Przedsiębiorstwa
www.fitchratings.com
26 maja 2010
Sektor energetyczny
Polska
Raport kredytowy
TAURON Polska Energia S.A.
Uzasadnienie ratingu
•
Ratingi Spółki TAURON Polska Energia S.A. (Tauron S.A.) odzwierciedlają
zintegrowaną pionowo pozycję Tauron (Grupa Tauron składająca się z Tauron
S.A. i spółek zależnych) na polskim rynku elektroenergetycznym, w tym
znaczącą pozycję w segmencie wytwarzania energii elektrycznej (14% udziału w
rynku wytwarzania energii) i wiodącą pozycję na krajowym rynku dystrybucji i
sprzedaży energii elektrycznej (26% udziału w rynku).
•
Tauron ma niską dźwignię finansową w porównaniu do innych europejskich firm
energetycznych ocenianych przez agencję. Jednak, Fitch prognozuje, że w
wyniku nowego zadłużenia, które Tauron planuje zaciągnąć w celu
współfinansowania znacznych nakładów inwestycyjnych w średnim okresie,
wskaźnik dźwigni finansowej Grupy wzrośnie do około 2-2,5 na koniec 2013
roku. Taki poziom dźwigni będzie w dalszym ciągu zgodny z obecnym poziomem
ratingów i podobny do prognozowanej, średnioterminowej dźwigni finansowej
innych środkowoeuropejskich firm energetycznych ocenianych przez Fitch.
•
Ratingi są ograniczone przez niewielką dywersyfikację źródeł wytwarzania
energii przez Grupę pod względem rodzaju paliwa (elektrownie opalane węglem
kamiennym stanowią 93% osiągalnej mocy). Obecna struktura wytwarzania,
która najprawdopodobniej nie zmieni się znacząco do 2015 roku, wpływa na
niższe marże w segmencie wytwarzania energii w porównaniu do innych
środkowoeuropejskich firm energetycznych ocenianych przez Fitch, jak również
na wysoką ekspozycję na koszty emisji dwutlenku węgla (CO
2
). Z drugiej strony,
Tauron korzysta z częściowej integracji działalności wytwórczej z własnymi
kopalniami węgla, które pokrywają około 32% zapotrzebowania Grupy na to
paliwo.
•
Mniejsza skala działalności Tauron, mniej dominująca pozycja na rynku i niższa
rentowność wytwarzania energii w porównaniu do innych środkowoeuropejskich
firm z grupy porównawczej są częściowo zniwelowane przez wyższy udział
regulowanego segmentu dystrybucji energii elektrycznej w EBITDA (28% w 2009
roku). W rezultacie Grupa ma niższą ekspozycję przepływów pieniężnych na
zmienność cen energii i paliw.
•
Tauron ma krótką historię działalności Grupy, jak również stosunkowo niski
poziom integracji pomiędzy Tauron S.A. i jej głównymi spółkami zależnymi,
zwłaszcza w zakresie zarządzania zadłużeniem w ramach Grupy. Ratingi
podmiotu „BBB” są obniżone o jeden stopień do „BBB-” ze względu na
strukturalne podporządkowanie zadłużenia Spółki Tauron S.A. w związku z tym,
że całość zadłużenia Grupy znajduje się w spółkach zależnych i spółki te
generują większość przepływów pieniężnych Grupy. Negatywny wpływ
podporządkowania długu na rating jest zniwelowany przez podwyższenie ratingu
o jeden stopień do „BBB” w wyniku uwzględnienia domniemanego wsparcia
Spółki przez Skarb Państwa, w związku z tym, że Tauron jest własnością Skarbu
Państwa i ma istotne znaczenie strategiczne dla krajowego sektora
elektroenergetycznego jako drugi co wielkości podmiot.
•
Fitch oczekuje, że Tauron zaciągnie nowe zadłużenie na poziomie spółki
holdingowej, a Grupa będzie mocniej zintegrowana we wspieraniu zadłużenia
spółki holdingowej.
Ratingi
W walucie zagranicznej
Długoterminowy rating podmiotu BBB
W walucie krajowej
Długoterminowy rating podmiotu BBB
Perspektywa ratingu
Długoterminowy rating podmiotu
w walucie zagranicznej
Stabilna
Długoterminowy rating podmiotu
w walucie krajowej
Stabilna
Dane finansowe
TAURON Polska Energia S.A.
(mln zł)
31/12/09 31/12/08
Przychody
13 634
12 449
Operacyjny EBITDAR
2 597
1 625
Przepływy środków z
dział. operacyjnej (FFO)
2 250
1 588
Nakłady inwestycyjne
1 440
1 792
Wolne przepływy
pieniężne
391
-178
Zadłużenie skorygowane
ogółem
2 039
2 349
FFO/Odsetki brutto (x)
15,5
8,9
Zadłużenie netto
skorygowane
ogółem/EBITDAR (x)
0,4
0,9
Analitycy
Arkadiusz Wicik, CFA
+48 22 338 62 86
arkadiusz.wicik@fitchratings.com
Jacek Kawałczewski, CFA
+48 22 338 62 91
jacek.kawalczewski@fitchratings.com
Powiązane raporty
Zastosowane kryteria
•
Corporate Rating Methodology
(November 2009)
•
Parent and Subsidiary Rating Linkage:
Fitch's Approach to Rating Entities Within a
Corporate Group Structure (June 2007)
•
Rating EMEA Utilities - Sector Credit
Factors (May 2010)
•
Fitch's Approach to Rating Competitive
Generators (July 2007)
•
Utilities Sector Notching and Recovery
Ratings (March 2010)
Inne raporty
•
Central European Utilities - 2010 Outlook
(December 2009)
•
Central European Electricity Sector
(November 2009)
•
Sovereign Ownership Impact on Corporate
Ratings (June 2009)
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
2
Kluczowe czynniki wpływające na rating
•
Pozytywne
dla
ratingów
mogą
być:
zrealizowanie
planu
nakładów
inwestycyjnych przy utrzymaniu solidnego profilu finansowego, połączone z
postępem w zakresie integracji Grupy i redukcji kosztów operacyjnych, jak
również znaczne zmniejszenie ekspozycji na koszty CO
2
i większa dywersyfikacja
wytwarzania pod względem paliw.
•
Dźwignia finansowa, zdefiniowana jako zadłużenie netto do EBITDA
przekraczająca poziom 2,5, na przykład w wyniku dużych nakładów i niższych
niż spodziewane przepływów pieniężnych, byłaby negatywna dla ratingów.
Płynność i struktura zadłużenia
Tauron miał odpowiednią płynność na koniec 2009 roku, kiedy dostępna płynność w
formie 973 mln zł wolnych środków pieniężnych i 175 mln zł niewykorzystanych linii
płynnościowych o zapadalności powyżej 12 miesięcy były wystarczające na pokrycie
zadłużenia krótkoterminowego na kwotę 632 mln zł.
Informacje o spółce i rynku energetycznym
Tauron, w którym Skarb Państwa jest właścicielem 88% akcji, jest drugim co do
wielkości podmiotem na polskim rynku elektroenergetycznym po PGE Polska Grupa
Energetyczna S.A. (PGE, „BBB+”/perspektywa stabilna). Grupa jest również jedną z
większych firm energetycznych w Europie Środkowej pod względem przychodów i
EBITDA. Tauron ma zintegrowaną pionowo pozycję na polskim rynku od kopalni
węgla kamiennego, poprzez elektrownie, po dystrybucję i sprzedaż energii. Grupa
działa na południu Polski.
Dwa największe segmenty pod względem przepływów pieniężnych to wytwarzanie
(46% skonsolidowanej EBITDA w 2009 roku) i dystrybucja (28%). Tauron ma wyższy
udział segmentu dystrybucji o regulowanych przychodach w EBITDA niż dwie
większe środkowoeuropejskie firmy z grupy porównawczej - CEZ, a.s. (CEZ, „A-
”/perspektywa stabilna) i PGE. Dzięki temu przepływy pieniężne Tauron są mniej
uzależnione od cyklicznych czynników, takich jak zmiany cen energii elektrycznej.
Fitch nie spodziewa się znaczących zmian w podziale EBITDA na segmenty w
najbliższych trzech latach.
Tauron ma wyższy udział w krajowym rynku dystrybucji i sprzedaży energii (26%) niż
w wytwarzaniu (14%). Wynika to z większego wolumenu dystrybucji i sprzedaży
energii – Grupa ma pozycję lidera w tym segmencie i jest właścicielem największej
sieci dystrybucyjnej w kraju. W 2009 roku, Tauron sprzedał 30,4 terawatogodzin
(TWh) energii elektrycznej w porównaniu do własnej produkcji wynoszącej
20,9 TWh.
Największe spółki polskiego sektora energetycznego
Spółka
PGE
Tauron Polska
Energia
ENEA
Energa
Other players
Struktura własnościowa
Spółka państwowa,
planowana
częściowa
prywatyzacja
a
Spółka państwowa,
planowana
częściowa
prywatyzacja
a
Skarb Państwa
posiada pakiet
większościowy,
spółka ma być
sprywatyzowana w
2010 roku
Spółka państwowa,
planowana
prywatyzacja w
2010 roku
Kilka sprywatyzowanych
spółek, w tym spółki zależne
EdF, Electrabel, Vattenfall,
RWE, CEZ i inne podmioty
Osiągalna moc (GW)
12,4
5,6
2,9
1,1
10,6
Udział własnych paliw (%)
68
32
0
0
b.d.
