walut jest ograniczona ze względu na charakter umowy zawartej z firmą Mondi.
Naszym zdaniem PEP podlega ryzyku regulacyjnemu w zakresie importu energii
odnawialnej, który może negatywnie wpłynąć na jej cenę. Oceniamy ryzyko związane z
utratą głównego klienta jako małe, ponieważ naszym zdaniem w takim przypadku
rekompensata przyznana PEP pokryłaby NPV tego projektu.
4
14 kwietnia 2005
Wycena
Wycena porównawcza
Wybraliśmy trzy porównywalne grupy spółek, w tym producentów energii alternatywnej,
Wybraliśmy trzy grupy
porównywalnych spółek
polską spółkę Praterm oraz zdywersyfikowane koncerny europejskie. Wśród tych trzech
grup, grupa europejskich producentów energii alternatywnej jest dla nas najbardziej
porównywalna, ze względu na to, iż szacujemy spadek udziału „konwencjonalnej“
energii w przychodach PEP-u z 53% w 2004 r. do 36% w 2007 r.
W latach 2005 i 2006
porównywalna grupa
notowana jest ze średnim
wskaźnikiem EV/EBITDA
7,2x oraz 6,8x; oraz P/E
13,7x i 13,0x
W oparciu o wycenę DCF spółka wypada korzystnie na tle najbardziej porównywalnej
grupy, producentów alternatywnej energii, przy porównaniu 2005-07 EV/EBITDA
wskazując na 23,7% premię w b.r., oraz dyskonto 12,4% i 34,1% odpowiednio w latach
2006 i 2007. Średni wskaźnik EV/EBITDA dla wszystkich spółek, odpowiednio 7,2x i 6,8x
dla lat 2005 i 2006, wskazuje iż PEP, przy naszej godziwej wartości, oferowałby premię
52,3% i 2,2% w latach 2005 i 2006. W odniesieniu do wskaźnika P/E, przy cenie
wynikające z modelu DCF, PEP notowany byłby w latach 2005/06 z premią 24,4% i
8,6% w porównaniu do producentów alternatywnych. PEP jawi się jako niedroga spółka
z uwagi na PEG oraz EBITDA 2004-2007 CAGR, ponieważ znaczny wzrost zysków
Spółki w prognozowanym okresie, nienotowany wśród porównywalnych spółek sektora,
wskazuje na dyskonto od 39,4% do 85,6%.
Fig. 1. PEP: Wycena porównawcza
Waluta
PEP
PLN
P/E (x)
Kapitalizacja
(waluta lok.,
Cena*
mln) 2004P 2005P 2006P 2007P
10,4
196
26,8
22,0
16,0
EV/EBITDA** (x)
2004P 2005P
2006P
PEG
EBITDA**
CAGR
2007P 2005-2007 2004-2007
9,7
17,1
10,9
7,0
5,0
0.5
50.7%
Alternatywna energia
Plambeck Neue Energien
EUR
0,8
16
n/a
n/a
10,4
2,0
n/a
14,8
7,8
2,6
n/a
n/a
Solarworld
EUR
95,6
552
34,8
23,0
18,4
14,7
8,8
7,1
6,4
0,0
0.7
n/a
Energiekontor
EUR
1,8
28
9,8
10,4
n/a
0,0
7,4
5,3
n/a
0,0
n/a
n/a
Gamesa Corp Tecnologica
EUR
10,6
2,567
11,7
12,3
11,1
10,6
9,4
8,8
8,2
7,6
3.5
7.5%
Areva
EUR
334,6
11 859
40,7
30,0
25,2
26,0
9,9
9,2
8,3
Mediana
dyskonto/premia do PEP
8,0
1.9
7.4%
23,2 17,7 14,7 10,6
9,1
8,8
8,0
7,6
15,3% 24,4% 8,6% -8,0% 87,9% 23,7% -12,4% -34,1%
1.9
-70,7%
7.5%
-85,3%
17,2 17,6 13,6 10,4
9,8
7,2
5,5
4,4
55,8% 25,2% 17,4% -6,6% 74,9% 52,3% 26,5% 14,1%
1.0
-43,0%
30.8%
-39,4%
Polska spółka porównywalna
Praterm
PLN
17,6
181
CEZ
CZK
406,6
240 490
21,0
16,4
15,2
11,4
7,5
6,8
6,4
5,6
0.7
9.9%
EON
EUR
67,4
46 627
11,5
11,7
10,7
10,5
5,4
5,2
5,0
4,8
3.7
4.3%
Public Power
EUR
22,4
5 192
15,8
12,4
9,9
10,7
7,1
6,5
6,2
6,1
0.9
5.3%
ENEL
EUR
7,4
45 197
17,4
17,0
17,2
14,8
6,5
6,8
6,8
6,5
3.1
0.0%
EdP
EUR
2,2
7 862
14,5
13,1
11,6
10,9
8,5
7,5
6,9
6,3
1.3
10.5%
Zdywersyfikowana energia
Unified Energy
RUB
0,3
12 976
10,4
9,1
11,2
n/a
8,8
8,3
7,5
0,0
n/a
n/a
Endesa
EUR
17,3
18 338
13,2
12,2
11,5
10,8
7,0
6,8
6,4
6,1
1.8
4.8%
Iberdola
EUR
20,7
18 662
15,9
13,8
12,3
11,4
10,1
9,3
8,4
7,7
1.2
9.3%
Red Electrica
EUR
19,1
2 582
19,8
17,3
15,1
14,2
9,4
8,0
7,3
6,9
1.5
10.7%
Union Fenosa
EUR
23,3
7 102
18,0
15,2
13,7
11,6
9,3
8,2
7,7
7,1
1.0
9.3%
Scottish&Southern Energy
GBP
9,07
7 781
17,2
15,9
14,3
13,0
9,1
8,2
7,2
6,7
1.6
10.4%
Scottish Power
GBP
4,15
7 721
14,4
12,8
12,1
11,0
4,8
4,7
4,5
4,2
1.4
4.8%
Viridian
GBP
7,63
1 016
16,2
13,5
14,2
14,2
6,6
5,8
5,8
5,7
3.1
4.8%
6,8
6,1
1.4
3,2% -17,6% -61,1%
7.3%
-85,6%
Mediana
15,9 13,5 12,3 11,4
68,6% 62,3% 29,9% -14,8%
7,5
6,8
128% 59,2%
Mediana – łącznie
16,0 13,7 13,0 11,2
8,6
7,2
6,8
6,1
1,4
7.5%
119% 60,6% 23,4% -13,4% 98,4% 52,3% 2,2% -17,6% -61,1% -85,1%
Źródło: Dane spółki, Bloomberg, I.B.E.S., szacunki DM BZ WBK. *dla PEP korzystamy z ceny wynikającej z wyceny DCF, **EV
skorygowana o bieżącą wartość przyszłych płatności z Mondi, EBITDA skorygowana o odsetki z kapitału zainwestowanego.
5
14 kwietnia 2005
Model biznesu spółki PEP
daje jej przewagę nad
porównywalnymi
spółkami, ze względu na
118% skorygowany
wskaźnik wzrostu EPS na
lata 2004-06
Przewagę modelu biznesowego spółki PEP najlepiej odzwierciedla wzrost zysku na
akcję (EPS) w prognozowanym okresie. Żadna ze spółek nie osiąga podobnego wzrostu
w najbliższych trzech latach. Marża EBITDA w 2005 r., chociaż już przewyższająca
średnią dla sektora, będzie w rzeczywistości znacznie większa w latach 2006 i 2007 z
uwagi na wdrożenie wysokomarżowych projektów.
Fig. 2. Marża EBITDA (2005P, %)
Fig. 3. Wzrost EPS (2004-2006P, %)
Red Electrica
PEP
Solarworld
Public Power
Arev a
CEZ
Public Power
Solarworld
Enel
CEZ
Union Fenosa
Red Electrica
Iberdola
Endesa
PEP
Iberdola
Praterm
Mediana
EdP
Scottish Power
Mediana
EdP
Union Fenosa
Scottish & Southern
Endesa
Scottish Power
EON
Viridian
Praterm
Gamesa
Viridian
Gamesa
EON
Enel
Scottish & Southern
Arev a
0%
10%
20%
30%
40%
50%
Źródło: Bloomberg, szacunki DM BZ WBK
Wycena metodą
porównawczą wskazuje
na 152,2 mln zł, 8,1 zł za
akcję
-20%
60%
20%
60%
100%
140%
Poniżej prezentujemy średnią wycenę spółki PEP wynikającą z wyceny metodą
porównawczą, według której wartość spółki PEP powinna sięgnąć 152,2 mln zł, bądź
8,1 zł za akcję, przy wycenach sięgających od minimum 120,2 mln zł (6,4 zł za akcję) do
maksimum 168,0 mln zł (8,9 za akcję zł).
Fig. 4. PEP: Wartość kapitałów własnych implikowana wyceną porównawczą (mln zł)
P/E 2004-06P EV/EBITDA 2004-06P
waga
średnia ważona
168,0
157,2
60%
164,7
Praterm
139,9
128,9
30%
136,6
120,2
130,6
10%
123,3
70%
30%
154,8
średnia ważona
146,0
waga
152,2
Przy obliczaniu średniej ważonej dla wskaźników uznaliśmy, iż P/E jest znacznie
Porównywalne
alternatywne spółki
najbardziej adekwatne dla
PEP-u
częściej wykorzystywane przez inwestorów, wobec czego zastosowaliśmy dla tego
wskaźnika 70% wagę, natomiast dla cen wynikających z EV/EBITDA 30%. Naszym
zdaniem zdywersyfikowane spółki energetyczne z porównywalnej grupy (w większości
spółki o małym wzroście i wysokiej dywidendzie) w najmniejszym stopniu odpowiadają
rzeczywistemu modelowi biznesowemu spółki PEP. Z drugiej strony, grupa producentów
alternatywnej energii naszym zdaniem wydaje się najlepiej skorelowana, zwłaszcza w
świetle udziału przychodów PEP z energii odnawialnej, który ma wzrosnąć do 38% w
2007 r. (w oparciu o bieżące i nowe projekty). W związku z tym zastosowaliśmy dla
wspomnianych grup spółek odpowiednio wagi w wysokości 10% i 60%. Praterm, jedyna
porównywalna spółka krajowa, otrzymała relatywnie wysoką wagę - 30% - ze względu
na jej wysoki walor porównawczy dla polskich inwestorów. Należy jednak zaznaczyć, że
model biznesowy Pratermu nie jest bliski modelowi biznesowemu spółki PEP, a wycena
6
14 kwietnia 2005
Pratermu nie opiera się na wysoce prawdopodobnych projektach, jak ma to miejsce w
przypadku PEP.
Fig. 5. PEP: Wartość kapitałów własnych implikowana wyceną porównawczą (zł na akcję)
waga
średnia ważona
P/E 2004-06P EV/EBITDA 2004-06P
8,9
8,4
60%
8,8
Praterm
7,4
6,9
30%
7,3
6,4
6,9
10%
6,6
70%
30%
8,2
7,8
waga
średnia ważona
Wzrost wyceny PEP o
21,6 mln zł, bądź 1,1 zł na
akcję, przy wydłużeniu
okresu analizy do 2007
8,1
Należy jednakże zaznaczyć, iż wycena metodą porównawczą PEP wypada znacznie
lepiej, jeśli do wyceny włączymy także rok 2007. Sądzimy iż inwestorzy nie powinni tego
ignorować, ponieważ dwa nowe projekty zdobyte w 2005 r. przyniosą pełne rezultaty
dopiero w 2007 r. Mając to na uwadze, wydłużenie analizowanego okresu czasu o rok,
przy innych czynnikach bez zmian, wycena porównawcza spółki zwiększyłaby się do
173,8 mln zł, wzrastając o 21,6 mln zł wobec naszego bazowego scenariusza (lata
2004-2006).
Fig. 6. PEP: Wartość kapitałów własnych implikowana wyceną porównawczą (mln zł)
waga
średnia ważona
P/E 2004-07P EV/EBITDA 2004-07P
193,3
177,4
60%
188,5
Praterm
157,4
139,6
30%
152,1
147,7
158,6
10%
150,9
70%
30%
178,0
średnia ważona
164,2
waga
173,8
Wycena DCF
Szczegółowe założenia
modelu DCF
Dla celów wyceny, przede wszystkim opieramy się na modelu DCF. Model ten oparliśmy
na następujących założeniach:
•
Dla każdego projektu spółki PEP utworzyliśmy model dla całego okresu
prognozy. W sposób konserwatywny zakładamy stabilną sprzedaż we wszystkich
projektach, z wyjątkiem projektu Saturn, w którym zwiększona ilość nabywanej
biomasy powoduje wzrost wolumenu energii odnawialnej w tempie CAGR 7,4% w
latach 2004-2014.
•
Nieznaczne wahania przychodów spółki PEP w 2008 r. są spowodowane
projektem Jupiter, mającym na celu wsparcie projektu Saturn. Projekt Jupiter
wspomaga firmę Mondi podczas systematycznych modernizacji turbin w projekcie
Saturn, ale ilości energii dostarczanej/odłączanej nie nigdy nie jest taka sama w
żadnym roku, powodując nieznaczne wahania przychodów PEP.
•
By odzwierciedlić stosownie zyski ekonomiczne spółki PEP, zdecydowaliśmy się
zmniejszyć dochody finansowe Spółki i zwiększyć przychody o kwotę odsetek
naliczonych z tytułu wydzierżawionych aktywów (umowa Saturn), przedstawiając
w ten sposób rzeczywisty zysk spółki PEP z transakcji z firmą Mondi. Całość
analizy oparta jest na przedstawionym powyżej podejściu do odsetek z tytułu
dzierżawionych aktywów.
•
Nasze założenia dotyczące ceny produktów (ciepło i elektryczność) oparte są na
stopie inflacji zmniejszonej o 1 punkt procentowy, z wyjątkiem energii
7
14 kwietnia 2005
odnawialnej, dla której szacujemy 2,2% CAGR wzrostu cen w latach 2005–2014
dzięki oczekiwanym korzystnym warunkom rynkowym.
•
Stosujemy prognozy walutowe zespołu makroekonomicznego BZ WBK dotyczące
złotego, szacującą kurs wymiany EUR/PLN na 3,94 oraz 3,90 w latach 2005 i
2006. W długoterminowej prognozie przewidujemy, iż kurs wymiany pozostanie
stabilny.
•
Zakładamy skorygowaną marżę operacyjną w 2005 r. w wysokości 24,0%,
większą o 6,4 punktów procentowych r/r, głównie z uwagi na silny wzrost
produkcji energii odnawialnej. Sądzimy, iż skorygowana marża operacyjna
wzrośnie dalej do 30,5% i 37,6% w latach 2006 i 2007, dzięki zwiększeniu
wydajności, redukcji kosztów oraz wdrożeniu wysokomarżowej farmy wiatrowej
pod koniec roku 2005.
•
Nowe projekty zwiększą amortyzację o 14% r/r w r. 2005 (większość środków
stałych spółki PEP stanowią długoterminowe należności nie podlegające
amortyzacji).
Oczekujemy
jednak,
że
projekt
farmy
wiatrowej
zwiększy
amortyzację do 5,9 mln zł i 8,0 mln zł odpowiednio w latach 2006 i 2007.
•
Szacujemy iż plan opcji menedżerskich zwiększy koszty finansowe o 2,1 mln zł w
r. 2005, 0.9 mln zł w r. 2006 oraz 0,1 mln zł w 2007 r.
•
Naszym zdaniem średnia ważona stopa podatkowa dla projektu sięgnie 24,1% i
21,6% odpowiednio w latach 2005 i 2006; a następnie ustabilizuje się na
poziomie 21% do roku 2015.
•
Z uwagi na to, iż większość nakładów inwestycyjnych (CAPEX) jest przypisanych
do kosztów sprzedanych produktów, w sposób konserwatywny przyjęliśmy
CAPEX w wysokości 1 mln zł rocznie w prognozowanym okresie. Niski CAPEX
wynika z wysokich kosztów modernizacji spółki PEP.
•
Nasz średni ważony koszt kapitału szacujemy na 9,3%, stosując stopę wolną od
ryzyka 6,0%, premię za ryzyko w wysokości 4,5%, betę niezadłużoną 0,76 (za
Damodaranem dla europejskich producentów energii odnawialnej), koszt długu
przed opodatkowaniem WIBOR+2pp oraz stosunek długu do kapitału własnego
117,3%, średni dla całego okresu prognozy 2005-2015.
•
Ze względu na to, iż nie uwzględniamy żadnych nowych projektów (oprócz
dwóch, które mają być wdrożone w b.r.), w naszej analizie szacujemy rezydualny
wzrost wolnych przepływów pieniężnych na 0,5%.
•
Zadłużenie bankowe PEP sięga 222mln zł i prawie w całości pokryte jest, na
mocy umów, przez NPV przyszłych płatności należnych od Mondi w wysokości
219mln zł. Wobec tego, według naszego modelu skorygowany dług netto wynosi
3,3 mln zł.
8
14 kwietnia 2005
Wyceniamy metodą DCF wartość kapitałów własnych PEPu na 196,1 mln zł, lub
10,4 zł na akcję.
Fig. 7. PEP: Średni ważony koszt kapitału - obliczenia
Stopa wolna od ryzyka (rentowność 10-letnich obligacji skarbowych)
6,0%
Beta niezadłużona
0,76
Beta zadłużona
1,48
Premia za ryzyko (kapitał własny)
4,5%
Koszt kapitału
12,7%
Stopa wolna od ryzyka (rentowność 10-letnich obligacji skarbowych)
6,0%
Premia za ryzyko (kredytowe)
2,0%
Stopa podatkowa
19%
Koszt długu (po opodatkowaniu)
6,48%
% długu
54%
% kapitałów własnych
46%
Średni ważony koszt kapitału
Źródło: Damodaran, szacunki DM BZ WBK
9,3%
Fig. 8. PEP: Wycena DCF
w mln zł, o ile nie zaznaczono inaczej
2005P
2006P
2007P
2008P
2009P
2010P
2011P
2012P
2013P
2014P
Przychody
65.1
73.2
84.0
85.3
84.9
85.6
86.8
89.4
90.4
90.1
EBIT
15.6
22.3
31.5
33.7
32.3
31.3
31.5
33.0
33.0
31.6
Opodatkowanie EBIT
3.6
4.7
6.4
7.0
6.9
6.7
5.8
6.8
6.9
6.8
NOPAT
12.1
17.7
25.2
26.7
25.4
24.6
25.7
26.3
26.1
24.8
Amortyzacja
2.5
5.9
8.0
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
Zmiana w kapitale prac.
5.6
-10.0
-1.7
-0.9
-0.6
-0.4
-0.2
-0.1
-0.1
0.0
Nakłady inwestycyjne
92.7
18.0
1.6
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
Inwestycje netto
95.7
2.2
-8.0
-8.0
-7.8
-7.7
-7.6
-7.6
-7.7
-7.7
FCF
-83.7
15.5
33.2
34.7
33.2
32.3
33.4
33.9
33.8
32.5
WACC (2005-2014)
9,3%
Wart. bieżąca FCF 2005-2014
89.2
Stopa wzrostu rezydualnego
0,5%
Wartość rezydualna (TV)
268.8
Bieżąca wartość TV
110.2
Wartość firmy (EV)
199.4
Dług netto*
3.3
Wartość kapitałów własnych
196.1
Liczba akcji** (mln)
18.8
Wartość kapitałów własnych na akcję
10.4
Wzrost przychodów
23.2% 12.4% 14.7%
1.6%
-0.5%
0.8%
1.4%
2.9%
1.2%
-0.3%
Wzrost EBIT
68.2% 43.0% 41.2%
6.9%
-4.1%
-3.1%
0.6%
4.7%
-0.1%
-4.3%
Wzrost NOPAT
77.0% 46.6% 42.2%
6.1%
-4.7%
-3.1%
4.4%
2.0%
-0.6%
-5.1%
Wzrost FCF
n/m
n/m 113.8%
4.4%
-4.1%
-2.7%
3.3%
1.6%
-0.4%
-3.8%
Marża EBIT
24.0% 30.5% 37.6% 39.5% 38.1% 36.6% 36.3% 37.0% 36.5% 35.0%
Marża NOPAT
18.5% 24.2% 30.0% 31.3% 30.0% 28.8% 29.6% 29.4% 28.9% 27.5%
Nakł. inw./Przychody
142.3% 24.6%
1.9%
1.2%
1.2%
1.2%
1.2%
1.1%
1.1%
1.1%
Zmiana w kap. prac./Przychody
8.6% -13.6%
-2.0%
-1.0%
-0.7%
-0.4%
-0.3%
-0.1%
-0.1%
0.0%
Zm. w kap. pr. /Zm. w przychodach
45.4%
n/m -15.6% -64.8% 144.4% -52.7% -18.8%
-5.2%
-6.0%
5.5%
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *skorygowane o wartość bieżącą długoterminowych należności, **w pełni rozwodnione.
Fig. 9. PEP: Analiza wrażliwości (mln zł)
WACC
-0.50%
8,3%
225,6
8,8%
208,7
9,3%
193,6
9,8%
180,0
10,3%
167,6
Źródło: Szacunki DM BZ WBK
9
0.00%
0.50%
227,8
230,3
210,4
212,2
196,1
194,8
180,8
181,6
168,1
168,6
1.00%
233,1
214,2
197,5
182,6
169,3
1.50%
236,4
216,5
199,1
183,7
170,0
Duża wrażliwość na
WACC, niska na stopę
rezydualnego wzrostu
14 kwietnia 2005
Przeanalizowaliśmy wrażliwość modelu DCF na dwa kluczowe założenia: średni ważony
koszt kapitału oraz stopę wzrostu rezydualnego. Okazało się, iż wycena spółki modelem
DCF nie jest podatna na zmiany stopy wzrostu rezydualnego, podczas gdy odznacza
się dużą wrażliwością na zmiany średniego ważonego kosztu kapitału. Zmiana stopy
wzrostu rezydualnego o 2 pp z -0,5% do +1,5% zwiększa wycenę PEP-u o blisko 2,8%.
Z kolei zmieniając koszt kapitału o 2 pp z 10,3% do 8,3%, wartość ta wzrosłaby aż o
36,5%, z 168,8 mln zł do 230 mln zł.
Fig. 10. PEP: Analiza wrażliwości na akcję (zł)
WACC
-0.50%
0.00%
0.50%
8,3%
12,0
12,1
12,3
8,8%
11,1
11,2
11,3
9,3%
10,4
10,3
10,4
9,8%
9,6
9,6
9,7
10,3%
8,9
8,9
9,0
10
1.00%
12,4
11,4
10,5
9,7
9,0
1.50%
12,6
11,5
10,6
9,8
9,0
14 kwietnia 2005
Kluczowe informacje
Profil spółki
PEP świadczy wysokiej
jakości usługi
outsourcingu,
wykorzystuje zieloną
energii
Spółka zapewnia
wsparcie na każdym
etapie realizowanego
projektu
PEP specjalizuje się w rozwoju projektów energetycznych, które następnie są następnie
obsługiwane przez spółkę na mocy długo okresowych umów. Spółka dostarcza energię
elektryczną i ciepło w skojarzeniu (CHP) poprzez zastosowanie najnowszych technologii
i aparatury. PEP powinien być postrzegany jako szara eminencja na polskim rynku
przemysłowego outsourcingu energii i produkcji zielonej energii.
W każdym realizowanym projekcie PEP stara się dopasować do potrzeb klienta. W
pierwszym etapie spółka rekomenduje kompleksową ofertę klientowi. Następnie,
przygotowuje ekspertyzę techniczną, jak również organizuje finansowanie projektu. Po
fazie konstrukcji lub modernizacji, PEP dokonuje optymalizacji operacyjnej projektu, tak
aby klienci mogli wykorzystać efekty synergii uzyskane w ramach grupy kapitałowej
PEP.
Współpraca owocuje
korzyściami w różnych
aspektach działalności
PEP, dzięki wysokiej jakości usług outsourcingowych, oferuje przemysłowym klientom
cały zestaw korzyści, z których za najważniejsze należy uznać:
• Korzyści operacyjne. PEP gwarantuje wysoka jakość zakontraktowanej energii.
Odpowiada
za
maksymalizacja
techniczną
stronę
efektywności).
Nie
projektu
(serwis,
budowa,
modernizacja,
należy zapomnieć również o korzyściach
kosztowych wynikających m.in. z efektów synergii.
• Korzyści finansowe. W przypadku kiedy elektrownia CHP jest przejmowana w
ramach projektu przez PEP, możliwe jest uwolnienie środków finansowych klienta, które
mogą następnie zostać wykorzystane do wsparcia rozwoju podstawowej działalności
danego podmiotu. Pozwala to zazwyczaj na poprawę wskaźnika wykorzystania
środków własnych.
• Korzyści
inwestycyjne.
Klient
może
realizować
znaczne
inwestycje
przy
nienaruszonych środkach własnych, ponieważ PEP organizuje samemu finansowanie
projektu.
• Korzyści biznesowe. Klienci mogą w pełni skoncentrować się na działalności
podstawowej.
Historia
PEP założył w 1997 r.
fundusz Enterprise
Investors
Spółka Polish Energy Partners (PEP) została założony w czerwcu 1997 r. przez trzy
fundusze PE reprezentowane przez Enterprise Investors. W 2002 r. Polenergy Investors
BV, spółka celowa założona przez grupę Allianz inwestującą w przedsiębiorstwa
związane z energią w Europie Środkowo – Wschodniej zapewnił dodatkowe kapitały w
zamian za mniejszościowy udział w Polish Energy Partners. Obecnie jego udział w
kapitale spółki wynosi 34,3%.
11
14 kwietnia 2005
Fig. 11. PEP: Historia i tworzenie wartości dla akcjonariuszy
196.1 mln zł wycena DCF
Założenie PEP
Cze 1998
Kontrakt
Wizów
Lis 1998
Kontrakt
Polar
Cze 1999
Paź 2000
CHP Wizow CHP Zakrzow
start
start
Lis 2000
Sty 2001
Kontrakt CHPJeziorna
Metsa Tissue
start
Kwi 2002
Maj 2002
Kontrakt Mondi CHP Saturn
Swiecie
start
Cze 2005
Jupiter
projekt
Lis 2005
Wind Farm
projekt
Współpraca z Mondi
odpowiada prawie za 70%
wyceny PEP-u
Kluczowym faktem w historii spółki było podpisanie w kwietniu 2002 r. 20-sto letniego
kontraktu z Modni Packaging Paper Swiecie (dawne Frantschach Świecie), największym
w Polsce producentem papieru, zakładającego strategiczny alians energetyczny (projekt
Saturn). Szacujemy, iż współpraca z Mondi będzie generować ok. 62% wartości
kapitałów własnych PEP-u i wzrośnie do 70%, jeśli uwzględnimy rychłe rozszerzenie
współpracy (projekty Jupiter startuje w czerwcu 2005 r.).
Struktura spółki
Model biznesowy PEP-u
zakłada tworzenie spółek
celowych do realizacji
poszczególnych
projektów
PEP alokuje swoje projekty w komandytowych spółkach celowych, utrzymując
całościową kontrolę nad nimi i konsolidując ich wyniki. Ostatnio założone zostały dwie
spółki, INTERPEP Wizów i INTERPEP Zakrzów, i spodziewamy się, że odpowiednie
projekty zostaną tam przeniesione w niedalekiej przyszłości. Spółka celowa Mars
Management powołana została do realizacji potencjalnego projektu w Czechach, który
jest obecnie na etapie wyboru oferenta. Ponadto, PEP posiada 50% udział w spółce
Dipol, na bazie której będzie realizowany projekt farmy wiatrowej (PEP nabędzie
pozostałe 50% udziałów w Dipolu w kwietniu 2005).
12
14 kwietnia 2005
Fig. 12. PEP: Struktura organizacyjna
PEP S.A.
50%
100%
100%
99%
DIPOL S.A.
99%
SATURN
MANAGEMENT
Sp. z o.o.
ENERGOPEP
Sp. z o.o.
1%
1%
SATURN MANAGEMENT i
Wspólnicy Sp. komandytowa
99%
INTERPEP i Wspólnicy
Sp. komandytowa
100%
INTERPEP Sp. z o.o.
INTERPEP i EC Wizów
Sp. komandytowa
100%
Mars Management
s.r.o.
1%
1%
99%
ENERGOPEP i EC
Jeziorna Sp. komandytowa
1%
INTERPEP i EC Zakrzów
Sp. komandytowa
99%
Źródło: Dane spółki
Na dzień dzisiejszy, PEP zarządza i w pełni konsoliduje 4 projekty energetyczne:
Projekt Wizów. Fabryka CHP generująca 4,4 MW energii elektrycznej i 42 MWt ciepła
dostarcza energię do zakładów chemicznych Wizów na podstawie 20-sto letniego
kontraktu. Projekt zakładał budowę fabryki CHP oraz niezbędną infrastrukturę (linie
przesyłowe gazu i ich podłączenie). Budowa rozpoczęła się w czerwcu 1997 r., podczas
gdy kontrakty na dostarczenie energii zostały podpisane w lipcu i listopadzie 1998 r.
Fabryka ruszyła w 1999r.
Projekt Zakrzów. Fabryka CHP generująca 3,4 MW energii elektrycznej i 36,3 MWt
ciepła dostarcza energię do fabryki Polar S.A. oraz sąsiadującego miasta Zakrzów na
podstawie 20-sto letniego kontraktu z 2000 r. Projekt zakładał budowę fabryki CHP oraz
niezbędną infrastrukturę (linie przesyłowe gazu i ich podłączenie).
Projekt Jeziorna. Opalana węglem fabryka CHP generująca 6 MW energii elektrycznej
i 95 MWt ciepła zlokalizowana w Konstancinie-Jeziorna koło Warszawy dostarcza
energię miastu w ramach projektu outsourcingu na podstawie 10-cio letniego kontraktu
leasingu (z opcją na przedłużenie). Ponadto fabryka CHP Jeziorna dostarcza energię do
spółki Metsa Tissue S.A oraz innych producentów papieru.
Projekt Saturn. Największy tego typu projekt CHP, zarządzany przez PEP na
podstawie 20-sto letniego aliansu strategicznego z Mondi Świecie, zaklada dostarczanie
ciepła i elektrycznośći potrzebnej funkcjonwania spółki. Ponadto, ostatnio zainstalowany
13
14 kwietnia 2005
kocioł typu ‘circulating fluidised bed’ (CFB) pozwala na produkcję zielonej energii z
utylizacji biopaliw, takich jak np. kora pozostała po produkcji papieru. Wkrótce
(wdrożenie projektu nastąpi w okresie 2005/06 r.) rozmiar projektu będzie zwiększony
poprzez instalację nowych turbin, które nastepnie zostaną wykorzystane do produkcji
zielonej energii (projekt Jupiter).
PEP zutylizuje gaz
koksowniczy w
Wałbrzychu
Ponadto, w Zakładach Koksowniczych Wałbrzych S.A., PEP buduje wraz z lokalnym
partnerem elektrownię składającą się kotła na gaz koksowniczy i turbiny parowej o mocy
przekraczjącej 8 MW. Fabryka będzie produkować prąd z gazu kosowniczego, który jest
obecnie wypuszczany do atmosfery. Wykorzystanie odpadów pozwala na produkcję
taniego prądu. Budowa powinna zakończyć się w poł. 2005 r., a PEP zarządzający
fabryką do 2011 r. będzie konsolidował wyniki fabryki metodą praw własności.
Budowa farmy wiatrowej
rusza na jesieni 2005 r.,
rozruch w maju 2006
Na jesieni 2005 r. PEP planuje rozpoczęcie budowy farmy wiatrowej, dostarczającej
blisko 55 GWh rocznie. Tak jak w przypadku pozostałych projektów, farma będzie
początkowo finansowana długiem. Poczatek produkcji energii przewidziany jest na
kwiecień/maj 2006.
Oferta Publiczna
Polish Enterprise Fund kluczowy akcjonariusz
PEP-u posiada 59%
kapitału i 35% głosów
Obecnie Polish Enterprise Fund (PEF) jest głównym akcjonariuszem, z 59,1% udziałem
w kapitale spółki. Niemniej jednak, zgodnie z zapisem w statucie spółki, pojedynczy
inwestor nie może przekroczyć progu 35% głosów, bez względu na liczbę posiadanych
akcji. Z tego też powodu udział PEF w prawach do głosu jest ograniczony.
Fig. 13. PEP: Struktura oferty
Liczba akcji
% głosów
% kapitału
10 959 336
36,97%
61,11%
10 605 768
35,00%
59,14%
Polish Private Equity Fund I
177 936
0,99%
0,99%
Polish Private Equity Fund II
Polenergy Investors B.V.
175 632
6 151 440
0,98%
34,30%
0,98%
34,30%
Akcjonariusze mniejszościowi
Razem
821 616
17 932 392
4,59%
75,86%
4,59%
100,0%
Akcje w wolnym obrocie
EI Funds (łącznie)
11 473 056
6 459 336
63,35%
35,65%
63,35%
35,65%
Przed ofertą
EI Funds (łącznie)
Polish Enterpise Fund
Po ofercie
6 105 768
33,71%
33,71%
Polish Private Equity Fund I
177 936
0,98%
0,98%
Polish Private Equity Fund II
175 632
0,96%
0,96%
182 359
18 114 751
1,00%
100,0%
1,00%
100,0%
Akcje serii M
Razem
10,7m (59,4%)
oferowanych w IPO
Podczas IPO, Polenergy Investors sprzedaje wszystkie posiadane akcje PEP-u, podczas
gdy PEF oferuje do 4,5 mln akcji. Liczba akcji w wolny obrocie (free-float) po emisji
wyniesie 63,4%. Dodatkowo PEP wyemituje 182 tys. akcji imiennych serii M
kierowanych do zarządu spółki, obejmowanych po cenie nominalnej, rozwadniających
wskaźniki PEP-u o 1%. Ich posiadacze zobowiązani są do powstrzymania się od
zbywania tych akcji do lutego 2006 r. 4,5-procentowy pakiet akcji, należący do
akcjonariuszy mniejszościowych, będzie dopuszczony do obrotu i dlatego powinien być
postrzegany jako free float, co może stanowić zagrożenie zwiększonej podaży akcji.
14
14 kwietnia 2005
Opis projektów
Z biznesowego punktu widzenia działalność spółki można ogólnie podzielić na trzy
główne segmenty:
•
strategiczny sojusz energetyczny (projekt Saturn);
•
“typowe” dostawy ciepła i elektryczności w skojarzeniu (projekty: Wizów,
Zakrzów, Jeziorna);
•
prace rozwojowe (centrala).
Poniżej omawiamy je szczegółowo. Przedstawimy też najważniejsze cechy nowych
projektów (Jupiter, Farma Wiatrowa).
Projekt Saturn – strategiczny sojusz energetyczny
Definicja strategicznego
sojuszu energetycznego –
umożliwienie obu
stronom czerpania
korzyści z
długoterminowej
współpracy
W ramach
najważniejszego projektu
PEP spółka obsługuje
kocioł
elektrociepłowniczy na
rzecz Mondi na podstawie
20-letniej umowy
Strategiczny sojusz energetyczny oznacza, że cele i wyniki PEP, operatora elektrowni i
Mondi – klienta - są ze sobą ściśle powiązane. Specjalna umowa stanowi, że żadna ze
stron nie może osiągać korzyści – w jakimkolwiek sensie – kosztem drugiej strony.
Zastrzeżono też, że współpraca PEP i Mondi będzie kontynuowana niezależnie od
warunków rynkowych tak, aby zagwarantować obu stronom bezpieczne funkcjonowanie
i korzyści finansowe.
Saturn to zdecydowanie najważniejszy dla firmy projekt. W okresie rozruchu (2002 r.) i w
2005 r. dostarczył odpowiednio od 22,0% do 51,4% przychodów. Przewidujemy, że –
począwszy od tego roku - projekt będzie dostarczał stabilnych przychodów w wysokości
około 32 mln zł rocznie. Na podstawie 20-letniej umowy PEP zobowiązał się do
dostarczania Mondi żądanych ilości energii, modernizacji posiadanej elektrowni,
stosowania biopaliw, podwyższenia sprawności kotła i obniżania kosztów operacyjnych
w ramach projektu. Wszystkie te posunięcia dają wymierne korzyści dla obu stron.
Fig. 14. PEP: Przychody projektu Saturn (mln zł)
Przychody wykazane (zielona energia i leasing operacyjny)
Odsetki od aktywów w leasingu
Razem przychody projektu Saturn
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK
PEP zbudował kocioł
umożliwiający stosowanie
biopaliw
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
12,5
22,8
21,5
31,0
29,5
29,6
1,8
2,9
2,7
2,5
2,0
1,9
14,3
25,7
24,3
33,5
31,5
31,5
W ramach projektu Saturn PEP zbudowała w elektrowni duży kocioł fluidalny (CFB).
Umożliwia on spalanie biopaliw, takich jak kora, ścinki i inne odpady procesu przeróbki
drewna. Na podstawie umowy z Mondi PEP ma udział w przychodach ze sprzedaży
odnawialnej energii produkowanej przy użyciu biopaliw.
PEP otrzymuje prawo do
udziału w produkcji
ekologicznej energii po
modernizacji dwóch
kotłów Mondi
W 2003 spółce udało się przekonać Ministerstwo Gospodarki, że parę z kotła CRB,
będącego wewnętrzną częścią linii produkcyjnej Mondi, można uznać za źródło
odnawialnej energii. Za swoje wysiłki firma otrzymała od Mondi – na podstawie
podpisanej umowy – prawo do udziału w całkowitych przychodach z zielonej energii
pochodzącej z CRB. PEP zmodernizował też w ramach projektu Saturn dwa kotły
węglowe.