Udział w rynku wytwarzania
b
(%)
40
14
8
2
36
Udział w rynku dystrybucji (%)
26
26
15
16
16
Przychody
c
(mld zł)
21,6
13,6
7,2
8,4
b.d.
a
Polski rząd planuje utrzymać większościowy pakiet akcji w PGE i kontrolę właścicielską w Tauronie pomimo częściowej prywatyzacji tych firm
b
Wytwarzanie energii elektrycznej brutto, dane dla PGE i Tauron na podstawie wytwarzania energii elektrycznej netto
c
Przychody w 2009 roku
Źródło: PGE, Tauron, Ministerstwo Skarbu Państwa, URE
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
3
Łączna osiągalna moc wytwórcza energii elektrycznej Grupy Tauron wynosi 5,6
gigawata (GW). Elektrownie opalane węglem kamiennym stanowią zdecydowaną
większość osiągalnej mocy (93% mocy w 2009 roku) i są głównym źródłem
wytwarzania energii. Stawia to Tauron w gorszej pozycji, w porównaniu do innych
środkowoeuropejskich firm ocenianych przez agencję, pod względem rentowności
wytwarzania i zarządzania aktywami wytwórczymi – z powodu niewielkiej
dywersyfikacji pod kątem rodzaju paliwa i dużej ekspozycji na koszty CO
2
. PGE ma
przewagę konkurencyjną nad Tauronem i innymi elektrowniami opalanymi węglem
kamiennym w Polsce. Wynika to z dużego udziału elektrowni opalanych węglem
brunatnym w całości wytwarzania PGE (67% energii wyprodukowanej w 2009 roku).
Elektrownie na węgiel brunatny charakteryzują się niższymi kosztami wytwarzania
niż elektrownie opalane węglem kamiennym. Te ostatnie mają decydujący wpływ
na ustalanie hurtowych cen energii w Polsce w związku z tym, że węgiel kamienny
jest głównym paliwem w krajowym sektorze energetycznym – 57% wytworzonej
energii elektrycznej w 2009 roku (zobacz wykres Produkcja energii według źródeł
wytwórczych).
Tauron i PGE wraz z pozostałymi dwoma mniejszymi państwowymi grupami
energetycznymi — ENEA S.A. i Energa S.A. — kontrolują 64% krajowego rynku
wytwarzania i 84% rynku dystrybucji (zobacz tabelę Największe spółki polskiego
sektora energetycznego). Rząd planuje częściową prywatyzację Tauron i PGE, ale
chce utrzymać kontrolę właścicielską w Tauronie i większościowy pakiet akcji w
PGE. Dwie mniejsze państwowe grupy, ENEA i Energa, mają być sprywatyzowane do
końca 2010 roku.
Wśród spółek zagranicznych działających na polskim rynku energii są spółki zależne
Electricite de France (EDF) („A+”/perspektywa stabilna), Electrabel, Vattenfall AB
(„A”/perspektywa negatywna) i CEZ działające w wytwarzaniu oraz spółki zależne
RWE AG („A+”/perspektywa stabilna) i Vattenfall działające w dystrybucji.
Polski rynek energii elektrycznej jest rynkiem relatywnie zamkniętym w związku z
tym, że krajowe wytwarzanie pokrywa krajowe zapotrzebowanie na energię i nie
występują duże przepływy transgraniczne. Wytwarzanie jest oparte na węglu
kamiennym (57% wytwarzania w 2009 roku) i węglu brunatnym (35%), gdyż Polska
posiada bardzo duże złoża tych dwóch paliw. Jednak ze względu na duży udział
wytwarzania opartego na węglu (92% krajowego wytwarzania w porównaniu do
średniej w Unii Europejskiej — 30% wytwarzania), polski sektor ma wysoką
ekspozycję na koszty emisji CO
2
, zwłaszcza od 2013 roku. Rząd zamierza zmniejszyć
tą ekspozycję do roku 2020-2025 poprzez dywersyfikację źródeł wytwarzania —
zwiększenie udziału wytwarzania opartego na zerowych lub niskich emisjach CO
2
(elektrownie wiatrowe, jądrowe i w mniejszym stopniu elektrownie opalane gazem),
kosztem wytwarzania opartego na węglu.
0
20
40
60
80
100
Tauron (2009)
Tauron (2015)
PGE (2009)
PGE (2015)
Polska (2009)
Polska (2015)
Węgiel kamienny
Węgiel brunatny
Gaz
Źródła odnawialne i pozostałe
Produkcja energii według źródeł wytwórczych
a
(%)
a
Dla Tauron struktura według mocy osiągalnej
Źródło: PGE, Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, URE
Pomimo spadku krajowego zapotrzebowania na energię o 4% w 2009 roku (z powodu
spowolnienia gospodarczego), długoterminowe perspektywy wzrostu popytu są
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
4
korzystne. Spodziewany jest wzrost zapotrzebowania o około 15% do 2020 roku (na
podstawie prognoz zawartych w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku).
Spadek popytu na energię w 2009 roku opóźnił o kilka lat spodziewane zmniejszenie
rezerwy
mocy
w
polskim
systemie
elektroenergetycznym.
Wyłączenie
przestarzałych mocy z systemu w latach 2011-2015, nie będzie w pełni pokryte
oddaniem do użytku nowych mocy, co powinno wspierać hurtowe ceny energii w
średnim i długim okresie.
Historia i struktura Grupy
TAURON Polska Energia S.A. została utworzona przez Skarb Państwa w grudniu 2006
i do listopada 2007 działała pod nazwą Energetyka Południe S.A. (EP). Grupa Tauron
powstała w 2007 roku w ramach rządowego planu restrukturyzacji sektora
energetycznego i utworzenia czterech państwowych grup energetycznych. Tauron
jako druga co do wielkości grupa (po PGE) została utworzona w maju 2007, kiedy
Skarb Państwa podwyższył kapitał własny EP o 13,7 mld zł poprzez wniesienie
aportem 85% akcji następujących firm: spółki wytwórcze Południowy Koncern
Energetyczny S.A. (PKE) i Elektrownia Stalowa Wola S.A. oraz dwie regionalne spółki
zajmujące się dystrybucją i sprzedażą ENION S.A. i EnergiaPro S.A.
Dwie spółki dystrybucji i sprzedaży zostały później podzielone na operatorów
systemów dystrybucyjnych (OSD) i spółki sprzedaży detalicznej w ramach
wydzielenia
organizacyjno-prawnego
(unbundling).
15-procentowe
pakiety
mniejszościowe w głównych spółkach operacyjnych będą własnością głównie Skarbu
Państwa w wyniku trwającego procesu konwersji akcji pracowniczych spółek
zależnych na akcje Tauron S.A. Skarb Państwa planuje podwyższyć kapitał Tauron
S.A. do września 2010, po zakończeniu konwersji akcji pracowniczych, poprzez
wkład niepieniężny w postaci pakietów mniejszościowych spółek operacyjnych.
Tauron S.A. nie jest tylko spółką holdingową, ale również działa jako główna spółka
obrotu w Grupie. Wszystkie transakcje sprzedaży i zakupu energii elektrycznej na
rynku hurtowym, uprawnień do emisji CO
2
, zielonych i czerwonych certyfikatów
(energia odnawialna i wyprodukowana w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła) są
przeprowadzane przez Tauron S.A.
Zarząd planuje uprościć strukturę Grupy, która obecnie składa się z 94 spółek.
Tauron zamierza do 2012 roku wprowadzić zintegrowany model biznesowy, w
którym każdy segment działalności będzie funkcjonował w ramach jednej spółki.
Domniemane wsparcie państwa niweluje podporządkowanie długu
Fitch ocenia Tauron zgodnie z metodyką Powiązanie Ratingów Spółek Macierzystych
i Zależnych (Parent and Subsidiary Rating Linkage) w związku z tym, że Skarb
Państwa jest właścicielem 88% akcji Spółki (ratingi Polski w walucie zagranicznej są
na poziomie „A-”/perspektywa stabilna/„F2”). Pomimo planowanej częściowej
prywatyzacji w czerwcu 2010, kiedy rząd zamierza sprzedać pakiet około 52% akcji
Tauronu, Skarb Państwa planuje utrzymać kontrolę właścicielską w Tauronie,
zgodnie z Polityką energetyczną Polski do 2030 roku.
Agencja spotkała się z Wiceministrem Skarbu Państwa w celu przedyskutowania
potencjalnego wsparcia państwa i częściowej prywatyzacji Tauronu. Wiceminister
Skarbu Państwa stwierdził, że rząd udzieliłby wsparcia Tauronowi bezpośrednio (w
formie polityki dywidendowej wspierającej plan nakładów inwestycyjnych – zobacz
rozdział Polityka w zakresie dywidendy) lub pośrednio, gdyby zaistniała taka
potrzeba. Wsparcie wynika ze strategicznego znaczenia Tauronu wspólnie z PGE dla
polskiego sektora elektroenergetycznego.
Pomimo, że agencja Fitch z reguły nie uwzględnia potencjalnego wsparcia państwa
w przypadku państwowych firm energetycznych działających w Unii Europejskiej
(zobacz raport Wpływ państwowych udziałowców na ratingi korporacyjne
(Sovereign Ownership Impact on Corporate Ratings)), w przypadku Tauronu ratingi
są podwyższone o jeden stopień z uwagi na domniemane wsparcie państwa w
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
5
ramach podejścia “bottom-up”.