Zwiększone zakupy
biomasy dokonywane
przez PEP prowadzą do
wzrostu przychodów z
energii ekologicznej
PEP może dostarczać dowolnie dużą ilość biomasy dla kotła CFB. Oprócz stosunkowo
stabilnego wolumenu kory i ścinków drewna pochodzących bezpośrednio z linii
produkcyjnej Mondi, spodziewamy się, że PEP że w 2005 r. zakontraktuje biopaliwa
pochodzące z zewnątrz (na przykład trociny z tartaków) na kolejne 260 tys. MWh, więcej
15
14 kwietnia 2005
o 45% w porównaniu z własnymi wcześniejszymi szacunkami PEP-u (wyniki pierwszych
3 miesięcy b.r. potwierdzają nasze przypuszczenia). W oparciu o przedstawione przez
firmę przekonujące argumenty postanowiliśmy pozostawić istotny dla przychodów z
CFB udział biopaliw z zewnątrz niemal bez zmian w objętym prognozą okresie od 2005
r.
W projekcie Saturn nie
ma wahań sezonowych
Przewidujemy stabilne, przewidywalne przychody z energii ekologicznej i leasingu
operacyjnego (w tym z odsetek od aktywów w leasingu) w ciągu całego roku, uważamy
więc, że w projekcie Saturn nie wystąpią wahania sezonowe.
Szczegóły koncepcji sojuszu
Nie amortyzowana
długoterminowa
należność w wysokości
220 mln zł wykazana w
księgach rachunkowych
PEP, zrównoważona
długiem
Na podstawie 20-letniej umowy typu ‘sale & lease-back’ z Mondi, której termin
obowiązywania upływa w 2022 r., PEP zaciągnęła denominowane w euro kredyty o
wartości 220 mln zł (dług ten zaciągnięto w ramach projektu budowy CFB), wykazując
elektrownię Mondi jako nie amortyzowaną długoterminowe należności w ramach
środków trwałych bilansu PEP. Zgodnie ze strategią finansowania firmy, całą
długoterminową należność PEP podzieliła na część finansowaną długiem i kapitałem
własnym w stosunku 87/13.
Fig. 15. PEP: Schemat umowy ‘sale & lease-back’
DŁUGOTERMINOWE
NALEŻNOŚCI
KAPITAŁ
Rata odsetkowa
DŁUG
Rata kapitałowa
SPŁACONA JAKO ZMNIEJSZENIE
NALEŻNOŚCI
DŁUGOTERMINOWYCH
PRZYCHODY Z LEASINGU
OPERACYJNEGO
Rata odsetkowa
SPŁACONA PRZEZ MONDI
JAKO PRZYCHODY
FINANSOWE
ODSETKI Z ZAINWESTOWANEGO
KAPITAŁU*
Źródło: dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *reklasyfikowane przez nas z poziomu przychodów finansowych do poziomu przychodów
ze sprzedaży (patrz niżej).
16
14 kwietnia 2005
Fig. 16. PEP: Schemat umowy sprzedaży i leasingu powrotnego – cd.
BILANS
RACHUNEK WYNIKÓW
(20%)
ODSETKI Z
ZAINWESTOWANEGO
KAPITAŁU
DŁUG
PRZYCHODY
OPERACYJNE
KAPITAŁ
NALEŻNOŚCI
DŁUGOTERMINOWE
(80%)
PRZYCHODY
FINANSOWE
zmniejszenie należności długoterminowych
zmniejszenie zadłużenia
PŁATNOŚCI OD MONDI
Źródło: dane spółki, szacunki DM BZ WBK
Koszty operacyjne i
finansowe spłacane przez
Mondi, PEP otrzymuje
dodatkowo premię od
zainwestowany kapitał
Coroczne spłaty kapitału w ramach obydwu transz (kapitałowej i długu) obniżają wartość
należności długoterminowych, natomiast podejście do odsetek jest inne: spłacone przez
Mondi odsetki od długu PEP ujmuje jako przychody finansowe, natomiast odsetki od
części kapitałowej są wykazywane jako przychody z leasingu operacyjnego. Ponadto, w
zamian za swoje wysiłki, PEP otrzymuje coroczną premię w postaci co najmniej 16%
zapłaconych odsetek od zainwestowanego kapitału, które przez spółkę też są
wykazywane jako przychód finansowy. Wielkość ta może ulec zwiększeniu, jeżeli PEP
obniży koszty poniżej uzgodnionego poziomu; zależy to również od wyników
finansowych Mondi za bieżący rok. Mondi pokrywa też wszystkie koszty tego projektu,
opłaty czynszowe i zapłacone podatki (z wyjątkiem wynikających z energii ekologicznej),
które PEP ujmuje w przychodach z projektu Saturn. Koncepcja sojuszu wymaga jednak
od
PEP-u
corocznego
przedstawiania
szczegółowego
budżetu
kosztów
do
zatwierdzenia przez Mondi.
Mondi ma opcję kupna na
Saturn - wykonanie jej
niemal nie zmieni wyceny
PEP
W wyniku powyższego schematu PEP nie jest bezpośrednio narażony na ryzyko
kursowe i ryzyko stóp procentowych. Mondi posiada opcję kupna umożliwiającą firmie
zakup całego projektu Saturn od PEP w dowolnym czasie, uważamy jednak, że cena
zapłacona przez Mondi byłaby bardzo zbliżona do NPV tego projektu.
Przeniesienie odsetek od
aktywów w leasingu z
dochodów finansowych
do przychodów
Część płatności od Mondi, odsetki z zainwestowanego kapitału, PEP wykazuje “pod
kreską” jako przychody finansowe. W rzeczywistości jednak ta kwota reprezentuje
rzeczywisty zysk ekonomiczny PEP z kapitału zaangażowanego w ten projekt, powinna
więc być wykazywana jako przychód. Próbując odzwierciedlić rzeczywiste przepływy w
PEP, postanowiliśmy skorygować wykazywane przez firmę przychody w górę o kwotę
otrzymanych
odsetek
z
zainwestowanego
kapitału,
jednocześnie
zmniejszając
przychody finansowe o tę samą kwotę. Zmiany te spowodują wzrost EBITDA firmy, przy
niezmienionym poziomie zysku netto.
17
14 kwietnia 2005
Umowa sprzedaży i leasingu powrotnego – wpływ na wycenę
Raportowany dług netto
PEP-u wymaga
zmniejszenia o bieżącą
wartość przyszłych spłat
Z powodu charakteru umowy z Mondi, PEP wykazuje w bilansie oprocentowany dług w
wysokości około 222 mln zł. Wpływa on znacząco na wysoki poziom zadłużenia netto
firmy, ale w wycenie DCF nie jest ukazane jego pełne zabezpieczenie należnościami
długoterminowymi, spłacanymi ratalnie przez Mondi.
Dług netto PEP musi być
skorygowany w dół o 191
mln zł – NPV płatności od
Mondi
Umowa gwarantuje PEP, że w ciągu trwania współpracy Mondi spłaci dług/należności
długoterminowe PEP-u. Nawet w najgorszym wypadku – zerwania umowy przez
którąkolwiek ze stron – Mondi musi przejąć całą pozostałą kwotę długu. Dlatego
doszliśmy do wniosku, że dług netto PEP należy obniżyć o wartość bieżącą rat
kapitałowych i odsetkowych w wysokości 219 mln zł.
Fig. 17. PEP: Przychody projektu Saturn* (mln zł)
2002
2003
2004 % zmiana
2005P % zmiana
2006P % zmiana
Przychody
14,3
25,8
24,3
-5,7%
33,4
37,8%
31,5
-5,9%
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *przychody skorygowano w górę o odsetki od aktywów w leasingu.
2007P % zmiana
31,5
0,2%
“Typowe” dostawy energii cieplnej i elektrycznej
Zasadniczo stabilna
wielkość sprzedaży
energii cieplnej i
elektrycznej powyżej 800
tys. GJ w okresie objętym
prognozą
W odniesieniu do początkowej działalności PEP – outsourcingu produkcji energii cieplnej
i elektrycznej – uważamy, że firma powinna w dalszym ciągu dostarczać około 800 tys.
GJ rocznie w ramach kontynuowanej działalności w Wizowie, Zakrzowie i Jeziornej.
Spadek sprzedaży energii o 24% w latach 2002-2004 wynikał z nałożenia się wielu
czynników, w tym zaprzestania poborów energii elektrycznej od PEP przez fabrykę w
Wizowie, zakończenia przez kilku małych klientów współpracy z elektrownią w
Zakrzowie oraz modernizacji mającej miejsce w Jeziornej.
Fig. 18. PEP: Produkcja ciepła i elektryczności – Wizów, Zakrzów, Jeziorna
2000
1800
1600
75%
Sprzedaż energii ('000 GJ, ls)
Zakup surow ców ('000 GJ, ls)
Średnia w ydajność projektów CHP (%, ps)
70%
1400
1200
65%
1000
60%
800
600
55%
400
200
50%
0
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Uwaga: Spadek efektywności w 2005r. spowodowany będzie przez prace modernizacyjne w
Jeziornej
Po modernizacji w 2005 r.
wydajność ma wzrosnąć
o 18 punktów
procentowych r/r do
73,5% w 2006P
Z uwagi na aktualną, przed-modernizacyjną niską ‘jakość’ elektrowni w Jeziornej, firma
może być dumna ze swoich wskaźników wydajności (stosunek energii otrzymanej do
pobranej), mających podstawowe znaczenie w sektorze energetycznym. Standardowy
wskaźnik efektywności wynosi 90% dla energii cieplnej i tylko 35% dla energii
elektrycznej. Poprzez wdrożenie rozwiązań produkcji ciepła i energii elektrycznej w
skojarzeniu firma utrzymywała ogólną wydajność na wysokim poziomie 65,8% do 2003
18
14 kwietnia 2005
r. W 2004 r. i 2005 r. wskaźnik ten przejściowo się obniży z powodu trwającej
modernizacji w Jeziornej, ale przewidujemy, że potem – od 2006 r. - ogólna wydajność
będzie przekraczać 73%.
Od roku 2005 renegocjowane kontrakty i zwiększone zapotrzebowanie największych
Biorąc pod uwagę
aktualną bazę klientów,
ilość sprzedanej energii
wzrośnie o 3,6% CAGR w
okresie 2004/07
klientów PEP na energię cieplną i elektryczną powinny doprowadzić do średniorocznego
wzrostu wielości sprzedaży energii przez firmę w latach 2004-2007 na poziomie 1,5%.
W rzeczywistości wskaźnik ten obniżają ostrożne założenia firmy dotyczące mało
istotnego klienta, który ma zakończyć współpracę ze spółką w 2007 r. Gdyby nie to
zdarzenie, przychody PEP-u z elektrociepłownictwa wzrosłyby w tym okresie o 3,6%
2004-07 CAGR.
Projekt Wizów
W Wizowie PEP zbudował elektrociepłownię gazową dostarczającą energię cieplną i
PEP posiada i operuje
elektrociepłownią
obsługującą zakłady
chemiczne w Wizowie
elektryczną tylko sąsiednim zakładom chemicznym. Wizów przeżywał trudny okres w
2003 r., co wpłynęło na znaczny spadek wielkości zakupów energii cieplnej (o 18,6% rok
do roku) i elektrycznej (o 24,2% rok do roku) w tym roku, a tym samym spadek
przychodów PEP z tego projektu o 14,7%. Sytuacja finansowa Wizowa poprawiła się w
2004 r. w stopniu gwarantującym kontynuację działania, ale fabryka zrezygnowała z
zakupów energii elektrycznej od PEP, co zmniejszyło przychody z tego projektu o
Znaczna zmienność
całkowitych przychodów
Wizowa, które od 2005 r.
mają być stabilne
kolejną jedną trzecią w zeszłym roku. Na szczęście, na podstawie niedawno
renegocjowanej umowy, Wizów zamierza zakupić więcej energii cieplnej dla swojej
nowej linii produkującej sztuczne nawozy, co powinno zwiększyć całkowite przychody w
2005 r. o 38,8% r/r, do wartości przekraczających poziom 10 mln zł.
Wizów istotnie przyczynił się do wahań skonsolidowanych wyników PEP, ponieważ
Korekty w wys. 11 mln zł
za lata 2003/04
zniekształcają
skonsolidowane wyniki
PEP
wykazane wyniki tego zakładu za lata 2003/2004 pozostawały pod znacznym wpływem
pozycji jednorazowych. W 2003 r., aby odzwierciedlić pogarszającą się sytuację Wizowa,
PEP utworzył w tym projekcie odpis na 11,3 mln zł. W roku 2004 przeciwnie: poprawa
sytuacji finansowej Wizowa spowodowała rozwiązanie odpisu w wysokości 10,7 mln zł.
Fig. 19. PEP: Wolumeny projektu Wizów
2002
2003
2004
2005P
2006P
Potencjał produkcji energii cieplnej [GJ/godz.]
75
75
75
75
75
75
Produkcja zmiennej energii cieplnej [tys. GJ]
204
166
201
297
297
297
Potencjał produkcji energii elektrycznej [MWe]
4,1
4,1
0
0
0
0
Produkcja zmiennej energii elektrycznej [MWh]
28 295
21 437
0
0
0
0
Przeciętne zużycie gazu [mln m3]
11 598
9 039
6 167
9 258
9 258
9 258
Znaczny udział
materiałów w kosztach
pomógł Wizowowi
obronić się przed stratami
w 2004 r.
2007P
Na szczęście dla zakładu materiały i energia stanowią około 82% kosztów, a duże
zmiany przeciętnego zużycia gazu (spadek o 22% i 32% w 2003 r. i 2004 r., wzrost o
50% w 2005 r.), ściśle związane z wydajnością, pozwoliły zakładowi uniknąć strat mimo
trudnego roku 2004.
Wzrost przeciętnej
wydajności w 2004 r.
wynikające z przejścia
wyłącznie na produkcję
ciepła
Elektrociepłownia PEP osiągnęła przeciętną wydajność wynoszącą 74% w okresie
produkcji energii elektrycznej (do 2003 r.). Potem przeciętna wydajność wzrosła do
90%, co zwykle ma miejsce w zakładach produkujących tylko energię cieplną.
Fig. 20. PEP: Wydajność zakładu w Wizowie
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Sprzedaż energii ogółem [tys. GJ]
305,6
243,1
200,8
296,7
296,7
296,7
Energia pobrana ogółem [tys. GJ]
417,5
325,4
222,0
333,3
333,3
333,3
19
14 kwietnia 2005
Przeciętna wydajność
Nie przewidujemy wahań
sezonowych
73,2%
74,7%
90,5%
89,0%
89,0%
89,0%
Nie przewidujemy wahań sezonowych w Wizowie. Dostarczana energia cieplna jest
zwykle wykorzystywana do produkcji, co najprawdopodobniej nie ulegnie zmianie, jeżeli
nie nastąpi katastrofa naturalna.
Fig. 21. PEP: Przychody projektu Wizów (mln zł)
2002
2003
Przychody
12,7
10,8
2004 % zmiana
7,3 -32,8%
2005P % zmiana
10,1
38,8%
2006P % zmiana
10,2
1,1%
2007P % zmiana
10,5
2,5%
Projekt Zakrzów
Najmniejszy zakład grupy,
zaopatrujący Polar w
energię cieplną i
elektryczną
Kolejna elektrociepłownia PEP mieści się w Zakrzowie i dostarcza energię cieplną i
elektryczną przede wszystkim Polarowi z grupy Whirlpool, producentowi AGD, oraz kilku
innym podmiotom, niezbyt istotnym dla ogólnej wielkości zakupów.
Zmniejszenie przychodów
i EBITDA z powodu utraty
średniej wielkości klienta
w połowie 2004 r
W 2. kwartale 2004 r. lokalne MPEC zakończyło współpracę z PEP, przez co przychody
elektrociepłowni w Zakrzowie spadły w 2004 r. o 17,5% r/r, co niekorzystnie wpłynęło na
marżę EBITDA za poprzedni rok. W tym roku przewidywany jest spadek o dalsze
16,9%. Naszym zdaniem, przychody zakładu nie są już zagrożone takimi zdarzeniami,
ponieważ aktualna koncentracja dostaw dla Polaru – największego odbiorcy –
przekracza 92%, przez co pozostałe współpracujące podmioty są niemal całkowicie
nieistotne dla przychodów Zakrzowa.
Fig. 22. PEP: Wolumeny projektu Zakrzów
Produkcja stałej energii cieplnej [GJ/godz.]
Produkcja stałej energii elektrycznej [Mwe]
Przeciętne zużycie gazu [mln m3]
Wysoki poziom dźwigni
operacyjnej w Zakrzowie
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
106,5
106,0
83,8
74,2
74,2
74,2
213
224
184
153
153
153
3
3
3
3
3
3
14 199
20 287
7 369
9 582
9 582
9 582
9 691
11 588
7 472
7 302
7 302
7 302
Podobnie jak w Wizowie, w Zakrzowie udział kosztów materiałów i energii w kosztach
ogółem przekracza 83%, dzięki czemu koszty tego zakładu są wysoce elastyczne.
Dlatego przewidujemy, że przy stabilnych przychodach marża EBITDA wypracowana
przez projekt, po spadku w 2004 r., podniesie się w 2005 r.
Stała wysoka wydajność
elektrociepłowni
Jak wspomnieliśmy wcześniej, produkcja w skojarzeniu umożliwia znaczne podniesienie
wydajności w porównaniu z konwencjonalnymi elektrowniami. Dotyczy to również
Zakrzowa, gdzie – zgodnie z naszym modelem – przeciętna wydajność elektrociepłowni
nie powinna spaść poniżej 70% w długim terminie.
Fig. 23. PEP: Wydajność zakładu w Zakrzowie
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
263,7
296,7
215,0
187,8
187,8
187,8
348,9
417,2
269,0
262,9
262,9
262,9
75,6%
71,1%
79,9%
71,4%
71,4%
71,4%
Sprzedaż energii
elektrycznej w 4. i 1. kw.
roku stymuluje sezonowe
wahania przychodów i
EBITDA
Problemem zakładu w Zakrzowie są sezonowe wahania, ponieważ energię elektryczną
sprzedaje się klientom tylko od listopada do marca, kiedy duża produkcja energii
cieplnej umożliwia wydajną produkcję energii elektrycznej, natomiast pomiędzy
kwietniem i październikiem niskie zapotrzebowanie na energię cieplną wpływa na
20
14 kwietnia 2005
znacząco niższą produkcje energii. Z tego powodu Zakrzów osiąga około 35%
przychodów w pierwszym i ostatnim kwartale każdego roku. EBITDA ulega wahaniom
razem z całkowitymi przychodami, natomiast koszty finansowe zakładu rozkładają się
równomiernie na cały rok, przez co w lecie Zakrzów może nawet ponosić straty netto.
Podsumowując, sezonowe wahania zysku netto są znacznie większe, ponieważ
szacujemy, że udział 1. i 4. kwartału w rocznym zysku z działalności operacyjnej wynosi
co najmniej po 40%.
Fig. 24. PEP: Przychody projektu Zakrzów (mln zł)
2002
2003
Przychody
12,0
13,5
2004 % zmiany
9,2 -32,1%
2005P % zmiany
8,8
-3,6%
2006P % zmiany
9,0
1,4%
2007P % zmiany
9,2
2,4%
Projekt Jeziorna
Niedawno przejęta
elektrociepłownia. Proces
modernizacji wpłynie na
ujemną wartość EBITDA
w 2005 r.
Trzecia elektrociepłownia PEP, opalana węglem, znajduje się w Jeziornej i zaopatruje w
energię cieplną i elektryczną prawie 20 podmiotów, z których najważniejsze są: Metsa
Tissue, Konstans i Ecotex, kupujące odpowiednio 41,9%, 21,6% i 9,6% całkowitej ilości
energii cieplnej i elektrycznej sprzedawanej przez ten zakład. Przechodzi on w tej chwili
zmiany własnościowe, ponieważ PEP z operatora staje się właścicielem elektrowni przy
nakładach inwestycyjnych szacowanych w 2005 r. na 7 mln zł (cena nabycia – 25%,
modernizacja – 75%). Modernizacja, która już się zaczęła, będzie mieć katastrofalne
skutki dla marż w 2005 r.; uważamy, że EBITDA i zysk netto projektu w roku bieżącym
przyjmą wartości ujemne. Potem jednak spodziewamy się, iż zakład odzyska
rentowność.
Niepewność co do
aktualnych klientów
obniża przyszłe poziomy
przewidywanej sprzedaży
Spadek całkowitych przychodów i EBITDA w 2004 r. wynikał z nieprzewidzianego
spadku wielkości dostaw energii do klientów Jeziornej o 60%. Na szczęście w
poprzednim roku udział zakupów paliwa w kosztach był dostatecznie wysoki, aby
EBITDA nie przyjął wartości ujemnej. Jak niedawno uzgodniono z Metsa Tissue, energię
dla zwiększonych (w przyszłości) mocy produkcyjnych tej ostatniej firmy będzie
dostarczał zakład PEP, co powinno spowodować wzrost planowanego zapotrzebowania
na MWh o 177% rok do roku i przekroczyć 5 tys. w 2006 r. Z drugiej strony, w oparciu o
własne badania rynku, PEP przyjęła ostrożne założenie, że jeden z największych
klientów elektrowni w Jeziornej może zaprzestać współpracy w 2007 r., co może
zmniejszyć zapotrzebowanie na zmienną energię elektryczną o 43% do poziomu nieco
przekraczającego 3 tys. MWh od 2007 r.
Fig. 25. PEP: Wolumeny projektu Jeziorna
2002
2003
2004P
2005P
2006P
2007P
Potencjał produkcji energii cieplnej [MWt]
24,8
24,4
24,4
24,0
24,0
16,5
462
387
370
375
375
330
0
0
0
0
0
0
Potencjał produkcji energii elektrycznej [MWe]
Przeciętne zużycie węgla [tony]
Zmiany w dźwigni
operacyjnej spowodują
wzrost wrażliwości
EBITDA Jeziornej na
zmiany przychodów
3 492
3 130
1 188
1 900
5 262
3 010
39 300
32 680
35 080
36 990
25 336
22 008
W pierwszych latach działalności Jeziornej udział kosztów paliwa w kosztach ogółem był
wysoki (patrz poniżej), podobnie jak w pozostałych dwóch elektrociepłowniach. Jednak
przejęcie elektrowni w 2005 r. na własność zwiększy inne koszty operacyjne o około 0,8
mln zł, co spowoduje spadek udziału kosztów paliwa w kosztach ogółem do zaledwie
58,5%. Dlatego przewidujemy, że Jeziorna będzie wrażliwa na znaczne zmiany
przychodów, a na 2007 r. przewidujemy 18% spadek przychodów i związany z nim
spadek EBITDA o 43%.
21
14 kwietnia 2005
Decyzja o zakupie
zakładu w celu
zwiększenia wydajności
od 2006 r
PEP, zaniepokojony niską przeciętną wydajnością Jeziornej, postanowił kupić i
zmodernizować zakład, aby poprawić ten wskaźnik. Przewidujemy, że po okresie
przejściowym w 2005 r. wydajność zakładu powinna znacznie przekroczyć 74%, czyli
osiągnąć poziom podobny do innych elektrociepłowni.
Fig. 26. PEP: Wydajność zakładu w Jeziornej
Widać skutki wahań
sezonowych, ale są one
niewielkie, biorąc pod
uwagę wolumeny
sprzedawanej energii
elektrycznej
2002
2003
2004P
2005P
2006P
2007P
475,0
398,4
374,0
382,1
394,3
340,8
821,0
682,7
732,8
772,7
529,3
459,8
57,9%
58,4%
51,0%
49,5%
74,5%
74,1%
Sprzedaż energii cieplnej jest stosunkowo stabilna przez cały rok, natomiast zmienne
dostawy energii elektrycznej (brak popytu od maja do października) wzmagają
sezonowy charakter przychodów Jeziornej. Mimo to – z uwagi na fakt, że sprzedaż
energii elektrycznej stanowi zaledwie 10% sprzedaży projektu ogółem – przewidujemy,
że Jeziorna będzie sprzedawać niemal po 30% swojej rocznej sprzedaży w 1. i 4.
kwartale każdego roku.
Fig. 27. PEP: Przychody projektu Jeziorna (mln zł)
2002
2003
2004 % zmiana
Przychody
12,3
11,2
10,1
-9,3%
2005P % zmiana
10,3
1,7%
2006P % zmiana
11,2
9,0%
2007P % zmiana
9,2
-18,0%
Działalność rozwojowa
Centrala zarządzająca
grupą kapitałową
W strukturze kapitałowej PEP, gdzie większość projektów przesuwana jest do spółek
celowym, grupą kapitałową zarządza centrala. Przychody odnotowane przez centralę są
zazwyczaj minimalne, jako że większość przychodów związanych z rozwojem i
wdrażaniem projektów musi być skorygowana w dół jako przychody wewnątrz grupy.
Tym niemniej, gdy kolejne projekty okazują zostają wdrażane, jednorazowo wysokie
koszty ponoszone na ich rozwój mogą być ujęta jako przychody na poziomie
skonsolidowanym, co miało miejsce w przypadku projektu Saturn w 2002 roku
(jednorazowe przychody w wysokości 12,9 mln zł).
Zazwyczaj centrala
raportuje wysokie straty –
niskie przychody nie
rekompensują wysokich
kosztów
Kiedy projekty PEP znajdują we wczesnej fazie realizacji, przychody związane z
rozwojem
oraz
ze
wsparciem
technicznym
dla
kontynuowanych
projektów
rozpoznawane są w centrali. Z drugiej strony, w poszukiwaniu korzystnych projektów,
PEP musi ponosić duże koszty związane z kontraktowaniem usług na zewnątrz (przede
wszystkim związane z zamawianymi ekspertyzami zewnętrznymi). Ponieważ dodatkowo
centrala utrzymuje własnych pracowników, co powoduje, że EBITDA centrali jest
permanentnie negatywna.
Wdrożono dwuletni
program optymalizujący
koszty celem obniżenia
kosztów średniorocznie o
8%
Usiłując
ograniczyć
dewastujący
wpływ głównej
siedziby
na
EBITDA
grupy,
kierownictwo podjęło pewne kroki, które mają być wdrożone w następnych dwóch
latach, celem redukcji kosztów. Ta inicjatywa obejmować ma zastąpienie zewnętrznych,
drogich specjalistów własnymi wykwalifikowanymi pracownikami, redukcję zatrudnienia
w centrali oraz pewne zmiany w organizacji mające na celu dalszą optymalizację
kosztów.
Ogólnie
rzecz
biorąc,
takie
obcięcie
kosztów
powinno
skutkować
średniorocznym spadkiem łącznych kosztów centrali w latach 2004-2008 w wysokości
5,7% (8,0%, jeżeli nie uwzględnimy wpływu inflacji w tym okresie). Największych
oszczędności oczekujemy w zakresie usług kontraktowanych na zewnątrz –
spodziewamy się, że ich poziom obniży się o 56% w ciągu czterech lat.
Korzyści z tytułu
optymalizacji podatków,
płaconych w całości
przez centralę PEP
PEP również wykorzystuje centralę dla celów optymalizacji podatkowej. Żaden z
obecnie zarządzanych projektów nie płaci podatków, które są obliczane dopiero na
poziomie centrali. Z tego powodu wszelkie możliwe straty na poszczególnych projektach
22
14 kwietnia 2005
zaniżają całkowity dochód podlegający opodatkowaniu i zamiast rozliczania strat w
przyszłości, zmniejszają one skonsolidowane obciążenie podatkowe na dany rok.
Fig. 28. PEP: Przychody centrali* (mln zł)
2002
2003
2004
Przychody
13.8
2.3
2.0
Źródło: Dane Spółki, Szacunki DM BZWBK. * Skorygowane o sprzedaż wewnątrz grupy.
2005P
0.1
2006P
0.3
2007P
0.3
Nowe projekty
Projekt Jupiter
Jupiter – rozszerzenie
projektu Saturn
Projekt Jupiter nie jest projektem indywidualnym – powinien być traktowany jako
dodatek do istniejącego projektu Saturn. W czerwcu 2005 r., w ramach umowy z Mondi,
PEP rozpocznie modernizację turbiny celem osiągnięcia maksymalnie możliwej
produkcji. Podobnie jak Saturn, projekt Jupiter będzie zarządzany w ramach koncepcji
aliansu strategicznego (patrz powyżej).
Wszystkie koszty Jupitera
są przeniesione do
Saturna, co umożliwia
realizowanie wysokich
marż
Ponieważ Jupiter jest traktowany przez spółkę jako dodatek do projektu Saturn,
wszystkie koszty sprzedanych produktów związane z Jupiterem będą przeniesione do
Saturna. Z kolei całkowite przychody Jupitera, oprócz przychodów z leasingu
operacyjnego, będą pochodziły z przychodów z zielonej energii i odsetek z
wydzierżawionych aktywów. W związku z alokacją kosztów marża EBITDA Jupitera (bez
uwzględnienia amortyzacji – aktywa projektu Jupiter są również ujmowane jako
długoterminowe należności) będzie wynosiła 100%, co jest nieosiągalne w innych
warunkach.
Fig. 29. PEP: Przychody projektu Jupiter (mln zł)
2005P
2006P
2007P
2008P
2009P
2010P
Zrelacjonowane przychody (zielona energia i leasing operacyjny)
0,0
0,2
5,9
5,6
4,5
4,5
Odsetki z wydzierżawionych aktywów
0,0
0,0
0,9
1,0
0,7
0,7
Całkowite przychody Jupitera
Źródło: Dane Spółki, Szacunki DM BZWBK
0,0
0,2
6,8
6,7
5,2
5,2
Nie oczekuje się
sezonowości
Tak jak w przypadku Saturna, oczekujemy nieprzerwanych i stabilnych przychodów z
zielonej energii i leasingu operacyjnego w ciągu roku. Z tego powodu nie oczekujemy
żadnej sezonowości w przychodach z projektu Jupiter.
Farma wiatrowa
Projekt farmy wiatrowej
poprawi wyniki PEP-u od
roku 2006
Jest to projekt realizowany we wspólpracy z EPA, polską spółką specjalizującą się w
rozwijaniu farm wiatrowych. Budowa farmy rozpocznie się we wrześniu tego roku, a
projekt powinien w pełni funkcjonować na przełomie kwietnia i maja 2006 roku.
Sądzimy, że ten projekt będzie miał istotny wpływ na wskaźniki spółki, stanowiąc 20,3%
całkowitej skonsolidowanej sprzedaży PEP i 39,6% skonsolidowanego EBITDA w 2007
roku, który będzie pierwszym rokiem funkcjonowania projektu przez pełne 12 misięcy.
Wysokie przychody z
zielonej energii z powodu
wyższych cen
Oczekuje się, że farma wiatrowa dostarczy rocznie prawie 55K MWh. Ceny grają tutaj
kluczową rolę – chociaż cena zielonej energii jest taka sama bez względu na jej
pochodzenie (biomasa, wiatr, woda), w przypadku farm wiatrowych operator nie jest
obowiązany do spłacania ceny „czarnej energii”, umożliwiając w ten sposób farmom
wiatrowym pobranie pełnej ceny odnawialnej energii (powyżej 280 zł za MWh w 2005
roku wobec ceny „czarnej energii” bliskiej 120 zł za MWh). Kontrakt na sprzedaż
produkowanej energii elektrycznej została już podpisany z lokalną spółką dystrybucyjną
w ramach 10 letniej umowy na zakup mocy według stałej, indeksowanej ceny.
23
14 kwietnia 2005
Niskie koszty operacyjne
zwiększają marżę EBITDA
do 90%
Koszty operowania farmą wiatrową są relatywnie bardzo niskie. Projekt tego typu
wymaga tylko kilku pracowników na pełnym etacie i bardzo ograniczonego serwisu
(PEP już uzgodnili opłatę usługową odnoszącą się do liczby MWh wytwarzanych przez
ten projekt). Jednakże, oczekujemy wysokiej amortyzacji i wysokich kosztów
finansowych, które znacznie zaniżą marże farmy, odpowiednio do 60,1% i 19,8% na
poziomie zysku operacyjnego i zysku netto.
Bardzo silne zmiany
sezonowe całkowitych
przychodów i zysku
Sezonowość będzie bardzo silna w projekcie farmy wiatrowej, jako że siła wiatru jest na
polskim wybrzeżu zazwyczaj o wiele większa w pierwszym i czwartym kwartale roku w
porównani z miesiącami wiosenno-letnimi. Z tego powodu po około 33% całkowitych
przychodów będzie realizowanych w tych kwartałach, podczas gdy oczekujemy, że
projekt przyniesie zaledwie po 16,5% całkowitych przychodów w drugim i trzecim
kwartale. Zakres zmian EBITDA powinien odzwierciedlić zakres zmian całkowitych
przychodów, ale oczekujemy, że równo rozłożone wysokie koszty odsetek obniżą zysk
projektu w okresie od maja do września.
Fig. 30. PEP: Przychody projektu Farmy Wiatrowej (mln zł)
2005P
Przychody
0,0
Źródło: Dane Spółki, Szacunki DM BZWBK
2006P
11,2
2007P
17,1
2008P
17,3
2009P
17,6
2010P
17,9
Podsumowanie projektów PEP
Ogólnie rzecz biorąc, współpraca z Mondi w ramach projektów Saturn i Jupiter jest
Współpraca z Mondi
tworzy 69,7% wartości
PEP
kluczowym czynnikiem zwiększającym wartość firmy. Chociaż oczekujemy, że nowe
projekty, a szczególności farma wiatrowa, przyniosą względnie wysokie przychody w
2007 roku, to jednak wysokie początkowe nakłady kapitałowe (farma wiatrowa) i
opóźnione korzyści (Jupiter) zmniejszą rzeczywistą wartość projektów odpowiednio do
26mln zł (farma wiatrowa) i 21mln zł (Jupiter) (19mln zł i 15mln zł, odpowiednio
skorygowane o negatywny wpływ wyników centrali).
Fig. 31. PEP: Rozbicie sprzedaży 2002/2005/2007 (mln zł)
Fig. 32. PEP: Udział w wycenie (%) *
90
75
60
Wizów
9,7%
45
Zakrzów
7,1%
Jeziorna
3,6%
Farma
w iatrow a
9,8%
Jupiter
7,6%
30
15
0
2002
Saturn
Jeziorna
2005P
Wizów
Farma w iatrow a
Niepowodzenie nowych
projektów zmniejszy
wartość PEP tylko o 34
mln zł przy zastosowaniu
metody zdyskontowanych
przepływów pieniężnych
2007P
Zakrzów
Jupiter
Saturn
62,1%
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *ujemna wartość
centrali została rozłożona proporcjonalnie na wszystkie projekty.
Chociaż zarówno projekt farmy wiatrowej, jak i projekt Jupiter, lub wzrastające
przychody z energii odnawialnych, które reprezentują ww. projekty, muszą zostać
uznane jako te, które stymulują wzrost PEP, ale niekoniecznie ma to miejsce w
przypadku wyceny. Jeżeli spółka nie wdroży ww. dwóch projektów, scenariusz, który
24
14 kwietnia 2005
przytaczamy tylko do celów demonstracyjnych, wówczas przewidujmy, że wartość PEP
zostanie obniżona tylko o 17,2%, co zmniejszy wartość PEP do 161,8mln zł.
Wzrost jest kluczowym
do sukcesu
Cele PEP na lata 2005 i 2006
Spółka ogłosiła swoje cele strategiczne na lata 2005-2006, z których większość oceniamy
jako realistyczne. Główne etapy strategiczne tego programu składają się z:
•
Wygrania przetargów na dwa nowe projekty na polskim rynku
outsourcingu przemysłowego (śmiałe, ale realistyczne),
•
Zwiększenia wytwarzania energii odnawialnej z biomasy z 187 GWh w 2004 r.
do 258 GWh tylko w Polsce (widzimy to jako łatwo osiągalny cel i oczekujemy, że
spółka w rzeczywistości przekroczy swoje własne prognozy),
•
Zarządzania farmą wiatrową o mocy 22 MWh i rozpoczęcie wytwarzania
dodatkowych 50 MWh (pierwsza farma rozpocznie działalność wiosną 2005 roku),
•
Wygrania przetargu na dwa projekty outsourcingu przemysłowe w regionie
Europy Środkowej i Centralnej (śmiałe, ale realistyczne).
Nowe projekty o dodatniej
wartości bieżącej w fazie
analiz, nowe emisje akcji
bardzo prawdopodobne
Na chwilę obecną spółka uczestniczy w przetargu na bardzo duży projekt
outsourcingowy, który ma być zrealizowany w Republice Czeskiej. PEP dostał się na
krótką listę składającą się z dwóch oferentów, a ostateczny werdykt ma być znany w
ciągu kilku miesięcy, co umożliwi ewentualne uruchomienie projektu na początku
następnego roku. Dodatkowo, jak zostaliśmy poinformowani, postępują dyskusje
dotyczące kilku innych projektów (o podobnej wielkości, jak projekt Saturn). Nowe
projekty będą najprawdopodobniej wymagały nowych emisji akcji, ale ich oczekiwana
dodatnia wartość bieżąca powinna zapewnić inwestorom odpowiednią rekompensatę.
25
14 kwietnia 2005
Marże i czynniki wzrostu
Porównaliśmy bieżący i przyszły marże zysku netto oraz marże EBITDA spółki PEP z
PEP wkrótce stanie się
liderem branży
porównywalnymi spółkami. Możemy zaobserwować, że wysokie marże EBITDA,
nieznacznie poniżej 30%, są zupełnie naturalne dla przemysłu energetycznego.
Znaczący wzrost skorygowanej marży EBITDA z 21,7% w 2004 r. do 27,8% w 2005 r.
powinien być rozumiany w tych warunkach jako naturalne dostosowanie PEP-u do
średniej rynkowej. Ponadto, spowodowany przez nowe projekty wzrost marży EBITDA
do 38,5% pod koniec 2006 r. powinien uczynić PEP jednym z liderów branży, zamiast
być traktowanym jako wyjątkowe zjawisko.