Podwyższenie ratingów jest związane z obecną strukturą Grupy. W opinii Fitch
domniemane wsparcie państwa równoważy negatywny wpływ strukturalnego
podporządkowania zadłużenia Tauron S.A., obniżający rating z „BBB” do „BBB-” w
związku z tym, że całość zadłużenia Grupy znajduje się spółkach zależnych (zobacz
rozdział Struktura zadłużenia i tabelę Zadłużenie Grupy w podziale na główne
spółki na koniec 2009 roku). Zadłużenie spółek zależnych, w tym głównej spółki
wytwórczej PKE, zostało zasadniczo zaciągnięte przed utworzeniem Grupy Tauron.
Uwzględnienie wsparcia państwa w ratingach wynika również z utworzenia Grupy
Tauron przez rząd stosunkowo niedawno, bo w 2007 roku, poprzez wniesienie
aportem akcji spółek wytwarzających energię i spółek dystrybucji i sprzedaży.
Celem tej operacji było, zgodnie z programem rządowym, utworzenie silniejszych,
zintegrowanych grup energetycznych przed planowanym znaczącym wzrostem
nakładów inwestycyjnych w polskiej energetyce.
Fitch spodziewa się, że wsparcie państwa będzie miało mniejszy wpływ na ratingi
Tauron w ciągu najbliższych 1-2 lat. W tym samym okresie Tauron S.A.
prawdopodobnie zmniejszy strukturalne podporządkowanie długu, na przykład,
poprzez zaciągnięcie nowego zadłużenia przez spółkę holdingową lub spłatę
zadłużenia spółek zależnych. W tym samym czasie udział państwa w akcjonariacie
Spółki prawdopodobnie zmniejszy się do poniżej 50% w wyniku prywatyzacji.
Fitch uważa za mało prawdopodobne, żeby zmiany w poziomie strukturalnego
podporządkowania i wsparcia państwa nie występowały jednocześnie i się
wzajemnie nie równoważyły. Inaczej mówiąc przeniesienie większości zadłużenia do
spółki holdingowej nie musi koniecznie oznaczać podwyższenia ratingów, gdyż
nastąpi to jednocześnie ze zmniejszeniem oczekiwanego wsparcia państwa.
Fitch zastosował podobne podejście dotyczące domniemanego wsparcia państwa i
strukturalnego podporządkowania długu w przypadku PGE.
Polityka w zakresie dywidendy
Polityka dywidendowa Tauron zakłada dywidendę na poziomie nie niższym niż 30%
skonsolidowanego zysku netto za lata 2010-2012 i około 40%-50% skonsolidowanego
zysku netto w dłuższej perspektywie. Proponowana dywidenda będzie uwzględniać
plan znacznych nakładów inwestycyjnych i utrzymanie odpowiedniego poziomu
płynności. Akcjonariusze Spółki, w tym Skarb Państwa zdecydowali ostatnio, że
Tauron nie wypłaci dywidendy z zysku za 2009 rok, demonstrując elastyczne
podejście do dywidendy. Tauron wypłacił niską dywidendę w 2009 i 2008 roku
(odpowiednio 28% i 13% skonsolidowanego zysku netto).
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
6
Analiza segmentów działalności
W 2009 roku EBITDA skorygowana przez Fitch wzrosła o 60% do 2,6 mld zł, a
przepływy środków z działalności operacyjnej (FFO) o 42% do 2,3 mld zł. Ten wzrost
został wypracowany głównie przez segment wytwarzania, który w największym
stopniu przyczynia się do wytworzenia EBITDA Grupy (zobacz tabelę Segmenty
działalności).
Wytwarzanie i wydobycie (46% i 10% skonsolidowanej EBITDA w
2009 roku)
Wzrost EBITDA w segmencie wytwarzania energii elektrycznej i ciepła w 2009 roku
był spowodowany tym, że wzrost hurtowych cen energii (na podstawie kontraktów
zawartych przed spadkiem cen hurtowych) miał większy wpływ na wyniki niż
rosnące cen paliw, głównie węgla kamiennego. EBITDA tego segmentu wzrosła
również dzięki wyższym przychodom z tytułu rekompensaty za rozwiązanie
kontraktów długoterminowych (KDT) – 484 mln zł w całym 2009 roku w porównaniu
do 192 mln zł w 2008 rok.
Wzrost cen węgla kamiennego (o 33% w 2009 roku) przewyższył wzrost hurtowych
cen energii (wzrost o 25% w 2009 roku). Jednak, koszty paliwa, na który składa się
głównie koszt węgla kamiennego stanowi około 60% kosztów produkcji energii. Fitch
prognozuje, że EBITDA i FFO Tauronu zmniejszą się nieznacznie w 2010 roku w
wyniku niższych hurtowych cen energii elektrycznej w kontraktach na 2010 rok i
stabilnych cen węgla (zobacz tabelę Ceny węgla kamiennego i energii elektrycznej).
Ceny węgla kamiennego i energii elektrycznej
2008A
2009A
2010F Zmiana w 2010 (%)
Średnia cena węgla kamiennego (zł/GJ)
8,1
10,8
10,8
0
Średnia hurtowa cena energii elektrycznej
uwzględniająca CO
2
(zł/MWh)
155,7
195,6
191,5
-2
Źródło: Tauron, URE
Profil biznesowy Tauronu jest wzmocniony przez częściową integrację pionową
wytwarzania z wydobyciem, gdyż Grupa jest właścicielem dwóch kopalni węgla
Segmenty działalności (dane w mln zł)
Wydobycie Wytwarzanie
Odnawialne
źródła
energii Dystrybucja
Sprzedaż
hurtowa i
detaliczna
Pozostałe
Wyłączeni
Ogółem
2009
Przychody
1 167
5 338
123
4 085
11 522
518
-9 121
13 634
EBITDA
a
253
1 181
76
725
306
62
-23
2 581
Aktywa
1 042
9 578
567
7 767
1 958
847
400
22 160
Nakłady inwestycyjne
130
520
24
746
15
44
1 479
EBITDA - nakłady
inwestycyjne
123
661
52
-21
292
18
1 124
Marża EBITDA (%)
21,7%
22,1%
62,0%
17,8%
2,7%
11,9%
18,9%
Udział w EBITDA Grupy
(%)
9,8%
45,7%
3,0%
28,1%
11,9%
2,4%
-0,9%
100,0%
2008
Przychody
1 004
3 782
105
4 232
9 947
363
-6 985
12 449
EBITDA
a
173
478
63
813
93
15
-18
1 616
Aktywa
945
9 060
535
7 268
1 783
845
387
20 823
Nakłady inwestycyjne
65
859
31
762
10
48
1 774
EBITDA - nakłady
inwestycyjne
109
-380
32
51
83
-34
-140
Marża EBITDA (%)
17,2%
12,7%
59,8%
19,2%
0,9%
4,0%
13,0%
Udział w EBITDA Grupy
(%)
10,7%
29,6%
3,9%
50,3%
5,7%
0,9%
-1,1%
100,0%
a
EBITDA poszczególnych segmentów nie skorygowana przez Fitch
Źródło: Tauron, obliczenia Fitch
Kontrakty na dostawy
węgla kamiennego
Spółka węglowa
Okres
dostaw
Kompania Węglowa S.A. 1996-2012
Południowy Koncern
Węglowy S.A.
2006-2010
Katowicki Holding
Węglowy S.A.
2008-2012
Jastrzębska Spółka
Węglowa S.A.
2009-2013
Źródło: Tauron
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
7
kamiennego, Janina i Sobieski (poprzez spółkę zależną Południowy Koncern
Węglowy S.A. (PKW)), których wydobycie brutto wyniosło 6,4 mln ton w 2009 roku,
co stanowi 32% rocznego zapotrzebowania Grupy na węgiel kamienny. Integracja z
wydobyciem obniża ryzyko dostaw paliw i zwiększa przewidywalność kosztów węgla.
Spółka planuje zwiększenie wydobycia węgla poprzez nakłady inwestycyjne i
akwizycje zmierzające do pokrycia z własnego wydobycia 50% rocznego
zapotrzebowania na węgiel w średnim terminie. Węgiel kamienny jest dostarczany
do PKE, głównej spółki wytwórczej Tauronu w ramach długoterminowych
kontraktów z PKW i trzema państwowymi spółkami węglowymi (zobacz tabelę
Kontrakty na dostawy węgla kamiennego). Kontrakty nie zawierają formuł
cenowych, a ceny węgla są ustalane w ramach corocznych negocjacji pomiędzy
stronami.
Z łączną osiągalną mocą wytwórczą wynoszącą 5,6 GW, Tauron plasuje się na
drugim miejscu, po krajowym liderze PGE (12,4 GW), ale przed spółkami Enea (2,9
GW) i Energa (1,1 GW). W skład aktywów wytwórczych Tauronu wchodzi kilka
elektrowni opalanych węglem kamiennym, zlokalizowanych w południowej Polsce
( Jaworzno, Łaziska, Łagisza, Siersza, Halemba, Blachownia i Stalowa Wola) i kilka
elektrociepłowni (Katowice, Bielsko-Biała, Tychy i Nowa).