Fig. 33. PEP: 2004-2006P Porównanie marży zysku netto (%)
20%
2004
2005
2006
16%
12%
8%
4%
Areva
Union
Fenosa
EdP
Viridian
Solarworld
Endesa
Public
Power
EON
Mediana
Enel
Praterm
Scottish
Power
Scottish &
Southern
CEZ
Iberdola
Gamesa
PEP
Red
Electrica
0%
Fig. 34. PEP: 2004-2006P Porównanie marży EBITDA (%)
60%
2004
2005
2006
50%
40%
30%
20%
10%
26
Areva
Viridian
Praterm
PEP
Gamesa
Scottish &
Southern
EON
Union
Fenosa
Mediana
EdP
Iberdola
Endesa
Scottish
Power
Public
Power
Enel
CEZ
Solarworld
Red
Electrica
0%
14 kwietnia 2005
Uzasadnienie założenia
wzrostu marż PEP
Na podstawie bieżących projektów, sądzimy, że istnieje pewna liczba argumentów
wspierających tezę, że marże PEP utrzymają się co najmniej na poziomie
przewidywanym na rok 2005:
•
Wszystkie projekty PEP mogą wytwarzać wspólnie ciepło i energię elektryczną,
rozwiązanie silnie promowane przez Unię Europejską.
•
Trwa modernizacja projektów, co najprawdopodobniej zwiększy wydajność.
•
Zwiększony nacisk na produkcję zielonej energii, w świetle wysokich wymagań
dotyczących zakupów odnawialnej energii przez cały polski przemysł, może
spowodować wzrost cen zielonej energii i przychodów PEP.
•
Kontraktowanie usług na zewnątrz zyskuje na popularności, a ze swoim
doświadczeniem w tym względzie PEP prawdopodobnie przyciągnie nowych
klientów.
•
W sposób konserwatywny modelujemy przychody PEP, tj. ceny węgla i gazu
(zakładamy stabilny wzrost cen paliw w okresie prognozy na poziomie 1%
poniżej tempa wzrostu inflacji, podczas gdy ceny węgla i gazu spadły
odpowiednio o 3% i 11% w ciągu ostatnich czterech lat).
Fig. 35. PEP: Przychody i marże bez nowych projektów
70
40%
60
30%
50
40
20%
30
20
10%
10
0%
0
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Przychody (mln zł, ls)
marża EBITDA (%, ps)
marża EBIT (%, ps)
marża zysku netto (%, ps)
Wyłączając wpływ
nowych projektów,
oczekujemy, że zysk netto
ustabilizuje się na
poziomie 19% w długim
okresie
Po trudnościach, których spółka doświadczyła w 2004 roku, i co do których sądzimy, że
nie powtórzą się w przyszłości (obecnie PEP obsługuje prawie wyłącznie swoich
głównych klientów oraz renegocjowane kontrakty na wzrost sprzedawanej energii),
oczekujemy, że bieżące projekty zapewnią stabilną i zdrową EBITDA w wysokości
27,8% w 2005 r. i 28,3% w 2007 r. Oczekujemy również, że marża zysku netto, po
tymczasowej obniżce w 2005 r. spowodowanej modernizacją jednego projektu,
ustabilizuje się na poziomie 19% w długim okresie.
27
14 kwietnia 2005
Fig. 36. PEP: 2004-07 Wzrost EBITDA (mln zł)
45
36
Fig. 37. PEP: Wycena nowych projektów (%)
EBITDA projektu farmy w iatrow ej
EBITDA projektu Jupiter
EBITDA bieżących projektów
Farma
w iatrow a
9,8%
Jupiter
7,6%
27
18
9
Bieżące
projekty
82,6%
0
2004
2005P
2006P
Duży wpływ nowych
projektów na wskaźnik
EBITDA, mniej oczywisty
na sprzedaż i zysk netto
do 2006 r.
2007P
Oczekujemy, że nowe projekty zapewnią odpowiednio 15,7% i 28,5% całkowitych
przychodów w latach 2006 i 2007. Wpływ nowych projektów na wskaźniki PEP powinien
stać się nawet bardziej widoczny pod względem skorygowanej EBITDA, gdzie farma
wiatrowa oraz projekt Jupiter razem powinny dodać odpowiednio 37,2% i 56,9 % do
skonsolidowanego EBITDA w latach 2005 i 2007. Obraz sytuacji staje się trochę mniej
jasny w odniesieniu do zysku netto, ponieważ oczekujemy, że duże, finansowane
długiem inwestycje obniżą całkowity zysk netto w 2005 r. o 20,3%. W 2006 r.,
raportowany przez PEP zysk netto wzrośnie z tytułu nowych projektów zaledwie o 5,7%,
a przełom powinien być widoczny w 2007 r., w którym bieżące projekty powinny
przynieść około 56% zysku netto.
Alians strategiczny z Mondi – implikacje dla skonsolidowanych marż
Powiązania pomiędzy
kosztami operacyjnymi i
przychodami Saturna
czynią ten projekt
unikalnym pod względem
kontrybucji do
skonsolidowanych
wyników
Z powodu unikalnego charakteru współpracy PEP z Mondi, wartość przychodów i marży
osiąganych dzięki tym projektom wymaga bardziej szczegółowego komentarza. W
projekcie Saturn, przychody są bezpośrednio powiązane z kwotą kosztów własnych
sprzedaży raportowaną przez PEP. Użyliśmy danych za rok 2004 jako podstawowego
scenariusza, a następnie sztucznie zmienialiśmy wysokość poniesionych kosztów
operacyjnych w celu pokazania jej wpływu na dane skonsolidowane. Chociaż zmiany,
które zastosowaliśmy do kosztów własnych sprzedaży są zbyt drastyczne (0%, 200%
budżetowanych kosztów...), w naszej opinii są one przydatne dla ujawnienia trendów i
mechanizmów mających miejsce w rachunku wyników PEP.
28
14 kwietnia 2005
Fig. 38. PEP: Szczegóły aliansu strategicznego (mln zł)
no COGS
50% COGS
actual 2004 150% COGS 200% COGS
Projekt Saturn
COGS
0,0
5,3
10,5
15,8
21,0
Przychody operacyjne
7,7
13,0
18,2
23,5
28,7
Przychody z zielonej energii
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
Odsetki z zainwest. aktywów
2,7
2,7
2,7
2,7
2,7
13,8
19,0
24,3
29,5
34,8
-43,3%
-21,6%
0,0%
21,6%
43,3%
Całkowite przychody projektu
Zmiana w przychodach (%)
EBITDA*
Marża EBITDA (%)
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
100,0%
72,4%
56,7%
46,6%
39,6%
Zysk netto*
Marża zysku netto (%)
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
71,0%
51,4%
40,3%
33,1%
28,1%
Grupa kapitałowa PEP
Całkowita sprzedaż
Zmiana całkowitej sprzedaży (%)
Całkowita marża EBITDA (%)
42,3
47,6
52,8
58,1
63,4
-19,9%
-9,9%
0,0%
9,9%
19,9%
25,2%
22,5%
20,2%
18,4%
16,9%
Całkowita marża zysku netto (%)
12,6%
11,2%
10,1%
9,2%
8,4%
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *PEP korzysta z oszczędności w kosztach, więc
rzeczywiste wartości będą większe przy scenariuszach uwzględniających redukcję kosztów.
Redukcja kosztów
operacyjnych w projekcie
Saturn implikuje spadek
przychodów i wzrost
marży…
Jeżeli spółce uda się zoptymalizować koszty sprzedaży zmniejszając je o 50%
względem ich wartości budżetowej, przychody z projektu spadną o tę samą wielkość (w
naszym przypadku o 21,6%). Jednakże, te kompensujące się zmiany nie naruszą ani
EBITDA, ani zysku netto, w ten sposób zdecydowanie zwiększając odpowiednie marże (
o 15,7% i 11,1%). Przy zastosowaniu ekstremalnego scenariusza eliminującego koszty
operacyjne, przychody z projektu Saturn spadłyby o 43,3%, a marża EBITDA
wynosiłaby okrągłe 100%, bez żadnego rzeczywistego pogorszenia się finansowej
pozycji PEP (w istocie marża EBITDA prawdopodobnie przekroczyłaby 100% z tytułu
premii przyznanych przez Mondi, patrz poniżej).
… prawdopodobnie
zwiększonej przez Mondi,
która nagradza PEP za
osiągnięcia w redukcji
kosztów…
W rzeczywistości, zgodnie z koncepcją strategicznego aliansu energetycznego, zyski
PEP z projektu Saturn zależą od zainwestowanego kapitału własnego i redukcji
kosztów. Jeżeli PEP będzie w stanie zredukować koszty operacyjne, jego EBITDA
wzrośnie z tytułu dodatkowych płatności dokonanych przez Mondi, wynagradzających
spółkę za osiągnięcia kosztowe.
… I która nie może zostać
przeoczona przy
analizowaniu danych
PEP.
Ten mechanizm przekłada się także na skonsolidowane dane PEP. 100-procentowe
zmniejszenie kosztów w projekcie Saturn, korzystne dla obu stron, w rzeczywistości
spowodowałby spadek przychodów PEP nawet o 19,9%, przypuszczalnie stanowiąc
mylący sygnał dla inwestorów. Na szczęście dla spółki, przy pozostającej bez żadnej
zmiany kwocie zysku, marże PEP mogłyby wzrosnąć – odpowiednio o 5,0 pp i 2,5 pp w
przypadku marż EBITDA i zysku netto.
Uważamy, że znaczenie projektu Saturn dla całej grupy jest wystarczająco duże, aby
inwestorzy zwracali pilną uwagę na zmiany zachodzące w tym projekcie. W
rzeczywistości przedstawiony powyżej mechanizm miał miejsce w ostatnim roku, gdy 6procentowy spadek w przychodach z projektu Saturn wynikał tylko i wyłącznie z
oszczędności w kosztach operacyjnych projektu, mających miejsce w ciągu 2004 r.
Struktura kosztów
Koszty materiałowe i
energii stanowią 37,5%
całkowitych kosztów
operacyjnych
Struktura kosztów PEP jest zdominowana przez materiały i energię (37,5% calkowitych
kosztów sprzedaży na koniec 2004 r.) oraz płace (33,0% całkowitych kosztów). Nie
29
14 kwietnia 2005
oczekujemy żadnych istotnych zmian w trendach dotyczących kosztów, a poniżej
przedstawiamy spodziewane zachowanie najważniejszych ich składowych.
Fig. 39. PEP: Trendy w pozycjach kosztów
60%
50%
Fig. 40. PEP: Koszty materiałowe
100
Materiały i energia
Amortyzacja
Wynagrodzenia i ich pochodne
Przychody (mln zł, ls)
Koszt materiałów (mln zł, ls)
Materiały i energii do przychodów (%, ps)
43%
80
38%
60
33%
40
28%
20
23%
40%
30%
20%
10%
0%
2002
2003
2004
2005P
2006P
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK.
Zwiększenie wydajności
operacyjnej wpływa na
obniżenie udziału
kosztów materiałów
0
2007P
18%
2002
2003
2004
2005P 2006P 2007P
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK.
Chociaż jesteśmy świadkami relatywnie stabilnego trendu w zmianach cen węgla i gazu
przez ostatnie cztery lata, w sposób konserwatywny przewidujemy ich wzrost zgodnie z
tempem wzrostu cen (CPI) w prognozowanym okresie. Fluktuacje w latach 2004/2005
(udział kosztów materiałowych i energii w kosztach całkowitych spadł do 37,5% w 2004
r., a następnie spodziewany jest wzrost do oczekiwanej wielkości 40,1% w tym roku)
znajdują wyjaśnienie w jednorazowym spadku przychodów w 2004 r. Możemy
prześledzić korzystny trend zmiany kosztów materiałów w stosunku do przychodów na
Fig. 55, gdzie ten wskaźnik spada zgodnie ze zwiększającą się wydajnością z 30,9% w
2004 r. do 29,2% pod koniec 2005 r. W kolejnych latach, bez względu na dalszy szybki
spadek, wskaźnik ten staje się mniej użyteczny z powodu wpływu nowych projektów
uwzględnionych w mianowniku.
Płace związane z
projektem Saturn
przejściowo przekraczają
30% przychodów w latach
2004/2005, wzrasta
amortyzacja
Koszty pracownicze silnie wzrosły z 19,7% w 2002 r. do 32,7% pod koniec 2004 r.,
przede wszystkim z powodu zaangażowania się spółki w projekt Saturn. Ostateczne
ukończenie
prac
rozwojowych/wdrożeniowych
w
ramach
tego
projektu
oraz
zastosowane środki obniżające koszty powinny umożliwić redukcję udziału kosztów
personelu w kosztach całkowitych do 28,3% w roku 2005, co wydaje się nam znaczącym
osiągnięciem, biorąc pod uwagę dodatkowe koszty prac rozwojowych/wdrożeniowych w
zakresie projektów farma wiatrowa i Jupiter. Ostatecznie, udział amortyzacji powinien
wzrosnąć z obecnych 5% do oczekiwanego poziomu 15,2% w 2007 r. z powodu ponad100 milionowej inwestycji w farmę wiatrową, dokonanej na przełomie lat 2005 i 2006.
30
14 kwietnia 2005
Wyniki finansowe i prognozy
Podstawowe trendy w spółce
PEP generuje stabilny
strumień przychodów z
leasingu operacyjnego, a
przychody z odnawialnej
energii silnie wzrastają
Działalność PEP może zostać sprowadzona do produkcji ciepła i energii elektrycznej,
uzupełnionej przez przychody pochodzące z leasingu operacyjnego, stabilne i o
przewidywalnej wartości w prognozowanym okresie na poziomie ponad 21mln zł rocznie
(liczonych z odsetkami z tytułu wydzierżawionych aktywów), z naciskiem postawionym
na odnawialne źródła energii. Uważamy, że udział przychodów pochodzących z
produkcji energii w skojarzeniu oraz energii odnawialnej (obie metody wytwarzania
energii są silnie promowane przez Unię Europejską) w całkowitych przychodach
powinien wzrosnąć z 57,2% do 70,1% odpowiednio w latach 2004 i 2007, przy
średniorocznej średniej stopie wzrostu w okresie 2004-2007 wynoszącej 25,4%.
Fig. 41. PEP: Struktura sprzedaży* i marża EBITDA*
90
80
70
Odestki z kapitału zainw est. (ps)
Energia elektryczna (ps)
Zielona energii (ps)
marża EBITDA (%, ls)
50%
Ciepło (ps)
Leasing operacyjny (ps)
Centrala (ps)
40%
60
30%
50
40
20%
30
20
10%
10
0
0%
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Źródło: Dane firmy, szacunki DM BZ WBK. *zarówno całkowite przychody i wskaźnik EBITDA są
skorygowane w górę o odsetki z tytułu wydzierżawionych aktywów względem raportowanych
danych.
Zielona energia to główny
czynnik zwiększający
całkowite przychody PEP,
a jej udział w
przychodach w 2007 r. ma
się zwiększyć do 38%
Biorąc pod uwagę dyrektywy Unii Europejskiej, postrzegamy wzrost przychodów
pochodzących z odnawialnej energii, jako najważniejszy czynnik wzrostu całkowitych
przychodów i EBITDA PEP w prognozowanym okresie. Obecnie spółka zużywa
biomasę w ramach współpracy z Mondi, a wzrastająca wydajność (projekt Jupiter)
połączona ze zintensyfikowanymi zakupami biomasy powinna przekształcić się w
rosnący trend „własnej” produkcję zielonej energii. Dodatkowo, spółka zainstaluje
22MWe w turbinach wiatrowych w ramach nowego projektu farmy wiatrowej, który
powinien w pełni funkcjonować w kwietniu 2006 r. Na tej podstawie oczekujemy, że
udział odnawialnej energii w całkowitych przychodach wzrośnie z nieznaczącego
poziomu 0,5% w 2003 r. do 18,5% w tym roku, i do wysokiego poziomu 38,0% w 2007
r., dając średnioroczną stopę wzrostu równą 110% w latach 2004-2007.
31
14 kwietnia 2005
Fig. 42. PEP: Analiza bilansu (mln zł)
400
Kapitał w łasny
Zobow iązania odsetkow e
Należności długotermnow e
350
300
250
200
150
100
50
0
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Polityka finansowania
nowych inwestycji 80%
długiem celem
utrzymania wysokiego
wskaźnika dźwigni
finansowej
Dług PEP zabezpieczony
długoterminowymi
należnościami, wynosi
obecnie zaledwie 1,1mln
zł skorygowanego długu
netto
Oficjalna polityka spółki zakłada finansowanie 80% nowych projektów długiem, podczas
gdy wolna gotówka jest przede wszystkim używana do finansowania kapitałowej części
nowych przedsięwzięć. Z tego powodu, wskaźnik dźwigni finansowej wynosił znacznie
powyżej 200% w 2003 i 2004 roku. Uważamy, że inwestycje netto związane z dwoma
nowymi projektami zwiększą ten wskaźnik do 279% w 2005 r. i 289% w roku 2006.
Tym niemniej, do 2004 roku, dług odsetkowy był w pełni zabezpieczany przez wartość
należności długoterminowych (dług i należności pochodziły z projektu Saturn). Wartość
bieżąca netto długoterminowych należności w rzeczywistości kompensuje całą kwotę
długu, co wpływa na zmniejszenie skorygowanego długu netto PEP do wysokości 3,3
mln zł w tym roku. Ta równowaga zostanie zaburzona przez finansowany długiem
projekt farmy wiatrowej (przez co spodziewamy się, że dług odsetkowy wzrośnie
powyżej należności długoterminowych od 2005), ale oczekujemy, że skorygowany
wskaźnik dźwigni finansowej osiągnie swoją maksymalną wartość 105% w 2007 roku,
przy jego niskim poziomie 15% w roku 2004.
Fig. 43. PEP: Analiza przepływu wolnych środków pieniężnych
40
35
20%
FCF* minus w ydatki inw estycyjne
Skorygow ane odsetki
FCF/EV
18%
16%
30
14%
25
12%
20
10%
8%
15
6%
10
4%
5
2%
0
0%
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *wolne przepływy gotówkowe (FCF) i nakłady
inwestycyjne zgodnie z modelem DCF
32
PEP generuje wysokie
przepływy gotówkowe od
roku 2006, zwiększając
wskaźnik FCF/EV do
17.7%
14 kwietnia 2005
Oczekujemy, że w roku 2006 PEP przekształci się w spółkę generującą wysokie
przepływy gotówkowe, co przekłada się na wysokie wskaźniki FCF/EV w wysokości
17,1% i 17,7% odpowiednio w latach 2006 i 2007. Chociaż oczekujemy, że odsetki
płacone przez PEP (skorygowane w dół o odsetki otrzymane z projektów związanych z
Mondi w ramach gwarancji spłaty) wzrosną maksymalnie do 7,9 mln zł w 2006 roku,
powinny wynieść wówczas jedynie 23,4% łącznych wolnych środków pieniężnych (FCF)
pomniejszonych o wydatki inwestycyjne (CAPEX). Nawet wyłączając CAPEX,
oczekujemy, że PEP będzie generować stabilną kwotę trzydziestu kilku milionów zł
przepływów rocznie począwszy od roku 2007.
Szacunki przychodów
Zgodnie z danymi spółki, w roku 2004 PEP doświadczył spadku dostaw energii do
wszystkich konwencjonalnych projektów, od 6,1% w Jeziornej do 27,5 % w Zakrzowie.
W przypadku Wizowa, 17,4% spadek był spowodowany tym, że jedyny nabywca przestał
Niskie przychody w 2004
r., spowodowane przez
spadek produkcji energii
elektrycznej
kupować energię elektryczną od spółki, podczas gdy w projekcie Zakrzów PEP stracił
średniej wielkości klienta w trakcie 2004 roku. W Jeziornej, spadek wyniknął z twardych i
przedłużających się negocjacji z Metsa Tissue. Sytuacja powinna zmienić się w Wizowie
w przyszłym roku na podstawie renegocjowanego, wzmożonego popytu na ciepło
pochodzącego z fabryki. Ostatecznie, zgodnie z własnymi założeniami spółki
zakładamy, że spadek produkcji energii przez Jeziorną pod koniec 2007 r. wyniesie
13,5%. Od tego momentu przewidujemy, że PEP będą prawie wyłącznie obsługiwał
swoich głównych klientów (Mondi, Wizów, Polar, Metsa Tissue), co powinno w dalszym
stopniu zredukować ryzyko biznesowe spółki.
Fig. 44. PEP: Produkcja energii (‘000 GJ)
2002
2003
2004P
r/r
2005P
r/r
2006P
r/r
Saturn*
12,7
104,6
237,9 127,4%
236,8
-0,5%
235,8
-0,4%
Wizów
305,6
243,1
200,8 -17,4%
296,7
47,8%
296,7
0,0%
Zakrzów
263,7
296,7
215,0 -27,5%
187,8 -12,7%
187,8
0,0%
Jeziorna
475,0
398,4
374,0
-6,1%
382,1
2,2%
394,3
3,2%
Jupiter*
0,0
0,0
0,0
0,0
11,2
Farma wiatrowa*
0,0
0,0
0,0
0,0
131,7
Produkcja odnawialnej energii
12,7
104,6
237,9 127,4%
236,8
-0,5%
378,7
59,9%
Całkowita produkcja energii**
1 057,0 1 042,8 1 027,7
-1,4% 1 103,4
7,4% 1 257,5
14,0%
Źródło: Dane firmy, szacunki DM BZ WBK. * tylko zielona energia, ** produkcja dla Mondi nie jest uwzględniona.
Zielona energia – czynnik
silnie poprawiający
wyniki PEP
2007P
244,9
296,7
187,8
340,8
126,9
197,5
569,4
1 394,7
r/r
3,9%
0,0%
0,0%
-13,5%
10x
50,0%
50,4%
10,9%
Produkcja zielonej energii do tej pory wykazywała silny trend wzrostowy, głównie z tytułu
wzrastającej jej ilości produkowanej przez projekt Saturn, z wykorzystaniem kotła CFB
działającego na pełną moc od roku 2004. Dalszy wzrost produkcji pochodzącej ze
spalania biomasy stanie się widoczny od roku 2005 - czemu będą towarzyszyły
zwiększone zakupy biomasy - a także od roku 2006 dzięki projektowi Jupiter.
Oczekujemy również, że farma wiatrowa dostarczy sporą ilość zielonej energii
począwszy od maja 2006 r., osiągając pełną moc produkcyjną w roku 2007. Ogólnie
rzecz biorąc, oczekujemy, że udział produkcji odnawialnej energii w całkowitej produkcji
PEP wzrośnie z 1,2% w roku 2002 i 23,1% w roku 2004 do 40,8% pod koniec roku
2007.
33
14 kwietnia 2005
Fig. 45. PEP: Struktura sprzedaży według projektów (mln zł)
2002
2003
2004P
r/r
2005P
r/r
2006P
r/r
2007P
r/r
Saturn
14,3
25,8
24,3
-5,7%
33,4
37,8%
31,5
-5,9%
31,5
0,2%
Wizów
12,7
10,8
7,3
-32,8%
10,0
36,7%
10,0
0,7%
10,2
1,5%
Zakrzów
12,0
13,5
9,2
-32,1%
8,7
-5,1%
8,8
0,8%
8,9
1,5%
Jeziorna
12,3
11,2
10,1
-9,3%
10,3
1,7%
11,2
8,8%
9,2
-18,2%
Główna siedziba
13,8
2,3
2,0
-13,9%
2,7
35,8%
0,3
-89,8%
0,3
0,0%
Jupiter
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
6,8
30x
Farma wiatrowa
0,0
0,0
0,0
0,0
11,2
17,1
51,8%
Całkowite przychody
65,2
63,6
52,8
-16,9%
65,1
23,2%
73,2
12,4%
84,0
14,7%
Źródło: Dane Spółki, szacunki DM BZ WBK. * przeszłe i prognozowane dane są skorygowane o reklasyfikowane odsetki z tytułu
zaangażowanego kapitału.
Sprzedaż wzrośnie
odpowiednio o 23%, 12% i
15% w latach 2005-2007
Oczekujemy, że całkowita sprzedaż wzrośnie odpowiednio o 23,2%, 12,4% i 14,7% w
latach
2005-2007.
Będzie
to
spowodowane
przede
wszystkim
wzrastającymi
przychodami z tytułu produkcji zielonej energii z projektów Saturn, Jupiter oraz farmy
wiatrowej, co powinno być wspierane przez przewidywany wzrost sprzedaży przez
Wizów w roku 2005. W przyszłych latach oczekujemy stabilizacji bieżących projektów
oraz solidnego wzrostu nowych projektów, które zgodnie z oczekiwaniami staną się w
pełni funkcjonalne na przełomie kwietnia i maja 2006 roku (farma wiatrowa) oraz pod
koniec roku 2006 (projekt Jupiter).
Marże
Stabilny poziom
wskaźnika EBITDA dla
mniej ważnych projektów
obniży się przez
modernizację w roku 2005
„Tradycyjne” projekty CHP, bez względu na problemy, jakie były ich udziałem w roku
2004, zazwyczaj zapewniały relatywnie niską EBITDA i marżę zysku netto, w
porównaniu z profilem grupy. Jednakże korekta o jednorazową pozycję pozostałych
zysków operacyjnych odnotowaną w roku 2002 w projekcie Zakrzów normalizuje te
marże do poziomu 26,8% i 11,8% odpowiednio dla EBITDA i zysku netto. Oprócz
jednorazowego negatywnego wpływu modernizacji projektu Jeziorna w 2005 r., ogólnie
rzecz biorąc oczekujemy, że te projekty zapewnią grupie w prognozowanym okresie
solidne marże odpowiednio wynoszące 25% i 10% dla EBITDA i zysku netto.
Fig. 46. PEP: Skorygowane marże EBITDA i zysku netto (%)
2002
2003
2004
2005P
2006P
2007P
Marża EBITDA*
„Tradycyjne” projekty CHP**
32,2%
25,6%
22,5%
17,7%
26,0%
23,5%
Alians energetyczny***
47,1%
55,6%
57,1%
67,0%
63,7%
70,1%
Farma wiatrowa
n,m
n,m
n,m
n,m
91,3%
91,7%
Grupa PEP****
15,6%
24,5%
21,7%
27,8%
38,5%
47,1%
Marża zysku netto
Projekty CHP**
17,2%
14,0%
10,2%
5,9%
16,0%
11,8%
Alians energetyczny***
29,4%
40,8%
67,8%
66,8%
63,0%
66,9%
Farma wiatrowa
n,m
n,m
n,m
n,m
6,4%
19,8%
Grupa PEP****
8,4%
12,4%
13,2%
13,4%
16,6%
24,1%
Źródło: dane Spółki, szacunki DM BZ WBK. * odsetki z zainwestowanego kapitału przeklasyfikowane z przychodów finansowych do
przychodów ze sprzedaży; ** Jeziorna, Zakrzów, Wizów; ***Saturn, Jupiter, **** straty centrali, nie ujęte w żadnym z trzech ww.
segmentów, zostały uwzględnione.
Alians energetyczny –
projekt zwiększający
skonsolidowane marże
Spośród trendów wartych obserwacji w PEP, chcielibyśmy podkreślić oczekiwane
powtarzające się skorygowane wysokie marże EBITDA i zysku netto wynikające ze
współpracy z Mondi (projekty Saturn i Jupiter), z różnicami na poziomie zysku netto
wynikającymi z zysków/strat kursowych. Gdyby nie te różnice, wówczas EBITDA i zysk
netto byłyby niemal równe w tych projektach, co wynika ze specyficznej struktury
transakcji z Mondi. Z kolei w przypadku farmy wiatrowej spodziewamy się, że bardzo
wysoka marża EBITDA będzie znacznie zmniejszona przez wysoką amortyzację i
odsetki.
34
14 kwietnia 2005
Prognozy rachunku wyników
Wyniki w latach 2002-2004
W przeszłości raportowane dane PEP nie były reprezentatywne z powodu pewnej liczby
jednorazowych transakcji mających wpływ na każdy rok. Poniżej opisujemy takie
transakcje mające miejsce w latach 2002-2004.
Jednorazowa transakcja i
korekta projektu Saturn
niwelują różnice w
przychodach za okres
2002/2003
Przychody w 2002 roku wzrosły o 12,9 mln zł z powodu jednorazowej sprzedaży
projektu Saturn spółce zależnej. Z drugiej strony, projekt Saturn znajdował się jeszcze
we wczesnej fazie realizacji, a zatem przyniósł zaledwie 14,3 mln zł w pierwszym roku
działania, o 10 mln zł poniżej przychodów raportowanych z projektu w latach 2003/2004.
Ogólnie rzecz biorąc, jeżeli skorygujemy sprzedaż w 2002 roku o tę jednokrotną
…podczas, gdy 7
milionów zł mniej
sprzedanej energii
wyjaśnia 70% spadku
przychodów w 2004 roku
sprzedaż i niższą sprzedaż projektu Saturn, otrzymamy skorygowane przychody w roku
2002 w wysokości 63,7 mln zł i stabilny trend w przychodach za rok 2002/2003. W roku
2004 sprzedaż energii elektrycznej przez PEP spadła o 74%, lub 7 mln zł w ciągu roku
do 2,1 mln zł, przede wszystkim z powodu zaprzestania zakupów energii przez zakłady
chemiczne Wizów. Gdyby nie to jednokrotne wydarzenie, skorygowana sprzedaż w 2004
roku spadłaby tylko o 6,3%.
Korekta projektu Wizów o
około 11mln zł sprawia,
że zysk operacyjny za rok
2003/2004 zmienia się
Na zyski operacyjne miał wpływ przede wszystkim odpis w 2003 roku (w wysokości 11,3
mln zł) i rozwiązanie rezerwy rok później (w wysokości 10,7 mln zł) z tytułu zakładanej
niestabilności finansowej fabryki Wizów, co przejawiło się w dużej zmienności
raportowanego przez PEP zysku operacyjnego. Skorygowany o wpływ Wizowa, zysk
operacyjny w roku 2003 nieznacznie tylko różni od poziomu z roku 2002 i spada do 9,3
mln zł w roku 2004, 3,8 mln zł poniżej skorygowanego zysku z roku 2003 (spadek jest
spowodowany zmniejszeniem sprzedaży).
Zysk netto, skorygowany
o podatek i różnice
kursowe, wynosi 6,7mln
zł, 7,8mln zł i 5,3mln zł
odpowiednio za lata 20022004
Korekty zysku uwzględniają dwa czynniki: zyski/straty z różnic kursowych oraz podatek.
W latach 2002 i 2003 zmiany kursu walut spowodowały wzrost zysku przed
opodatkowaniem o odpowiednio 0,7 mln zł i 9,7 mln zł, podczas gdy w 2004 roku spółka
zaraportowała dużą stratę w wysokości 7,9 mln zł z tytułu wymiany walut. Dodatkowo, w
2002 roku spółka zarejestrowała ujemny podatek w wysokości 4 mln zł, w wyniku
uznania strat podatkowych z poprzednich lat. Jeżeli skorygujemy raportowane zyski o
wspomniane
zmiany,
wówczas
skorygowany
całkowity
zysk
netto
wyniósłby
odpowiednio 5,5 mln zł, 7,9 mln zł i 7,0 mln zł w latach 2002, 2003, i 2004.
Prognozy na lata 2005-2007
Prognoza przychodów
zgodna z zarządem, zysk
netto 3,3% poniżej
W naszych prognozach na rok 2005 konserwatywnie zakładamy sprzedaż w wysokości
65,1 mln zł i zysk netto w wysokości 8,7 mln zł, odpowiednio o 0,1% i 3,3% poniżej
oficjalnych skorygowanych prognoz zarządu. Bez względu na nasze konserwatywne
podejście, przewidujemy duży wzrost EBITDA i zysku netto, spowodowany wzrastającą
wydajnością i wdrażaniem nowych projektów.
Koszty opcji zmniejszą
zysk netto PEP o 2,0mln
zł, 0,9mln zł i 0,1mln zł w
nadchodzących latach
Plan opcji kierownictwa zakłada emisję do 325 tysięcy akcji dla obecnego zespołu
kierowniczego według wartości nominalnej w ciągu dwóch lat oraz dodatkową emisję do
359 tysięcy akcji dla nowego prezesa po cenie obowiązującej w chwili dokonania oferty
publicznej. W tym celu, zgodnie ze standardami IFRS oczekujemy, że zysk spółki przed
opodatkowaniem zostanie obniżony o koszt opcji wynoszący 2,0mln zł, 0,9mln zł i
0,1mln zł odpowiednio w latach 2005-2007. Z drugiej strony, oczekujemy, że wszystkie
koszty związane z upublicznieniem PEP, w kwocie wynoszącej 1,7mln zł, zostaną
zwrócone przez obecnych akcjonariuszy, co pozostawi zysk brutto bez zmian.
35
14 kwietnia 2005
Fig. 47. PEP: Podsumowanie finansowe – dane skorygowane* (mln zł)
2002
2003
2004 % zmiana
2005P % zmiana
2006P % zmiana
2007P % zmiana
Przychody
65,2
63,6
52,8 -16,9%
65,1
23,2%
73,2
12,4%
84,0
14,7%
COGS (zaw. amortyzację)
53,2
50,7
43,6 -14,0%
47,4
8,7%
50,9
7,3%
52,4
3,0%
EBITDA
16,1
4,3
21,4
4x
18,1 -15,3%
28,2
55,7%
39,5
40,1%
marża EBITDA (%)
24,7%
6,7%
40,5%
27,8%
38,5%
47,1%
Zysk operacyjny
13,5
1,8
19,2
10x
15,6 -18,6%
22,3
43,0%
31,5
41,2%
marża operacyjna (%)
20,6%
2,8%
36,3%
24,0%
30,5%
37,6%
Zysk brutto
10,3
10,3
11,0
7,0%
11,5
4,1%
15,5
35,3%
25,4
63,7%
Zysk netto
14,2
6,8
8,6
27,2%
8,7
1,2%
12,2
39,8%
20,2
66,0%
skoryg. EBITDA**
10,2
15,6
11,5 -26,2%
18,1
57,7%
28,2
55,7%
39,5
40,1%
skoryg zysk operacyjny**
7,5
13,1
9,3 -28,8%
15,6
68,2%
22,3
43,0%
31,5
41,2%
skoryg zysk netto**
5,5
7,9
7,0 -11,6%
8,7
24,7%
12,2
39,8%
20,2
66,0%
Kapitały własne
86,6
93,4
102,0
9,2%
112,3
10,1%
126,9
13,0%
150,4
18,5%
Aktywa
200,7
352,7
341,2
-3,3%
434,5
27,4%
502,9
15,7%
509,7
1,3%
skoryg .Aktywa
78,2
97,5
97,6
0,1%
167,4
71,6%
191,5
14,4%
206,2
7,7%
Kapitał własny/Aktywa (%)
43,2%
26,5%
29,9%
25,8%
25,2%
29,5%
Kapitał własny/ skoryg.Aktywa(%) 110,9%
95,8% 104,5%
67,1%
66,3%
73,0%
ROE (%)
7,5%
8,8%
8,1%
10,2%
14,6%
ROA (%)
2,4%
2,5%
2,2%
2,6%
4,0%
Źródło: Dane spółki, szacunki DM BZ WBK. *dane skorygowane o odsetki z kapitału zainwestowanego reklasyfikowane z przychodów
finansowych do przychodów ze sprzedaży, **skorygowane o odpis Wizowa w 2003 r. i rozwiązanie odpisu w 2004 r. oraz straty/zyski
kursowe.
36
14 kwietnia 2005
Załącznik 1. Projekt w Czechach –
potencjalny wzrost
PEP dotarła do ostatniego
etapu przetargu na
outsourcing energetyki
przemysłowej w
Czechach
PEP uczestniczy w przetargu dotyczącym bardzo dużego projektu outsourcingowego,
który ma być realizowany w Czechach. W obecnym momencie, PEP przeszedł do
ścisłego grona kandydatów jako jeden z dwóch oferentów; ostateczna decyzja może
zostać podjęta w ciągu paru miesięcy, a ewentualne rozpoczęcie projektu może
przypaść na początek przyszłego roku.
PEP ma perspektywy
zawarcia
prawdopodobnie
największej umowy
outsourcingowej w
Europie Środk.-Wsch. o
zdyskontowanej wartości
netto 49 mln zł
W ramach umowy zawartej na 20 lat, PEP prowadziłaby elektrownię w skojarzeniu w
Republice Czeskiej. Projekt w Czechach byłby prawdopodobnie realizowany w oparciu o
model sojuszu strategicznego, co oznacza, że jego cechy charakterystyczne (wysokie
zadłużenie, wysoki poziom należności długoterminowych, spłata odsetek przez klienta)
byłyby podobne do cech projektu Saturn. Firma ocenia, że uruchomienie tego projektu
mogłoby się odbyć nie wcześniej niż w pierwszej połowie 2006 r. Pod względem mocy
grzewczej i elektrycznej, skala projektu byłaby bardzo zbliżona do aktualnego projektu
Saturn – około 90 MWe i 300 MWt w porównaniu z 98 MWe i 360 MWt w przypadku
Mondi. Firma szacuje zaktualizowaną wartość netto tego projektu na 49 mln zł, co
stanowi 25% wzrost w porównaniu z naszą wyceną oparta na zdyskontowanych
przepływach pieniężnych.
Nowy projekt oznaczałby
prawdopodobnie nową
emisję akcji o wartości
36 mln zł na przełomie
2005 i 2006, możliwe
rozwodnienie do 23.6%
Nowy projekt wymagałby zaangażowania łącznej kwoty środków w wysokości 42,7 mln
EUR, z czego, zgodnie z polityką finansowania projektów firmy, PEP musiałaby wnieść
około 20%, czyli 8,7 mln EUR. Oznaczałoby to prawdopodobnie konieczność nowej
emisji akcji, ponieważ firma nie dysponuje taką ilością dostępnego kapitału. Jeśli pełna
realizacja projektu miałaby być możliwa do 2006 r., nowe środki byłyby potrzebne nie
wcześniej niż w pierwszym kwartale 2006 r. Nowa emisja akcji oznaczałaby
rozwodnienie
udziałów
PEP
od
18,2%
(według
wyceny
firmy,
opartej
na
zdyskontowanych przepływach pieniężnych) do 23.6% (według wyceny porównawczej).