Elektrownie opalane węglem kamiennym stanowią zdecydowaną większość
osiągalnej mocy (93% mocy w 2009 roku). Spółka planuje zmniejszenie udziału tego
typu elektrowni do 77% mocy do 2015 roku poprzez stopniowe wyłączanie
przestarzałych i mniej efektywnych elektrowni węglowych i zastąpienie ich
elektrowniami opalanymi gazem (10% mocy do 2015 roku) i odnawialnymi źródłami
energii (10%), głównie elektrowniami wiatrowymi i opalanymi biomasą. Spółka
spodziewa się dużego wzrostu EBITDA w segmencie wytwarzania, ale w średnim i
długim okresie nakłady inwestycyjne segmentu będą znacznie wyższe od
przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej, co wpłynie na generowanie
ujemnych wolnych przepływów pieniężnych (FCF).
Tauron sprzedaje wyprodukowaną energię głównie w kontraktach do jednego roku,
co poprawia przewidywalność przepływów pieniężnych w perspektywie rocznej.
Jednak, większość zachodnioeuropejskich firm energetycznych sprzedaje energię w
ramach kontraktów na dłuższe okresy, często do trzech lat.
Pozycja konkurencyjna
Tauron jest drugą co do wielkości firmą wytwarzająca energię po PGE. Pozycja
rynkowa Tauronu charakteryzuje się dużym deficytem wolumenu wytwarzanej
energii elektrycznej w stosunku do wolumenu sprzedaży detalicznej (z uwagi na 14-
procentowy udział w krajowej produkcji energii i 26-procentowy udział w
dystrybucji i sprzedaży detalicznej). Deficyt wolumenu wytwarzania w stosunku do
sprzedaży Tauronu wyniósł około 9,5 TWh w 2009 roku i został pokryty poprzez
zakupy energii na rynku hurtowym.
Fitch uważa, że polski rynek energetyczny nie ma przejrzystych mechanizmów w
zakresie ustalania hurtowych cen energii elektrycznej i cen węgla kamiennego.
Ceny węgla kamiennego tylko w pewnym stopniu są powiązane z cenami
obowiązującymi na rynku europejskim. Większość kontraktów na dostawy węgla jest
negocjowana co roku przez kopalnie i elektrownie. Ceny węgla kamiennego są
jednym z głównym czynników wpływających na hurtowe ceny energii, gdyż
elektrownie opalane węglem kamiennym są jednostkami decydującymi o cenie w
związku z ich pozycją w polskim sektorze wytwarzania pod kątem kosztów
marginalnych.
Ratingi odzwierciedlają przeciętną rentowność Tauronu w segmencie wydobycia i
wytwarzania (marża EBITDA łącznie dla tych dwóch obszarów: 22% w 2009 roku i
14% w 2008 roku), która jest znacznie niższa od rentowności PGE (marża EBITDA
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
8
41% w 2009 roku i 40% w 2008 roku), ale porównywalna do średniej w polskim
sektorze. Różnica pomiędzy Tauronem i PGE wynika głównie z przewagi kosztowej
PGE, dla której głównym źródłem wytwarzania energii są elektrownie opalane
węglem brunatnym (67% energii wyprodukowanej w 2009 roku) charakteryzujące się
niższymi kosztami wytwarzania niż elektrownie opalane węglem kamiennym,
będące głównym źródłem wytwarzania dla Tauronu.
Fitch spodziewa się, że ta przewaga kosztowa PGE zmniejszy się w momencie, gdy
koszty emisji CO
2
będą mieć większy wpływ na kształtowanie się hurtowych cen
energii w średnim i długim okresie. Elektrownie opalane węglem brunatnym mają o
około 15% większy poziom emisji CO
2
niż elektrownie oparte na węglu kamiennym.
W związku z tym, wyższe ceny przyszłych uprawnień do emisji CO
2
zmniejszą
przewagę elektrowni opalanych węglem brunatnym.
Krótka pozycja Tauronu w wytwarzaniu w stosunku do dystrybucji i sprzedaży
naraża przepływy pieniężne na zmiany ceny hurtowych, o ile pozycja nie jest
odpowiednio zabezpieczona przez kontrakty zakupu i sprzedaży energii. Ceny
energii w Polsce będą najprawdopodobniej rosnąć w średnim i długim okresie ze
względu na strukturalne cechy krajowego sektora energetycznego, w tym
zmniejszającą się nadwyżkę podaży nad popytem i koszty CO
2
(zobacz rozdział
poniżej).
Ekspozycja na koszty emisji CO
2
Niedobór uprawnień do emisji CO
2
Grupy Tauron w drugim okresie Krajowego Planu
Alokacji (NAP II) w latach 2010-2012 wynosi około 3,3 mln ton. Kwota ta nie
uwzględnia otrzymanych ostatnio dodatkowych uprawnień do emisji CO
2
dla nowego
bloku w Elektrowni Łagisza (6,7 mln ton na lata 2010-2012). Ze względu na fakt, że
struktura produkcji energii przez Tauron pod względem źródeł wytwarzania jest
podobna do struktury polskiego sektora, dodatkowy koszt związany z zakupami
uprawnień w okresie NAP II i w latach 2013-2020 zostanie prawdopodobnie
przeniesiony na klientów końcowych w formie wyższych cen energii elektrycznej. W
wyniku tego, że polski sektor energii jest rynkiem relatywnie zamkniętym z
niewielką wymianą transgraniczną, ceny energii będą kształtowane głównie przez
czynniki wewnętrzne, w tym rosnące koszty CO
2
.
Ekspozycja rynkowa Tauronu na koszty emisji CO
2
wzrośnie w 2013 roku wraz z
uruchomieniem systemu aukcji uprawnień do emisji. Pozytywne jest to, że Polska
wraz z kilkoma innymi krajami Europy Środkowej uzyskała derogację od zasady
zakupu całości uprawnień do emisji CO
2
do 2020 roku. Elektrownie działające w
Polsce mają otrzymywać nieodpłatnie 70% uprawnień do emisji w 2013, podczas gdy
pozostałe 30% uprawnień będzie kupowane na aukcjach. Do 2020 roku udział
nieodpłatnych uprawnień ma stopniowo zmaleć do 0% (100% uprawnień będzie
kupowane na aukcjach).
Rekompensaty za rozwiązanie KDT
Ryzyko niższych przepływów pieniężnych w segmencie wytwarzania w przypadku
dużego spadku cen hurtowych jest częściowo zmniejszone poprzez system
rekompensat
pieniężnych
pokrywających
koszty
osierocone
związane
z
wcześniejszym rozwiązaniem kontraktów długoterminowych (KDT). Kontrakty te
służyły jako zabezpieczenie kredytów bankowych udzielonych elektrowniom,
głównie w latach 90-tych. PKE jest uprawnione do uzyskania rekompensaty w
łącznej kwocie nieprzekraczającej 1,5 mld zł, która zgodnie z ustawą o rozwiązaniu
KDT (Ustawa z dnia 29 czerwca 2007 roku o zasadach pokrywania kosztów
powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów
długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej) ma być wypłacana
wytwórcom w latach 2008-2012.
Rekompensata jest częścią rządowego systemu rozwiązania KDT wprowadzonego w
2008 roku. Poziom rekompensaty pieniężnej w danym roku zależy od wielu
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
9
czynników, w tym zmian cen energii elektrycznej i może ulec zwiększeniu w
przypadku, gdy hurtowe ceny energii są niższe od cen zakładanych przez rząd w
ścieżce cenowej używanej do kalkulacji rekompensat. W rezultacie ten mechanizm
zapewnia dodatkowe środki pieniężne na obsługę zadłużenia wytwórców i
stabilizuje marże w przypadku spadku cen hurtowych w gorszym roku dla segmentu
wytwarzania. Na przykład w 2009 rok przychody Tauronu z tytułu rekompensaty za
KDT wyniosły 484 mln zł, co podwyższyło EBITDA segmentu wytwarzania.
Jednak poziom rekompensat może być niższy od prognozowanego przez Tauron w
związku z różnicą w interpretacji przepisów ustawy o rozwiązaniu KDT pomiędzy
niektórymi elektrowniami i Urzędem Regulacji Energetyki (URE). Różnica dotyczy
przepisów ustawy dotyczących kalkulacji rocznej rekompensaty, zwłaszcza w
przypadku elektrowni działających w grupach kapitałowych. Tauron odwołał się do
sądu od decyzji Prezesa URE dotyczących korekty rocznej rekompensaty za koszty
osierocone za 2008 rok. Fitch prognozuje, że w przypadku, gdyby prawidłowość
interpretacji URE została potwierdzona przez sąd, co oznaczałoby niższe
rekompensaty i również niższą EBITDA od obecnie planowanej przez Tauron w
latach 2010-2012, sytuacja finansowa Grupy nie zmieniłaby się znacząco. Jednak, w
takiej sytuacji większa część nakładów musiałaby być finansowana długiem, a nie
przepływami pieniężnymi z działalności operacyjnej.
Dystrybucja (28% skonsolidowanej EBITDA w 2009 roku)
Dystrybucja jest najbardziej stabilnym obszarem działalności pod kątem
przepływów ze względu na regulowany charakter przychodów. W skład Grupy
Tauron wchodzą dwie spółki dystrybucyjne EnergiaPro i Enion, które są właścicielem
10-ciu regionalnych OSD i sieci dystrybucyjnych zlokalizowanych w południowej
Polsce (pokrywających 17% powierzchni kraju). Segment dystrybucji dostarcza
energię elektryczną do około 4 mln klientów, w porównaniu do 5 mln obsługiwanych
przez PGE. Tauron dostarczył więcej energii w 2008 roku (32,3 TWh) niż PGE (30,7
TWh) ze względu na wyższy udział odbiorców przemysłowych w bazie klientów.
Grupa miała 26-procentowy udział w krajowym rynku dystrybucji w 2008 roku.
Segment dystrybucji podlega regulacjom URE w ramach trzyletnich okresów
regulacji. Przychody są uzależnione od taryfy OSD w ramach propozycji
przedkładanej URE i zatwierdzanej przez regulatora. Taryfy uwzględniają pełne
pokrycie uzasadnionych kosztów oraz osiągnięcie zwrotu z kapitału zaangażowanego
w działalność dystrybucyjną, kalkulowanego jako iloczyn wartości regulacyjnej
aktywów (WRA) i średnioważonego kosztu kapitału (WACC) ustalanego przez URE na
każdy rok taryfowy. Plany nakładów na kolejne trzy lata są ustalane corocznie i
zatwierdzane przez regulatora w każdym roku.
Przychody segmentu dystrybucji mają stopniowo rosnąć w najbliższych sześciu do
dziewięciu latach. Ma to związek z zatwierdzonym przez URE planem dojścia do
nowej WRA kalkulowanej na podstawie wyceny majątku metodą odtworzeniową i
metodą dochodową w porównaniu do WRA opartej na historycznej wartości
księgowej. Spółka spodziewa się wzrostu EBITDA segmentu w najbliższych pięciu
latach w wyniku rosnących przychodów regulowanych i wzrostu wolumenu
dostarczanej energii. Jednak, większość przepływów generowanych przez segment
dystrybucji będzie przeznaczona na nakłady związane z zapewnieniem
bezpieczeństwa dostaw energii i poprawą efektywności sieci dystrybucyjnej.
Sprzedaż hurtowa i detaliczna (12% skonsolidowanej EBITDA w 2009 roku)
Segment sprzedaży hurtowej i detalicznej (sprzedaży energii i pozostałych
produktów rynku elektrycznego) Tauronu charakteryzuje się niskimi marżami
(marża EBITDA 2,7% w 2009 roku). Wszyscy klienci końcowi, za wyjątkiem
gospodarstw domowych, mają uwolniony mechanizm ustalania ceny energii
elektrycznej. W ostatnich trzech latach taryfy dla gospodarstw domowych nie
uwzględniały w pełni efektu dużego wzrostu kosztów energii wytwarzanej z węgla
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
10
kamiennego, co negatywnie wpłynęło na rentowność tego segmentu.
Odnawialne źródła energii (3% skonsolidowanej EBITDA w 2009 roku)
Segment odnawialnych źródeł energii, w skład którego wchodzi 35 elektrowni
wodnych o łącznej mocy 131 MW i współspalanie biomasy w elektrowniach
węglowych ma niewielki udział w wytwarzaniu energii przez Grupę. Jednak
znaczenie tego segmentu będzie w najbliższych latach wzrastać, gdyż Tauron ma w
planach wzrost wolumenu energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych z 0,4 TWh w
2009 roku do 2 TWh w 2014 (14% energii wytworzonej przez Grupę).
Strategia Zarządu
Najważniejsze elementy strategii to, jak wspomniano powyżej, plan znacznych
nakładów inwestycyjnych, integracja Grupy i poprawa efektywności. Program
nakładów o wartości 9 mld zł w latach 2010-2012, zakłada inwestycje głównie w
segmencie wydobycia i wytwarzania (61% planu) i dystrybucję (34%) – zobacz tabelę
Program
inwestycyjny
na
lata
2010-2012.
Głównym
elementem
planu
inwestycyjnego jest budowa konwencjonalnych elektrowni opalanych paliwami
kopalnymi – przede wszystkim nowoczesnych i bardziej efektywnych elektrowni na
węgiel kamienny z mniejszymi emisjami CO
2
na MW niż starsze jednostki.
Tauron zamierza rozpocząć budowę 3 GW nowych mocy do 2012 roku, które zostaną
oddane do użytku około 2016-2017 roku. Ma to na celu zastąpienie starych
jednostek wycofywanych z eksploatacji (około 1,1 GW do 2015 roku) i zredukowanie
wysokiej ekspozycji na koszty CO
2
wynikającej z istniejącej struktury mocy
wytwórczych. Grupa chce utrzymać relatywnie niezmienioną moc wytwarzania do
2016 w związku z zastąpieniem wycofywanych jednostek. Następnie w latach 2017-
2020 planowane jest zwiększenie mocy o około 50% do 8,5 GW. Najnowszy blok, 460
MW w elektrowni Łagisza został oddany do eksploatacji w 2009 roku.
Zdaniem Fitch Tauron ma stosunkowo umiarkowane plany inwestycje w odnawialne
źródła energii – nakłady w tym segmencie stanowią mniejszą część
średnioterminowego planu inwestycji niż w przypadku PGE (12% w Tauronie i 23%
w PGE).
Planowane nakłady w segmencie dystrybucji o wartości 3,1 mld zł dotyczą
modernizacji sieci, redukcji kosztów operacyjnych, poprawy efektywności i
zwiększenia bezpieczeństwa dostaw. Inwestycje w tym segmencie są zatwierdzane
każdego roku przez regulatora i odzwierciedlone w taryfie dystrybucyjnej.
Roczne nakłady inwestycyjne wynoszą średnio 3 mld zł w latach 2010-2012, czyli
znacznie więcej niż średnie nakłady na kwotę 1,7 mld zł w latach 2007-2009.
Według prognoz Fitch, duży wzrost nakładów inwestycyjnych prawdopodobnie
spowoduje, że Tauron będzie generować ujemne wolne przepływy pieniężne w
latach 2010-2012 i będzie musiał zwiększyć zadłużenie. Agencja zwraca uwagę, że
Tauron ma możliwości pewnych zmian w średnioterminowym planie inwestycyjnym,
gdyż znaczna część planowanych inwestycji może zostać przesunięta na późniejszy
termin w przypadku zaistnienia takiej konieczności (na przykład, gorszych niż
planowane przepływów pieniężnych).
Długoterminowy plan inwestycyjny Tauron w latach 2013-2020 wynosi 40 mld zł,
włączając w to planowane projekty w wytwarzaniu energii realizowane w ramach
joint ventures z partnerami.
Rating agencji Fitch dla Tauronu odzwierciedla mniejsze znaczenie wzrostu przez
przejęcia w strategii Grupy niż w przypadku CEZ i PGE. Tauron skupia się na
integracji aktywów Grupy i wdrożeniu planu inwestycyjnego.
Program inwestycyjny na
lata 2010-2012 (mld zł)
Rodzaj inwestycji
Kwota
(%)
Wydobycie,
wytwarzanie z
konwencjonalnych
elektrowni opalanych
paliwami kopalnymi i
odnawialnych źródeł
energii
5,5
61
Segment dystrybucji
3,1
34
Pozostałe
0,4
5
Ogółem
9,0 100
Źródło: Tauron
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
11
Analiza finansowa
Porównywalność wyników finansowych w latach 2007-2009
Wniesienie aportem akcji spółek wytwórczych i dystrybucyjnych przez Skarb
Państwa w 2007 roku zostało zaklasyfikowane jako połączenie jednostek
gospodarczych, gdyż wszystkie spółki były własnością jednego podmiotu (Skarbu
Państwa). Wszystkie spółki zależne Tauron skonsolidowane w ramach połączenia
jednostek gospodarczych są uwzględnione w sprawozdaniach skonsolidowanych od 1
stycznia 2007, który jest datą przejścia na MSSF. W rezultacie Grupa Tauron ma
skonsolidowane sprawozdania finansowe za ostatnie trzy lata (2007-2009).
Struktura kapitałowa i wskaźniki kredytowe
Tauron ma solidną strukturę kapitałową z niskim poziomem zadłużeniem. Jest to
głównie wynikiem utworzenia Grupy przez rząd poprzez wniesienie aportem
głównych aktywów w 2007 roku.
Tauron obniżył skorygowane zadłużenie netto do 1,1 mld zł na koniec 2009 roku z
1,4 mld zł na koniec 2008 roku dzięki dodatnim wolnym przepływom pieniężnym
(FCF). Było to możliwe dzięki wysokim przepływom środków z działalności
operacyjnej (FFO) i niższym nakładom inwestycyjnym w 2009 roku.
Na koniec 2009 roku, wskaźnik dźwigni finansowej Tauronu (skorygowane
zadłużenie netto/EBITDAR) był na niskim poziomie 0,4 po spadku z 0,9 na koniec
2008 roku dzięki poprawie przepływów pieniężnych i niższemu zadłużeniu.
Skorygowane zadłużenie brutto/EBITDAR wyniosło 0,8. Tauron ma znacznie niższą
dźwignię finansową niż średnia dla zachodnioeuropejskich firm energetycznych
ocenianych przez Fitch (skorygowane zadłużenie netto/EBITDAR na poziomie około
3 w grupie porównawczej). Dźwignia finansowa Tauron prezentuje się korzystnie
również w porównaniu do firm środkowoeuropejskich z grupy porównawczej –
zobacz rozdział Analiza porównawcza firm energetycznych z Europy Środkowej.
Wskaźniki pokrycia odsetek są również na bardzo dobrym poziomie (wskaźnik
FFO/Odsetki w wysokości 15,5 w 2009 roku).