37
14 kwietnia 2005
Załącznik 2. Polski rynek energetyczny
Przegląd
Według prognoz wzrost
zapotrzebowania na
energię w Polsce
wyniesie od 0,9% do 1,3%
rocznie
Po okresie zastoju i spadku zużycia energii w ostatnich latach, wywołanym głównie
poprawą wydajności, zgodnie z prognozami zapotrzebowanie na energię w Polsce
wejdzie w długofalowy okres wzrostu, o szacowanej średniej rocznej stopie wzrostu w
wysokości między 0,9% a 1,3%.
Fig. 48. Zużycie energii w Polsce (PJ)
5000
4235
4211 4130
4067
4051 4170
4439
4258
4070
4000
3903 3753
3358 3349 3344
3000
2000
1000
0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Źródło: GUS, ARE, DM BZ WBK
Udział alternatywnych
źródeł energii wzrósł w
2003 r. do 4,7%
Co ważniejsze, w rozkładzie nośników energii także zaszła poważna zmiana w tym
okresie. Ujawnił się silny trend spadkowy zużycia węgla kamiennego, którego udział
zmalał o prawie 13 punktów procentowych w ciągu 13 lat, co w polskich warunkach
stanowi dość znaczące osiągnięcie. Pomimo, iż rosnący trend udziału energii
alternatywnej nie był aż tak wyraźny w ostatnich latach, głównie spowodowany brakiem
gwarancji prawnych i niewystarczającymi inwestycjami, to ich udział wyniósł 4,7% w
2003 r., znacznie więcej niż 1,3% w 1990 r.
Fig. 49. Główne nośniki energii w latach 1990-2003 i ich udział (%)
100%
80%
1,3
8,9
12,6
13,4
4,3
9,1
4,7
8,9
4,1
9,3
4,1
9,8
4,5
10,7
5,2
4,9
4,1
4,7
11,7
11,3
12,1
11,8
13,5
13,9
14,9
16,8
17,9
19,9
20,1
20,9
19,3
12,9
12,4
12,8
13,3
13,1
13,3
13,4
13,1
50,3
50,2
50,4
50,3
51,1
1999
2000
2001
2002
60%
13,3
40%
63,9
60,2
60,2
1995
1996
59,1
56,0
1997
1998
20%
0%
1990
Węgiel kamienny
Źródło: GUS, ARE, DM BZ WBK
38
Węgiel brunatny
Ropa naftow a
Gaz ziemny
2003
Inne
Trzy niezależne strategie
dla Polski uwzględniają
wzrost krajowego
zapotrzebowania na
energię
14 kwietnia 2005
Polski rząd opracował trzy podstawowe scenariusze zapotrzebowania na energię w
Polsce w latach 2005-2020. Dodatkowo, Unia Europejska poczyniła własne założenia
dotyczące przewidywanego zapotrzebowania na energię w Polsce. Podsumowanie
wszystkich tych scenariuszy wzrostu, w tym niezależnego badania wykonanego przez
RCSS, przedstawiono poniżej.
Fig. 50. Warianty zapotrzebowania na energię w Polsce (Mtoe)
2000
2005P
2010P
2015P
2020P
Założenia rządowe dot. wzrostu PKB*
Scenariusz 1
-
2,4
1,8
2,3
2,7
Scenariusz 2
-
4,8
3,7
3,4
3,2
-
5,7
6,3
5,5
5,1
Scenariusz 3
Szacunki rządowe: zapotrzebowanie na energię w Polsce
Scenariusz 1
-
106,2
108,6
110,7
112,2
Scenariusz 2
-
106,4
109,1
112,4
116,2
Scenariusz 3
-
103,7
109,7
114,7
121,3
90,0
89,4
95,9
103,9
112,9
RCSS
-
94,1
99,7
106,2
114,6
Średnia
-
100,0
104,6
109,6
115,4
UE
Źródło: Dane spółki, GUS, ARE, * średnia pięcioletnia
Outsourcing energii, produkcja energii w skojarzeniu, energia
rozproszona
Sektor chemiczny,
celulozowo-papierniczy i
mięsny to najpewniejsi
przyszli klienci PEP
Dostrzegamy olbrzymie możliwości wzrostu usług outsourcingu energii cieplnej i
elektrycznej w Polsce. Obecnie działa 877 elektrowni działających w skojarzeniu,
obsługujących klientów przemysłowych, z których większość potrzebuje pilnej
modernizacji
lub
co
najmniej
unowocześnienia
technologicznego.
Po
drugie,
odpowiednio wiele polskich firm działa w segmentach rynku uważanych za najlepiej
dostosowane do outsourcingu – w branży chemicznej i petrochemicznej, celulozowopapierniczej, przetwórstwa mięsnego – stanowiąc tym samym poważny potencjał
wzrostu dla PEP.
Produkcja energii w
skojarzeniu zwiększa
wydajność i zmniejsza
zanieczyszczenia
Produkcja w skojarzeniu, rozumiana jako połączona produkcja energii cieplnej i
energetycznej, jest od dawna powszechnie uznawana za przydatny sposób osiągnięcia
znacznych oszczędności. Wydajność stanowi jej główny atut, ponieważ stosunek energii
uzyskanej do zużytej w systemach skojarzonych może osiągać poziom 90% (PEP
osiąga 75% w małych projektach i prawie 90% w projekcie Saturn), podczas gdy w
procesie produkcji samej energii elektrycznej stosunek ten kształtuje się zazwyczaj w
okolicach 35%. Niższy poziom zanieczyszczeń stanowi korzyść skojarzenia pod
względem ochrony środowiska, ale ponieważ kwotami na emisję zanieczyszczeń można
handlować, ten argument jedynie wzmacnia zasadność ekonomiczną uzyskiwania
energii cieplnej i elektrycznej w skojarzeniu. Co nie mniej ważne, ten typ produkcji jest
silnie promowany w dyrektywach unijnych i można się spodziewać, że postanowienia
tego rodzaju wyda także polski parlament, tworząc prawdopodobnie celowe fundusze
wspierające.
39
14 kwietnia 2005
Fig. 52. Produkcja elektryczności w USA
Choć technika energii
rozproszonej wydaje się
być zaawansowana,
Polsce doskwiera
poważne zacofanie
technologiczne
2003
2002
2001
2000
2004
Żródło: Departament Energii USA
7,5%
1999
0
1998
0
8,0%
1997
500
1996
10
8,5%
1995
1000
9,0%
1994
20
9,5%
1993
1500
10,0%
Produkcja całkow ita (GWh, ls)
Udział CHP w produkcji (%, ps)
1992
30
2003
2000
2002
40
2000
2500
1998
50
1996
3000
1994
60
1992
3500
1990
70
1988
4000
1986
80
1984
4500
1982
90
1980
Moce zainstalowane (GW)
Fig. 51. Moce produkcyjne do kogeneracji w USA
Żródło: Departament Energii USA
U progu uwolnienia polskiego rynku energetycznego, systemy energii rozproszonej
naszym zdaniem powinny zyskać na znaczeniu, mając na uwadze korzyści
gospodarcze związane ze znacznie niższymi kosztami przesyłania energii cieplnej i
elektrycznej („rozproszenie” oznacza na ogół lokalizację blisko odbiorcy). Na pierwszy
rzut oka, Polska wydaje się być dość zaawansowanym użytkownikiem energii
rozproszonej, skoro jej udział wynosi 16,0% w całkowitej produkcji energii (24,4 TWh) i
aż 28,4% całkowitej mocy zainstalowanej (8,2 GWe). Ogromna większość polskich
turbin przepracowała jednak dziesięciolecia, co ujemnie wpłynęło na ich wydajność.
Fig. 53. Udział energii rozproszonej w całkowitej produkcji energii elektrycznej w 2003 r.
60%
50%
40%
30%
20%
10%
Argentyna
Indie
Brazylia
Francja
Indonesia
Wielka Brytania
USA
Świat
Meksyk
Kanada
Portugalia
Chiny
Japonia
Polska
Niemcy
Rosja
Finlandia
Holandia
Dania
0%
Źródło: WADE 2005
PEP prawdopodobnie
skorzysta na
spodziewanym ożywieniu
gospodarczym
Wszystkie cztery projekty operowane przez PEP – Jeziorna, Wizow, Zakrzow i Mondi –
stanowią dobre przykłady wdrożenia z powodzeniem zarówno outsourcingu, jak i
produkcji energii w skojarzeniu. Z tego względu, uważając PEP za eksperta w tych
dziedzinach, spodziewamy się, że prawdopodobne postępy w tych segmentach mogą
pozwolić firmie na podpisanie nowych projektów outsourcingu w niedalekiej przyszłości.
40
14 kwietnia 2005
Fig. 54. PEP: Rynek outsourcingu – główni gracze
Fig. 55. PEP: Rynek outsourcingu – projekty zakończone
5
PEP
72%
4
3
2
PEP – pionier i lider na
polskim rynku
outsourcingu z 72%
udziałem
EC Nowa
Sarzyna
Dalkia
Fenice
0
MVV
MVV
7%
Fondelec
1
Fondelec
6%
PEP
EC Now a
Sarzyna Dalkia Fenice
5%
5%
5%
Pierwsza umowa outsourcingowa, podpisana przez PEP w 1998 r., stworzyła rynek na
te usługi w Polsce. Rynek ten nadal jest bardzo płytki z uwagi na spowolnienie
światowej gospodarki i bezużyteczność tej usługi dla wielu firm (w ciągu całego roku
należy nabyć pewną ilość energii cieplnej/elektrycznej w celu osiągnięcia obustronnych
korzyści). Wiele firm nie dostrzegło jednak jeszcze zalet outsourcingu energii, przez co
tylko 10 podmiotów zleca na zewnątrz dostawy energii (obsługą czterech z nich zajmuje
się PEP). Według szacunków firmy, łączna ilość energii cieplnej dostarczanej w ramach
tych projektów wskazuje na PEP jako na quasi-monopolistę na rynku outsourcingu
energii cieplnej i elektrycznej w Polsce, którego udział w rynku w 2003 r. wynosił 72%
(cztery na 10 projektów outsourcingu).
Energia odnawialna
Wielki potencjał produkcji
energii odnawialnej w
Polsce
Według EC BREC, całkowity technologiczny potencjał polskich źródeł energii
odnawialnej ocenia się na 1 750 PJ/rok, przy czym potencjalny udział spalania biomasy i
baterii słonecznych wyniósłby odpowiednio 43,1% i 25,4% tej wartości. Chociaż
jesteśmy przekonani o potencjalne zielonej energii uzyskiwanej z biomasy, cena
biomasy może wzrosnąć ze względu na wymogi segmentu celulozowo-papierniczego,
ponieważ przemysł papierniczy również wykorzystuje biomasę dla celów produkcyjnych.
O wiele bardziej niepokoi nas użyteczność baterii słonecznych w Polsce, przede
wszystkich z powodu niesprzyjających warunków klimatycznych w Polsce (baterie
można byłoby efektywnie wykorzystywać jedynie przez 6 - 7 miesięcy w roku). W tej
sytuacji wierzymy w wielką szansę energii wiatrowej (jej udział ocenia się na około
16,1% łącznego potencjału energii odnawialnej), którą o wiele łatwiej przekształcić na
prawdziwą energie, i która jest w Polsce rozwinięta w bardzo małym stopniu.
41
14 kwietnia 2005
Fig. 56. PEP: Wymagania dot. energii odnawialnej w Polsce – udział i wielkość
10
8%
Obligatoryjna w ielkość zakupu energii odnaw ialnej (Mtoe, ls)
Obligatoryjny udział enrgii odnow ialnej (%, ps)
8
6%
6
4%
4
2%
2
0
0%
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Źródło: Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dn. 9 grudnia 2004 r.
Polscy dystrybutorzy są
zobowiązani do
zwiększania zakupów
zielonej energii w
niedalekiej przyszłości
Z dniem 1 stycznia 2005 r. polscy dystrybutorzy energii zostali zobowiązani do
nabywania coraz większej ilości energii odnawialnej poza tak zwaną „czarną energią”.
Udział ten silnie rośnie, od 3,1% w 2005 r. do 7,5% w 2010 r., zgodnie z dekretem
rządowym i, przy zakładanej średniej stopie wzrostu zapotrzebowania na energię na
poziomie 1%, powinien zamienić się w silnie rosnące zapotrzebowanie na energię
odnawialną (łączna roczna stopa wzrostu zapotrzebowania w latach 2005-2010 w
wysokości 20,4%).
Kary za niezrealizowanie
zakupów zielonej energii
są kolejnym bodźcem
cenowym energii
odnawialnej
Wedłu polskiej Agencji Rynku Energii (ARE), z polskich źródeł energii odnawialnej
uzyskano zaledwie 1,75 Mtoe energii w 2003 r. Przewidujemy ciągłe braki zielonej
energii w Polsce, w dużym stopniu wywołane ogólnym opóźnieniem inwestycyjnym
kraju, co powinno zagwaantować wzros cen energii odnawialnej w prognozowanym
okresie. Kary nałożone rozporządzeniem rządowym na dystrybutorów energii, którzy nie
spełnią obowiązku nabycia ustalonej wcześniej ilości zielonej energii powinny zostać
uznane za kolejny bodźiec cenowy energii odnawialnej. Przy prawdopodobnym
wzparciu unijnych funduszy strukturalnych Polsce być może uda się dołączyć do
światowego trendu budowania farm wiatrowych, ponieważ w Unii Europejskiej łączna
wydajność urządzeń wzrastała średnio o 37,8% rocznie w okresie 1990-2003 i wzrosła
czterokrotnie przez ostatnie cztery lata.
42
14 kwietnia 2005
Fig. 57. Zakładany w UE minimalny poziom udziału energii odnawialnej w całkowitej produkcji energii
Udział energii odnawialnej
Udział energii odnawialnej Zakład. udz. energii odnawialnej
w całkowitej produkcji energii
w 1999 r. [%]
w 2003 r. [%]
w 2010 r. [%]
Kraje o najniższym (poniżej 10%) zakładanym udziale produkcji zielonej energii
Holandia
3,5
3,8
Belgia
1,1
1,2
9,0
6,0
Luksemburg
2,1
2,7
5,7
Kraje o najwyższym (powyżej 30%) zakładanym udziale produkcji zielonej energii
Austria
70,0
59,2
78,1
Szwecja
49,1
42,7
60,0
Portugalia
38,5
41,4
39,0
Finlandia
70,0
23,4
31,5
UE 15
13,9
14,9
21,0
Czechy
3,8
n/a
8,0
Węgry
0,7
n/a
3,6
POLSKA
1,6
n/a
7,5
Nowi członkowie UE
5,4
n/a
11,1
12,9
n/a
21,0
UE 25
Source: EC BREC/IMBER
Farmy wiatrowe co
najmniej dziesięciokrotnie
zwiększą produkcję do
2010 r.
Pod względem energii wiatru, farmy wiatrowe mają uzasadnienie gospodarcze na
prawie 30% obszaru Polski, podczas gdy potwierdzono, że warunki klimatyczne na 5%
obszaru Polski (Pojezierze Pomorskie, Suwalszczyzna, część regionu mazowieckiego)
bardzo sprzyjają budowie farmy wiatrowych. W 2003 r. całkowita wydajność farm
wiatrowych w Polsce wyniosła zaledwie 58MW, a produkcja energii miała poziom
150GWh. Zgodnie z modelem prognozowania „Saphire” stosowanym w UE, do 2010 r.
Polska powinna produkować około 4800 GWh, co oznacza dodatkowe 1856 MW mocy
produkcyjnych farm wiatrowych do wybudowania. Ostrożniejsze szacunki sugerują
potrzebę wybudowania farm wiatrowych o łącznej wydajności 600MW, co i tak
przekłada się na dziesięciokrotny wzrost w segmencie energii odnawialnej w ciągu
następnych pięciu lat.
Fig. 58. PEP: Udział w rynku energii odnawialnej (w GWh)
PEP
7%
Inni
93%
43
Udział PEP w rynku
energii odnawialnej
wynosi 7%, nie
spodziewamy się zmiany
w długim okresie
14 kwietnia 2005
Według PEP, udział firmy w rynku energii odnawialnej wynosi 7%. Jeśli do 2007 r.
konkurenci nie zdecydują się na nowe inwestycje, aktualnie planowane nowe inwestycje
PEP zwiększą jego udział w rynku ponad dwukrotnie do 15,3%. Uważamy jednak, że
rynek będzie się starał nadążyć za rosnącymi wymogami dotyczącymi produkcji energii
odnawialnej, więc spodziewamy się, że nowe inwestycje PEP pozwolą spółce utrzymać
jej obecny udział w rynku.
44
14 kwietnia 2005
Załącznik 3. Sprawozdania finansowe
Fig. 59. PEP: Rachunek wyników – podsumowanie i prognozy
w mln zł o ile nie zaznaczono inaczej
2002
65,2
50,5
2,7
12,0
1,4
16,1
13,5
-3,2
3,0
6,9
0,7
10,3
0,0
0,0
10,3
-4,0
0,0
0,0
14,2
7,5
10,2
5,5
2003
63,6
48,2
2,5
12,9
-11,1
4,3
1,8
8,6
8,0
9,2
9,7
10,3
0,0
0,0
10,3
3,6
0,0
0,0
6,8
13,1
15,6
7,9
2004P
52,8
41,4
2,2
9,2
9,9
21,4
19,2
-8,4
11,0
11,2
-7,9
10,8
0,0
0,0
10,8
2,4
0,0
0,0
8,6
9,3
11,5
7,0
2005P
65,1
44,9
2,5
17,7
-2,1
18,1
15,6
-4,1
13,5
17,6
0,0
11,5
0,0
0,0
11,5
2,8
0,0
0,0
8,7
15,6
18,1
8,7
2006P
73,2
45,0
5,9
22,3
0,0
28,2
22,3
-6,8
13,7
20,5
0,0
15,5
0,0
0,0
15,5
3,4
0,0
0,0
12,2
22,3
28,2
12,2
2007P
84,0
44,5
8,0
31,5
0,0
39,5
31,5
-6,1
14,7
20,8
0,0
25,4
0,0
0,0
25,4
5,2
0,0
0,0
20,2
31,5
39,5
20,2
Fig. 60. PEP: Marże – podsumowanie i prognozy
2002
Marża brutto na sprzedaży
18,4%
Marża EBITDA
15,6%
Marża operacyjna
20,6%
Marża przed opodatkowaniem
15,8%
Marża netto
8,4%
Wzrost przychodów
n/a
n/a
Wzrost zysku brutto na sprzedaży
n/a
Wzrost EBITDA
n/a
Wzrost zysku operacyjnego
n/a
Wzrost zysku brutto
n/a
Wzrost zysku netto
2003
20,3%
24,5%
2,8%
16,2%
12,4%
-2,5%
7,23%
-73,5%
-86,9%
0,2%
-52,5%
2004P
17,5%
21,7%
17,6%
20,9%
13,2%
-16,9%
-28,28%
401,6%
n/m
7,0%
27,2%
2005P
27,2%
27,8%
24,0%
17,6%
13,4%
23,2%
91,42%
-15,3%
-18,6%
4,1%
1,2%
2006P
30,5%
38,5%
30,5%
21,2%
16,6%
12,4%
26,17%
55,7%
43,0%
35,3%
39,8%
2007P
37,6%
47,1%
37,6%
30,3%
24,1%
14,7%
41,22%
40,1%
41,2%
63,7%
66,0%
Przychody
Koszt sprzedanych produktów
Amortyzacja
Zysk brutto na sprzedaży
Inne przychody operacyjne (netto)
EBITDA
Zysk operacyjny
Koszty finansowe (przychody) netto
przychody odsetkowe
koszty odsetkowe
pozostałe koszty (przychody fin.)