Prognoza ujemnych wolnych przepływów pieniężnych i wzrostu dźwigni
Tauron
planuje
zaciągnąć
zadłużenie
w
celu
współfinansowania
planu
inwestycyjnego w średnim terminie, gdyż wzrost nakładów doprowadzi
najprawdopodobniej do generowania ujemnych wolnych przepływów pieniężnych w
najbliższych pięciu latach. Dług ma zostać zaciągnięty bez zabezpieczeń na majątku
przez spółkę Tauron S.A. a nie przez spółki zależne. Fitch prognozuje, że wskaźnik
zadłużenie netto do EBITDA wzrośnie do około 2-2,5 do 2013 roku z 0,4 na koniec
2009 roku. Taki wzrost jest porównywalny z prognozowaną dźwignią dla innych
środkowoeuropejskich firm energetycznych ocenianych przez agencję - zobacz
rozdział Analiza porównawcza firm energetycznych z Europy Środkowej.
Agencja uważa, że Tauron ma możliwości dokonania pewnych zmian w planie
nakładów, gdyż część projektów może zostać odłożona na późniejszy termin w
przypadku pogorszenia przepływów pieniężnych.
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
12
Struktura zadłużenia
Zadłużenie Grupy składa się z kredytów bankowych (62% całości zadłużenia),
obligacji (31%) i leasingu finansowego (7%). Spółka spodziewa się zwiększenia
udziału obligacji w strukturze finansowania poprzez emisje obligacji na rynku
krajowym i euroobligacji w najbliższych kilku latach. Zdaniem agencji duże,
europejskie firmy energetyczne mają dobry dostęp to rynku obligacji i często
korzystały z finansowania przez obligacje w 2009 roku i pierwszych miesiącach 2010
roku.
Praktycznie całe zadłużenie Grupy jest oparte o zmienne stopy procentowe.
Z uwagi na lokalizację długu w ramach Grupy, rating uwzględnia strukturalne
podporządkowanie wierzycieli Spółki Tauron S.A. w stosunku do wierzycieli spółek
zależnych. Całość zadłużenia Grupy na koniec 2009 roku znajdowała się w spółkach
zależnych, głównie w spółce wytwórczej PKE i dwóch firmach dystrybucyjnych —
zobacz tabelę Zadłużenie Grupy w podziale na spółki na koniec 2009 roku.
Wierzyciele Tauron S.A. mają gorszy dostęp do przepływów pieniężnych spółek
zależnych (gdzie generowana jest większość przepływów) niż wierzyciele
kredytujący bezpośrednio spółki zależne. Poza tym, większość zadłużenia spółek
zależnych jest zabezpieczona na aktywach. W konsekwencji, rating podmiotu jest
obniżony o jeden stopień do „BBB-” z powodu podporządkowania długu.
Według planów Tauronu nowe zadłużenie, związane ze średnioterminowym planem
inwestycyjnym, będzie zaciągane na poziomie Tauron S.A. lub część zadłużenia
spółek zależnych będzie spłacona, włączając w to zabezpieczone obligacje PKE
(zadłużenie na kwotę 593 mln zł na koniec 2009 roku, stanowiące 31% całości długu).
W opinii Fitch strukturalne podporządkowanie może nie ograniczać ratingów Tauron
S.A., jeżeli wierzyciele spółki holdingowej Tauron S.A. uzyskają lepszy dostęp do
przepływów pieniężnych spółek zależnych. Może to nastąpić poprzez znaczny wzrost
udziału zadłużenia spółki holdingowej w całości długu Grupy, gwarancje dla długu
Tauron S.A. udzielone przez istotne spółki zależne lub znaczny wzrost
powtarzalnego strumienia dywidend ze spółek zależnych.
Zadłużenie Grupy w podziale na spółki na koniec 2009 roku
Spółka
Rodzaj działalności
Udział
Grupy
Tauron (%)
EBITDA
(mln zł)
Zadłużenie
(mln zł)
%
długu
Grupy Uwagi
TAURON Polska
Energia S.A.
Spółka holdingowa i
podmiot zajmujący się
obrotem energią i
certyfikatami
b.d.
88
0
0 Obecnie brak
zadłużenia; nowe
zadłużenie Grupy
będzie zaciągane
na tym poziomie
Południowy
Koncern
Energetyczny S.A.
Wytwarzanie energii
85
980
1 474
81 Głównie
zadłużenie
zabezpieczone
ENION S.A.
Dystrybucja energii
85
354
175
10 Zadłużenie
niezabezpieczone
EnergiaPro S.A.
Dystrybucja energii
85
343
75
4 Zadłużenie
niezabezpieczone
Południowy
Koncern Węglowy
SA
Wydobycie węgla
58 (PKE
posiada 85%
akcji)
253
14
1
Pozostałe spółki
Różne
565
88
4
Ogółem
2 583
1 812
a
100
a
Zadłużenie ogółem wraz z leasingiem finansowym wyniosło 1 899 mln zł na koniec 2009 roku.
Źródło: Tauron, obliczenia Fitch
Jak wcześniej wspomniano, Tauron S.A. nie jest tylko spółką holdingową, ale
również prowadzi działalność w zakresie zakupu i sprzedaży energii elektrycznej i
certyfikatów w ramach scentralizowanego obrotu. W 2009 roku Spółka
wygenerowała 88 mln zł EBITDA i wysokie wolne przepływy pieniężne. Tauron S.A.
Zadłużenie Grupy Tauron
na koniec 2009 roku
Kwota
(mln
zł) Jako %
Zadłużenie ogółem
1 899
100
- W tym zadłużenie
zabezpieczone
1 572
83
- W tym zadłużenie
spółki holdingowej
(Tauron S.A.)
0
0
Źródło: Tauron, obliczenia Fitch
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
13
miał znaczny poziom środków pieniężnych (214 mln zł) przy braku zadłużenia na
koniec 2009 roku.
Zadłużenie zabezpieczone
Większość zadłużenia Grupy jest zabezpieczona na aktywach (1,6 mld zł, co stanowi
83% długu na koniec 2009 roku). Większość długu zabezpieczonego przypada na PKE,
główną spółkę generującą przepływy pieniężne w Grupie, której kredyty bankowe i
obligacje są w dużym stopniu zabezpieczone na aktywach elektrowni. Stosunkowo
wysoki udział długu zabezpieczonego w całości zadłużenia jest głównie wynikiem
długu zaciągniętego przez spółki zależne Tauronu przed utworzeniem Grupy w 2007
roku. Spółka spodziewa się, że nowe zadłużenie będzie zaciągane bez zabezpieczeń
ustanowionych na majątku.
Fitch uważa, że w przypadku Tauron S.A. zadłużenie zabezpieczone nie ogranicza
istotnie pozycji wierzycieli niezabezpieczonych i oczekiwanego poziomu odzyskania
należności w przypadku trudności finansowych Grupy. Zadłużenie zabezpieczone na
aktywach Grupy stanowiło tylko 7% aktywów ogółem, a wskaźnik zadłużenie
zabezpieczone do EBITDA wyniósł 0,6 na koniec 2009 roku. Poza tym, Grupa
utrzymuje wysoki poziom środków pieniężnych w relacji do zadłużenia (około 1 mld
zł w latach 2007-2009 w porównaniu do 1,9 mld zł długu).
Kredyty preferencyjne z niskim oprocentowaniem
Tauron korzysta z kredytów preferencyjnych na kwotę 329 mln zł, co stanowi 17%
ogółu zadłużenia na koniec 2009 roku. Oprocentowanie tych kredytów jest niższe od
oprocentowania na warunkach rynkowych. Kredyty preferencyjne, uzyskane między
innymi od Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, zostały
zaciągnięte na finansowanie wybranych projektów.
Zapadalność długu i płynność
Na koniec 2009 roku dostępna płynność w formie 973 mln zł wolnych środków
pieniężnych i 175 mln zł niewykorzystanych linii płynnościowych o zapadalności
powyżej 12 miesięcy były wystarczające na pokrycie zadłużenia krótkoterminowego
na kwotę 632 mln zł.
0
300
600
900
1,200
Dostępna płynność
2010
2011
2012-2014
2015 i później
Kredyty bankowe
Wolne środki pieniężne
Długoterminowe niewykorzystane linie kredytowe
Zapadalność zadłużenia Grupy Tauron na koniec 2009 roku
(mln zł)
Źródło: Tauron
Wartość bilansowa
aktywów Grupy
stanowiących
zabezpieczenie spłaty
zobowiązań na koniec
2009 roku
(mln zł)
Aktywa
zabezpie
-czone
Aktywa
ogółem (%)
Aktywa
3 889
22 160 18
- W tym
rzeczowe
aktywa
trwałe
3 771
17 261 22
Źródło: Tauron
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
14
Najbliższa Grupa Porównawcza – Analiza
Charakterystyka sektora
Ryzyko operacyjne
Pionowo zintegrowane firmy energetyczne w Europie cechują się relatywnie
stabilną działalnością biznesową. Dystrybucja i przesył energii elektrycznej w
transparentnym otoczeniu regulacyjnym charakteryzują się dużą przewidywalnością
przepływów pieniężnych. Wytwarzanie energii jest segmentem o wyższym ryzyku i
zmienności ze względu na ekspozycję na zmiany cen paliw i energii elektrycznej
oraz zmiany popytu na energię. Część ryzyk biznesowych i finansowych w
segmencie wytwarzania może być zniwelowana poprzez stosowanie strategii
zabezpieczających.
Ryzyko finansowe
Profil finansowy zintegrowanych firm energetycznych jest wzmocniony przez
solidne i stabilne przepływy pieniężne. Wiele firm sektora będzie w dalszym ciągu
generować ujemne wolne przepływy pieniężne ze względu na znaczne nakłady
inwestycyjne cechujące się ograniczoną elastycznością w krótkim okresie.
Zintegrowane firmy mają najczęściej dobry dostęp do finansowania przez rynek
kapitałowy.
Grupa porównawcza (dane za 2009 rok)
Spółka
CEZ
A-/
perspektywa
stabilna
PGE
BBB+/
perspektywa
stabilna
Tauron S.A.
BBB/
perspektywa
stabilna
SE
BBB/
perspektywa
stabilna
Operacyjny EBITDAR (mln euro)
3 438
1 910
633
646
Zadłużenie netto skorygowane
ogółem/EBITDAR (x)
1,4
-0,3
0,4
0,3
FFO/Odsetki brutto (x)
15,7
16,0
15,5
37,4
Marża EBITDAR (%)
46,3
36,3
19,0
31,5
Źródło: Fitch, spółki
Podsumowanie charakterystyki kredytowej
Duże firmy energetyczne z solidnym profilem biznesowym i silnym lub średnim
profilem finansowym mają najczęściej ratingi w średnich do wysokich kategoriach
poziomu inwestycyjnego. Mniejsze spółki cechujące się mniejszą dywersyfikacją
profilu biznesowego, takie jak Tauron, mogą uzyskać niskie lub średnie ratingi
inwestycyjne. Ratingi są uzależnione zarówno od czynników biznesowych – takich
jak pozycja rynkowa, stopień integracji pionowej, struktura wytwarzania pod
względem źródeł i dywersyfikacja zysku, jak i czynników finansowych, w tym
polityka finansowa, dźwignia, marże zysku, plany nakładów i polityka w zakresie
fuzji i przejęć.
Krótki opis spółek
•
CEZ, a.s. (CEZ, „A-”/perspektywa stabilna) — CEZ, w którym państwo posiada
69,4% akcji, ma wiodącą i zintegrowaną pionową pozycję na czeskim rynku
elektroenergetycznym. Spółka jest największą firmą energetyczną w Europie
Środkowej. CEZ ma wysoką marżę EBITDA, która częściowo wynika z aktywów
wytwórczych charakteryzujących się niskimi kosztami produkcji.
•
PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. (PGE, „BBB+”/perspektywa stabilna) —
PGE, w którym państwo posiada 85% akcji, ma wiodącą i zintegrowaną pionową
pozycję na polskim rynku elektroenergetycznym, w tym dominującą pozycję w
wytwarzaniu. Głównym źródłem wytwarzania energii są elektrownie opalane
węglem brunatnym, cechujące się stosunkowo niskimi kosztami produkcji w
Polsce.
•
TAURON Polska Energia S.A. (Tauron S.A.; „BBB”/perspektywa stabilna) —
Tauron, w którym państwo posiada 88% akcji, jest drugą co do wielkości
Grupa porównawcza
Emitent
Kraj
A-
CEZ
Czechy
BBB+
PGE
Polska
BBB
Tauron S.A.
Polska
SE
Słowacja
Historia ratingu
Data
Rating
podmiotu
(IDR)
Perspektywa
8 kwietnia
2010
BBB
Stabilna
Profil skrócony: Główne
czynniki ratingowe i trendy
Czynnik
ratingowy
Status
a
Trend
Operacyjny
Średni Neutralny
Pozycja
Rynkowa
Średni Neutralny
Finansowy
Silny
Negatywny
Ład
korporacyjny
Średni Neutralny
Geograficzny
Średni Neutralny
a
W porównaniu do grupy porównawczej
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
15
zintegrowaną pionowo firmą w polskiej energetyce, po PGE. Tauron ma
relatywnie duży wolumen dystrybucji i sprzedaży energii w stosunku do
własnego wytwarzania. Spółka ma niewielką dywersyfikację źródeł wytwarzania
energii przez Grupę pod względem rodzaju paliwa (elektrownie opalane węglem
kamiennym stanowią 93% osiągalnej mocy).
•
Slovenske Elektrarne, a.s. (SE; „BBB”/perspektywa stabilna) — SE jest
dominującą firmą energetyczną na Słowacji. 66% akcji spółki jest własnością
włoskiego Enel SpA („A-”/perspektywa stabilna). Mocną stroną spółki jest dobry
profil aktywów wytwórczych, w tym elektrownie jądrowe (obecnie w trakcie
rozbudowy), wodne, opalane gazem i węglem. SE jest mniej zintegrowana niż
wiele spółek z grupy porównawczej.
EBITDA CEZ w 2009 roku
EBITDA 3,4 mld euro; Marża EBITDA 46%;
moc osiągalna 14,3 GW
Źródło: CEZ, obliczenia Fitch
Wytwarzanie energii
i obrót
75%
Dystrybucja
i sprzedaż
16%
Pozostałe
6%
Wydobycie
6%
EBITDA PGE w 2009 roku
EBITDA 1,9 mld euro; Marża EBITDA 36%;
moc osiągalna 12,4 GW
Źródło: PGE, obliczenia Fitch
Wydobycie
i wytwarzanie
69%
Dystrybucja
14%
Energetyka
odnawialna
3%
Obrót hurtowy
6%
Sprzedaż detaliczna
5%
Pozostałe
3%
EBITDA Tauronu w 2009 roku
EBITDA 0,6 mld euro; Marża EBITDA 19%;
moc osiągalna 5,6 GW
Źródło: Tauron, obliczenia Fitch
Wytwarzanie
45%
Dystrybucja
28%
Sprzedaż hurtowa
i detaliczna
12%
Wydobycie
10%
Energetyka
odnawialna
3%
Pozostałe
2%
EBITDA SE w 2009 roku
EBITDA 0,6 mld euro; Marża EBITDAR 31%;
moc osiągalna 6 GW
Źródło: SE, obliczenia Fitch
Wytwarzanie
energii i ciepła
100%
Analiza porównawcza firm energetycznych z Europy Środkowej
Tauron, PGE, CEZ oraz SE posiadają dominującą pozycję na swoich rynkach
macierzystych. W opinii Fitch CEZ ma najmocniejszy profil biznesowy, następnie
PGE, Tauron i SE (słowacka firma działa jedynie w segmencie wytwarzania energii).
Słabą stroną Tauronu jest niewielka dywersyfikacja aktywów wytwórczych pod
względem źródeł wytwarzania.
Tauron ma najniższą marżę EBITDAR spośród czterech firm z grupy porównawczej,
głównie ze względu na duży udział elektrowni węglowych w wytwarzaniu. Segment
dystrybucji Tauronu ma większy udział w EBITDA, w porównaniu do CEZ i PGE. Ten
segment cechuje się niższymi marżami, ale bardziej stabilnymi przepływami.
Zarówno CEZ jak i SE mają przewagę kosztową związaną z mniejszymi emisjami CO
2
,
gdyż elektrownie jądrowe wytworzyły odpowiednio 39% i 66% całości energii
elektrycznej wyprodukowanej w 2008 roku. Marże w wytwarzaniu PGE są wyższe niż
Tauronu ze względu na niższe koszty wytwarzania energii w przypadku elektrowni
opalanych węglem brunatnym.
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
16
Na koniec 2009 roku Tauron miał porównywalne wskaźniki kredytowe do SE, nieco
grosze niż PGE (spółka miała nadwyżkę środków pieniężnych nad zadłużeniem,
głównie dzięki podwyższeniu kapitału w ramach IPO w 2009 roku) i lepsze niż CEZ.
na koniec 2008 roku. Według prognoz Fitch wszystkie firmy osiągną porównywalny
poziom dźwigni finansowej w latach 2012-2013 (około 2-2,5; w przypadku SE
prognozowany poziom wynosi około 3 w 2012 roku). Taki poziom dźwigni jest
zgodny z obecnym poziomem ratingów.
Przedsiębiorstwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
17
Grupa porównawcza – wybrane europejskie firmy energetyczne (dane w mln euro)
Spółka
Rating
podmiotu
Perspekty-
wa ratingu
Data
sprawo-
zdania
Przychody
Operacyjny
EBITDAR
Zadłużenie
skorygowa-
ne ogółem
Przepływy
środków z
działalności
operacyjnej
(FFO)
Wolne
przepływy
pieniężne
Zadłużenie netto
skorygowane
ogółem/ EBITDAR
(x)
FFO/
Zadłużenie
skorygowa-
ne ogółem
Pokrycie
odsetek
przez FFO
(x)
Marża
EBITDAR
(%)
CEZ, a.s.
A-
Stabilna
31/12/09
7 421
3 438
5 926
2 995
-378
1,4
50,5
15,7
46,3
DONG Energy
A/S
BBB+
Negatywna 31/12/09
6 589
1 319
5 889
804
-1 319
4,0
13,7
4,5
20,0
E.ON AG
A
Stabilna
31/12/08
87 306
13 542
42 436
7 023
-4 059
2,7
16,5
3,2
15,5
Edison Spa
BBB+
Negatywna 31/12/09
9 384
1 471
4 715
1 029
-837
2,7
22,0
5,9
15,7
EDP - Energias
de Portugal,
S.A.