Zysk na działał. gospodarczej
Wynik zdarzeń nadzwyczajnych
Odpis wartości firmy
Zysk brutto
Podatek dochodowy
Udział w zyskach spółek zależnych
Zyski (straty) mniejszości
Zysk netto
Skorygowany zysk operacyjny
Skorygowany EBITDA
Skorygowany zysk netto
45
14 kwietnia 2005
Fig. 61. PEP: Bilans – podsumowanie i prognozy
2002
Aktywa obrotowe
34,2
środki pieniężne
18,3
należności handlowe
13,0
zapasy
0,9
rozliczenia międzyokresowe
2,0
Aktywa trwałe
166,4
rzeczowe aktywa trwałe
43,9
należności długoterminowe
122,6
Aktywa
200,7
Zobowiązania krótkoterminowe
16,6
zobowiązania odsetkowe
5,2
zobowiązania handlowe
3,9
pozostałe zobowiązania
7,5
Zobowiązania długoterminowe
97,5
zobowiązania odsetkowe
pozostałe zobowiązania
Kapitał własny
kapitał zakładowy
kapitał zapasowy
zysk netto
Pasywa
95,7
1,8
86,6
35,9
36,5
14,2
200,7
2003
59,4
33,3
20,7
2,9
2,4
293,1
37,9
255,2
352,7
35,5
16,4
4,6
14,6
223,8
2004P
58,0
36,5
16,0
1,9
3,6
279,2
35,5
243,7
341,2
24,1
16,2
2,9
5,1
215,1
2005P
27,8
2,0
19,9
1,7
4,2
392,9
125,7
267,2
434,5
19,7
15,5
1,1
3,2
302,5
2006P
44,8
27,2
10,8
1,7
5,1
449,2
137,8
311,4
502,9
22,5
17,4
1,9
3,2
353,5
2007P
65,9
47,4
10,5
1,6
6,5
435,0
131,5
303,5
509,7
22,9
16,6
3,1
3,2
336,4
220,0
3,8
93,4
35,9
50,8
6,8
352,7
210,9
4,1
102,0
35,9
57,5
8,6
341,2
297,8
4,8
112,3
36,7
66,9
8,7
434,5
348,7
4,8
126,9
37,3
77,4
12,2
502,9
331,6
4,8
150,4
37,6
92,6
20,2
509,7
2006P
27,1
12,2
5,9
10,0
0,0
9,1
0,9
-0,9
-57,3
-18,0
-44,2
5,0
55,3
51,0
1,9
2,4
0,0
0,0
25,2
2,0
27,2
2007P
28,5
20,2
8,0
1,7
0,2
0,3
1,2
-1,4
6,3
-1,6
7,9
0,0
-14,6
-17,1
-0,8
3,3
0,0
0,0
20,2
27,2
47,4
Fig. 62. PEP: Rachunek przepływów – podsumowanie i prognozy
2003
Przepływy z działalności operacyjnej
9,0
Zysk netto
6,8
Amortyzacja
2,5
Zmiany w kapitale pracującym, w tym:
-9,0
zapasy
-2,0
należności
-7,7
zobowiązania
0,7
Pozostałe netto
8,7
Przepływy z działalności inwestycyjnej
-129,3
Wydatki na aktywa trwałe i WNiP
3,5
Zmiany w inwestycjach długoterminowych
-132,7
Pozostałe, netto
-0,1
Przepływy z działalności finansowej
153,6
Zmiany w zadłużeniu długoterminowym
124,3
Zmiany w zadłużeniu krótkoterminowym
11,1
Zmiany w kapitale własnym
0,0
Wypłacone dywidendy
0,0
Pozostałe, netto
18,2
Zmiana netto w środkach pieniężnych
33,3
Środki pieniężne na początek okresu
0,0
Środki pieniężne na koniec okresu
33,3
46
2004P
4,5
8,6
2,2
4,0
1,0
4,7
-1,7
-10,3
7,9
0,2
11,6
-3,9
-9,2
-9,1
-0,2
0,0
0,0
0,0
3,2
33,3
36,5
2005P
3,8
8,7
2,5
-5,6
0,2
-3,9
-1,8
-1,8
-126,0
-92,7
-23,5
-9,8
87,7
86,8
-0,7
1,6
0,0
0,0
-34,4
36,5
2,0
14 kwietnia 2005
Dom Maklerski BZ WBK
pl Wolności 15
60-967 Poznań
fax. +48 61 856 48 80
www.dmbzwbk.pl
Departament Sprzedaży Instytucjonalnej
Filip Paszke, Dyrektor
tel. (+48) 22 586 80 84
[email protected]
Dział Analiz
Marcin Jabłczyński, Dyrektor
tel. (+48) 22 586 81 00
[email protected]
tel. (+48) 22 586 81 93
[email protected]
tel. (+48) 22 586 80 95
[email protected]
tel. (+48) 22 586 81 59
[email protected]
tel. (+48) 22 586 81 55
[email protected]
Banki, Farmaceutyki
Tomasz Krukowski, CFA
IT, Budownictwo, Sektor przemysłowy
Paweł Puchalski
Telekomunikacja, Nieruchomości
Łukasz Wachełko
Spółki spożywcze, Części samochodowe
Paweł Burzyński, Asystent
Zespół Tradingu i Sprzedaży
Filip Paszke, Dyrektor Sprzedaży
tel. (+48) 22 586 80 84
[email protected]
Grzegorz Kolodziejczyk, Dyrektor Tradingu
tel. (+48) 22 586 80 96
[email protected]
Bartłomiej Godlewski
tel. (+48) 22 586 80 44
[email protected]
Sebastian Kosakowski
tel. (+48) 22 586 80 90
[email protected]
Łukasz Mitan
tel. (+48) 22 586 80 87
[email protected]
Wojciech Wośko
tel. (+48) 22 586 80 82
[email protected]
Departament Sprzedaży Detalicznej
Zespół Maklerów Transakcyjnych
Tomasz Leśniewski, Kierownik
tel. +48 61 856 43 67
[email protected]
Paweł Bartczak, Makler
tel. +48 61 856 43 89
[email protected]
Paweł Kubiak, Makler
tel. +48 61 856 50 57
[email protected]
Sławomir Koźlarek, Makler
tel. +48 61 856 50 13
[email protected]
Artur Pisarzowski, Makler
tel. +48 61 856 46 87
[email protected]
Tomasz Kaczmarek, Makler
tel. +48 61 856 51 77
[email protected]
Paweł Łabęcki, Makler
tel. +48 61 856 50 38
[email protected]
Tomasz Jerzyk, Analityk techniczny
tel. +48 61 856 43 78
[email protected]
ZASTRZEŻENIE DOTYCZĄCE CHARAKTERU DOKUMENTU ORAZ ODPOWIEDZIALNOŚCI ZA SPORZĄDZENIE, TREŚĆ I UDOSTĘPNIENIE DOKUMENTU
Niniejszy dokument nie stanowi oferty, ani nie ma na celu nakłaniania do nabycia lub zbycia jakichkolwiek instrumentów finansowych i został sporządzony wyłącznie w celu
informacyjnym.
Opinie zawarte w niniejszym dokumencie odzwierciedlają niezależnie wypracowaną opinię Domu Maklerskiego BZ WBK S.A. i jego autorów, aktualną w chwili sporządzenia tego
dokumentu, mającą za przedmiot wyłącznie instrumenty finansowe będące przedmiotem niniejszego dokumentu. Opinie, oceny i sądy zawarte w niniejszym dokumencie zostały
wydane na podstawie informacji, co do których przekonani jesteśmy, że są prawdziwe. Informacje te pochodzą wyłącznie od Emitenta oraz ze źródeł publicznie dostępnych. Dom
Maklerski BZ WBK S.A. nie przyjmuje jednak żadnej odpowiedzialności za dokładność i kompletność informacji, na których oparł się sporządzając niniejszy dokument i wydając
opinie, oceny i sądy zawarte w niniejszym dokumencie.
Z zastrzeżeniem zachowania należytej staranności przy sporządzaniu niniejszego dokumentu, Dom Maklerski BZ WBK S.A. nie przyjmuje i nie ponosi żadnej odpowiedzialności z
tytułu decyzji inwestycyjnych podjętych po zapoznaniu się z treścią dokumentu. Podjęcie decyzji inwestycyjnej co do nabycia, zbycia lub zawarcia zobowiązania do nabycia lub
zbycia instrumentu finansowego jest decyzją podejmowaną przez inwestora samodzielnie i ryzyko tej decyzji nie obciąża Domu Maklerskiego BZ WBK S.A. Dom Maklerski BZ
WBK S.A. zwraca uwagę odbiorcy tego raportu na ryzyka związane z inwestowaniem w publicznie notowane na rynku kapitałowym instrumenty finansowe, w tym instrumenty
emitowane przez Emitenta lub których wartość zależy od wartości instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. Na cenę instrumentów finansowych notowanych na
Giełdzie Papierów Wartościowych ma wpływ wiele różnych czynników, które są lub mogą być niezależne tak od Emitenta i wyników jego działalności i które nie mogą być w pełni
opisane w niniejszym dokumencie. Niniejszy raport został sporządzony do wyłącznego użytku tych klientów Domu Maklerskiego BZ WBK S.A., którzy zawarli z Domem
Maklerskim BZ WBK S.A. umowę na korzystanie z rekomendacji. Zarówno całość jak i żadna część niniejszego dokumentu nie mogą być rozpowszechniane, kopiowane lub
przedrukowane w jakikolwiek sposób lub formie bez uprzedniej, pisemnej zgody Domu Maklerskiego BZ WBK S.A.
W SZCZEGÓLNOŚCI, ANI NINIEJSZY DOKUMENT, ANI JEGO KOPIA NIE MOGĄ ZOSTAĆ PRZEKAZANE LUB WYDANE W STANACH ZJEDNOCZONYCH AMERYKI,
KANADZIE , JAPONII.
ROZPOWSZECHNIANE BEZPOŚREDNIO LUB POŚREDNIO W TYCH PAŃSTWACH LUB WŚRÓD OBYWATELI TYCH PAŃSTW LUB OSÓB W NICH PRZEBYWAJĄCYCH
MOŻE STANOWIĆ NARUSZENIE PRAWA DOTYCZĄCEGO PAPIERÓW WARTOŚCIOWYCH OBOWIĄZUJĄCEGO W TYCH KRAJACH.
47
14 kwietnia 2005
ROZPOWSZECHNIANIE LUB UDOSTĘPNIANIE TEGO DOKUMENTU NA TERYTORIUM INNYCH PAŃSTW MOŻE BYĆ OGRANICZONE PRZEZ ODPOWIEDNIE PRZEPISY
PRAWA. OSOBY UDOSTĘPNIAJĄCE LUB ROZPOWSZECHNIAJĄCE TEN DOKUMENT, SĄ OBOWIĄZANE ZNAĆ I RESPEKTOWAĆ TE OGRANICZENIA.
W WIELKIEJ BRYTANII NINIEJSZY DOKUMENT MOŻE BYĆ JEDYNIE ROZPOWSZECHNIANY WŚRÓD OSÓB, KTÓRE POSIADAJĄ PROFESJONALNĄ WIEDZĘ W
ZAKRESIE INWESTOWANIA ZGODNIE Z (A) ARTYKUŁEM 19(5) USTAWY Z 2000 ROKU O RYNKACH I USŁUGACH FINANSOWYCH I ROZPORZĄDZENIEM 2002; (B)
PODMIOTÓW POSIADAJĄCYCH ODPOWIEDNI STATUS FINANSOWY ZGODNIE Z ARTYKUŁEM 49(2)A .D ROZPORZĄDZENIA LUB (C) PRZEBYWAJĄCYCH POZA
TERYTORIUM WIELKIEJ BRYTANII.
Przy sporządzaniu niniejszego dokumentu Dom Maklerski BZ WBK S.A. korzystał z następujących metod wyceny :
1) zdyskontowanych przepływów pieniężnych oraz
2) porównawczej
Metoda DCF bazuje na spodziewanych przyszłych zdyskontowanych przepływach pieniężnych. Do jej mocnych stron zaliczyć można uwzględnienie wszystkich strumieni gotówki,
jakie wpływają do spółki oraz kosztu pieniądza w czasie. Wadami wyceny DCF są: duża ilość parametrów i założeń, które należy oszacować i wrażliwość wyceny na zmiany tych
parametrów.
Metoda porównawcza opiera się na ekonomicznym prawie „jednej ceny”. Mocnymi stronami metody porównawczej są: mała ilość parametrów, jakie analityk musi oszacować,
oparcie wyceny na aktualnych warunkach rynkowych, stosunkowo duża dostępność wskaźników dla porównywanych spółek oraz szeroka znajomość metody porównawczej wśród
inwestorów. Do wad wyceny metodą porównawczą zaliczyć można znaczną wrażliwość wyników wyceny na wybór spółek do grupy porównawczej, uproszczenie obrazu spółki
prowadzące do pominięcia pewnych istotnych czynników (np.: dynamika wzrostu, aktywa pozaoperacyjne, ład korporacyjny, powtarzalność wyników, różnice w stosowanych
standardach rachunkowości) oraz niepewność efektywności rynkowej wyceny porównywanych spółek.
Wyjaśnienia terminologii fachowej użytej w rekomendacji:
EBIT - zysk operacyjny
EBITDA - zysk operacyjny + amortyzacja
P/E - wskaźnik ceny do zysku na akcję
EV - kapitalizacja spółki powiększona o dług netto
PEG - wskaźnik P/E do wzrostu zysków
EPS - zysk na akcję
CPI - wskaźnik cen i usług towarów konsumpcyjnych
WACC - średni ważony koszt kapitału
CAGR - średnioroczny wzrost
P/CE - wskaźnik ceny akcji do zysku netto na 1 akcję powiększony o amortyzację na 1 akcję
NOPAT - teoretyczny zysk operacyjny po opodatkowaniu
FCF - wolne przepływy pieniężne
BV – wartość księgowa
ROE – zwrot na kapitale własnym
Emitent nie posiada akcji Domu Maklerskiego BZ WBK S.A.
Członkowie władz Emitenta ani osoby im bliskie nie są członkami władz Domu Maklerskiego BZ WBK S.A. Żadna z osób, zaangażowana w przygotowanie raportu nie jest osobą
bliską dla członków władz Emitenta oraz żadnej z tych osób, jak również ich bliscy nie są stroną jakiejkolwiek umowy z Emitentem. Jednocześnie żadna z tych osób nie posiada
zarówno bezpośrednio jak i pośrednio jakichkolwiek papierów wartościowych emitowanych przez Emitenta lub instrumentów finansowych, których wartość byłaby w sposób istotny
związana z wartością papierów wartościowych emitowanych przez Emitenta.
W ciągu ostatnich 12 miesięcy Dom Maklerski BZ WBK S.A. był stroną umów mających za przedmiot oferowanie instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta lub
mających związek z ceną instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. Umowy te dotyczyły oferowania w publicznym obrocie akcji serii A.
Dom Maklerski BZ WBK S.A. nie pełnił dotychczas roli animatora rynku i emitenta dla akcji Emitenta, będących przedmiotem niniejszego dokumentu, na zasadach określonych w
Regulaminie Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie. Jednakże DM zamierza złożyć taką ofertę Emitentowi w przyszłości.
Dom Maklerski BZ WBK S.A. nie posiada bezpośrednio ani pośrednio przez podmioty pozostające w tej samej grupie kapitałowej, akcji emitenta instrumentów finansowych
będących przedmiotem niniejszej rekomendacji, w łącznej liczbie stanowiącej co najmniej 5% kapitału zakładowego. Poza wspomnianymi powyżej, Emitenta nie łączą żadne inne
stosunki umowne z Domem Maklerskim BZ WBK S.A., Dom Maklerski BZ WBK S.A. może posiadać tak bezpośrednio jak i pośrednio instrumenty finansowe emitowane przez
Emitenta lub których wartość zależna jest w istotny sposób od wartości instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. Nie jest jednak wykluczone, że w okresie
następnych dwunastu miesięcy, włącznie z okresem obowiązywania niniejszej rekomendacji Dom Maklerski BZ WBK S.A. składać będzie ofertę świadczenia usług na rzecz
Emitenta jak również nabywać lub zbywać będzie papiery wartościowe wyemitowane przez Emitenta lub których wartość zależna jest od wartości papierów wartościowych
wyemitowanych przez Emitenta. Dom Maklerski BZ WBK S.A. nie jest stroną żadnej umowy – z wyjątkiem umów brokerskich z klientami, w wykonaniu których Dom Maklerski BZ
WBK S.A. sprzedaje i kupuje akcje Emitenta na zlecenie swoich klientów, z której świadczenie byłoby zależne od wyceny instrumentów finansowych omawianych w niniejszym
dokumencie.
W opinii Domu Maklerskiego BZ WBK niniejszy dokument został sporządzony z zachowaniem należytej staranności i z wykluczeniem jakiegokolwiek konfliktu interesów, który
mógłby wpłynąć na jego treść. Dom Maklerski BZ WBK S.A. nie ma obowiązku podejmowania jakichkolwiek działań, które miałyby spowodować, że instrumenty finansowe,
będące przedmiotem wyceny zawartej w niniejszym dokumencie będą wycenione przez rynek zgodnie z wyceną zawartą w niniejszym dokumencie.
Dom Maklerski BZ WBK S.A. podlega nadzorowi Komisji Papierów Wartościowych i Giełd i niniejszy dokument został sporządzony w ramach prowadzonej przez Dom Maklerski
działalności.
Data na pierwszej stronie niniejszego raportu jest datą sporządzenia i opublikowania rekomendacji. Rekomendacja jest ważna do czasu wydania nowej rekomendacji.
UWAŻA SIĘ, ŻE KAŻDY KTO PRZYJMUJE LUB WYRAŻA ZGODĘ NA PRZEKAZANIE MU TEGO DOKUMENTU WYRAŻA ZGODĘ NA TREŚĆ POWYŻSZYCH ZASTRZEŻEŃ.
48

PEP: Oferta Publiczna

Transkrypt

Podobne dokumenty

Prezentacja dr Kulesza

Torba sportowa Pep - ulotka produktu - Tech

UMOWA O ZARZĄDZANIE

dla uczniów klas V-VI SP7 i I-III PG2 Malowanie

Formularz wskazania/odwołania beneficjenta rzeczywistego

www.pansamochodzik.com.pl

UKS STRZELCE OPOLSKIE MKS ANDRYCHÓW Sobota 22

Plakat: UKS Strzelce Op. - TS Volley Rybnik(dokument pdf)