A-
Stabilna
31/12/08
13 894
3 155
14 686
1 184
-3 638
4,4
8,1
1,6
22,7
Electricite de
France (EDF)
A+
Stabilna
31/12/09
66 336
18 829
58 140
12 133
-2 152
2,5
20,9
5,5
28,4
Endesa, S.A.
A-
Stabilna
31/12/08
22 836
6 895
18 504
4 333
-2 340
2,0
23,4
3,8
30,2
Enel SpA
A-
Stabilna
31/12/09
64 035
15 821
66 629
10 493
-1 209
4,0
15,7
3,0
24,7
Fortum
Corporation
A-
Stabilna
31/12/09
5 435
2 315
6 979
2 245
531
2,6
32,2
10,3
42,6
Iberdrola, S.A. A-
Stabilna
31/12/08
25 196
6 511
32 032
4 895
-9 575
4,6
15,3
4,0
25,8
PGE Polska
Grupa
Energetyczna
S.A.
BBB+
Stabilna
31/12/09
5 266
1 910
1 226
1 900
511
-0,3
154,9
16,0
36,3
RWE AG
A+
Stabilna
31/12/09
46 445
9 003
20 946
6 094
-1 457
1,6
29,1
6,0
19,4
Slovenske
elektrarne,
a.s.
BBB
Stabilna
31/12/09
2 049
646
331
365
86
0,3
110,3
37,4
31,5
Statkraft As
BBB+
Stabilna
31/12/09
2 377
1 518
5 541
730
-619
3,2
13,2
2,6
63,9
TAURON Polska
Energia S.A.
BBB
Stabilna
31/12/09
3 320
633
497
548
95
0,4
110,4
15,5
19,0
Vattenfall AB
A
Negatywna 31/12/09
20 036
4 925
21 062
3 580
-823
4,1
17,0
4,8
24,6
Źródło: Fitch, na podstawie raportów spółek
Przedsiębiostwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
18
Dźwignia Finansowa
zawiera projekcje Fitch Ratings
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
2006F
2007
2008
2009
2010F 2011F
Pokrycie Odsetek
zawiera projekcje Fitch Ratings
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
2006F
2007
2008
2009
2010F 2011F
Zapadalność długu i płynność na koniec 2009
Zapadalność długu
(mln zł)
2010
632
2011
487
2012-2014
567
Po 2014
214
Środki pieniężne
973
Długoterminowe niewykorzystane
linie kredytowe
175
Wolne Przepływy (FCF)/Przychody
zawiera projekcje Fitch Ratings
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
2006F
2007
2008
2009
2010F 2011F
Rentowność FFO
zawiera projekcje Fitch Ratings
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
2006F
2007
2008
2009
2010F 2011F
Nakłady inwestycyjne/CFO
zawiera projekcje Fitch Ratings
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
2006F 2007
2008
2009 2010F 2011F
Moce osiągalne Tauron według źródeł
wytwarzania w 2009 roku
Węgiel kamienny
93%
Gaz
3%
Energetyka odnawialna
2%
Inne
2%
45%
10%
14%
3%
28%
18%
1%
23%
5%
53%
Wydobycie
Wytwarzanie
Energetyka
odnawialna
Dystrybucja
Hurt, detal i
Pozostałe
Podział na segmenty w 2009 roku
Zewnętrzny krąg: Przychody
Wewnętrzny krąg: EBITDA
TAURON Polska Energia S.A.
———
Sektor energetyczny (mediana)
————
Kategoria BBB Rynki Wschodzące (mediana)
——
Źródło: Dane spółki; Fitch
Oczekiwania Fitch Ratings oparte są
na konserwatywnych projekcjach
finansowych zawartych w
wewnętrznych scenariuszach
ratingowych. Oczekiwania nie
przedstawiają projekcji
finansowych ocenianych spółek w
ujęciu indywidualnym bądź
sumarycznym. Kluczowe założenia
projekcji finansowych Fitch:
•
Umiarkowany spadek FFO i
EBITDA w 2010 roku w wyniku
niższych cen hurtowych;
•
Wzrost nakładów inwestycyjnych
w latach 2010-2011 w
porównaniu do 2009 roku
•
Konieczność zaciągnięcia nowego
długu do współfinansowania
nakładów w latach 2010-2011.
Rozkład Perspektyw Ratingu w
Sektorze
0%
25%
50%
75%
100%
7 Kwi 2009
7 Kwi 2010
Negatywna
Stabilna
Pozytywna
Definicje
•
Dźwignia Finansowa: Zadłużenie ogółem
skorygowane o leasing minus kapitał
hybrydowy plus kapitał
uprzywilejowany podzielone przez
Przepływy Środków z Działalności
Operacyjnej (FFO) plus zapłacone
odsetki brutto plus uprzywilejowane
dywidendy plus koszty leasingu.
•
Pokrycie Odsetek: FFO plus zapłacone
odsetki brutto plus uprzywilejowane
dywidendy podzielone przez zapłacone
odsetki brutto plus uprzywilejowane
dywidendy.
•
Wolne Przepływy Pieniężne /Przychody:
Wolne Przepływy Pieniężne (FCF) po
wypłacie dywidendy podzielone przez
przychody.
•
Rentowność FFO: FFO podzielone przez
przychody.
•
Dyskusja na temat interpretacji tabel i
wykresów dostępna jest w raporcie
specjalnym Fitch “Interpreting the New
EMEA and Asia-Pacific Corporates
Credit Update Format”, opublikowanym
przez Fitch 25 listopada 2009 pod
adresem www.fitchratings.com.
Przedsiębiostwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
19
TAURON Polska Energia S.A.
31/12/2009
31/12/2008
31/12/2007
mln zł
mln zł
mln zł
Oryginalne
Oryginalne
Oryginalne
Dane finansowe
Bilans
Ś
rodki pieni
ęż
ne
972,6
906,7
899,1
Nale
ż
no
ś
ci z tytułu dostaw i usług
1 875,0
1 275,3
1 230,0
Zapasy
536,2
395,2
267,3
Pozostały maj
ą
tek obrotowy
289,9
260,1
462,6
Rzeczowy maj
ą
tek trwały
17 260,6
17 098,8
16 469,7
Warto
ś
ci niematerialne i prawne
824,8
533,3
285,2
Pozostały maj
ą
tek trwały
401,1
353,7
633,8
AKTYWA OGÓŁEM
22 160,2
20 823,1
20 247,7
ZOBOWI
Ą
ZANIA
Zadłu
ż
enie krótkoterminowe
631,7
684,0
494,3
Zobowi
ą
zania z tytułu dostaw i usług
966,2
804,0
878,9
Rezerwy
2 122,6
1 932,4
1 906,3
Pozostałe zobowi
ą
zania krótkoterminowe
2 299,3
1 891,4
1 625,7
Pozostałe zobowi
ą
zania długoterminowe
688,5
619,1
452,8
Zadłu
ż
enie długoterminowe zabezpieczone
1 267,7
1 546,8
1 608,6
Zadłu
ż
enie długoterminowe niezabezpieczone
0,0
0,0
75,0
ZOBOWI
Ą
ZANIA OGÓŁEM
7 976,0
7 477,7
7 041,6
KAPITAŁY WŁASNE
Kapitał własny udziałowców mniejszo
ś
ciowych
2 367,7
2 219,5
2 179,3
Kapitał własny
11 816,5
11 125,9
11 026,8
PASYWA OGÓŁEM
22 160,2
20 823,1
20 247,7
Skorygowane zadłu
ż
enie ogółem
2 038,6
2 349,2
2 258,7
Dane o zadłużeniu
RODZAJ ZADŁU
Ż
ENIA
Zobowi
ą
zania leasingowe
123,7
154,9
181,8
Zabezpieczone
1 447,9
1 645,7
1 574,8
Niezabezpieczone
327,8
430,2
421,3
Zamienne
0,0
0,0
0,0
Podporz
ą
dkowane
0,0
0,0
0,0
ZADŁU
Ż
ENIE OGÓŁEM
1 899,4
2 230,8
2 177,9
Zadłu
ż
enie pozabilansowe
139,2
118,4
80,8
ZADŁU
Ż
ENIE SKORYGOWANE OGÓŁEM
2 038,6
2 349,2
2 258,7
Dług bez regresu plus cz
ęść
kapitałowa emisji hybrydowej
0,0
0,0
0,0
Zadłu
ż
enie skorygowane plus kapitał hybrydowy
2 038,6
2 349,2
2 258,7
Skorygowane zobowi
ą
zania~~
2 038,6
2 349,2
2 258,7
Ź
RÓDŁO ZADŁU
Ż
ENIA
Banki
1 178,9
1 355,7
1 576,0
Rynek kapitałowy
596,8
592,8
420,1
Pozostałe podmioty
123,7
282,3
181,8
ZADŁU
Ż
ENIE OGÓŁEM
1 899,4
2 230,8
2 177,9
ZAPADALNO
ŚĆ
ZADŁU
Ż
ENIA
Do 1 roku
631,7
684,0
494,3
Powy
ż
ej 1 roku do 3 lat
486,7
488,2
875,4
Powy
ż
ej 3 do 5 lat
566,8
769,8
657,7
Powy
ż
ej 5 lat
214,3
288,8
150,5
ZADŁU
Ż
ENIE OGÓŁEM
1 899,4
2 230,8
2 177,9
Wolne
ś
rodki pieni
ęż
ne
972,6
906,7
899,1
ZADŁU
Ż
ENIE KRÓTKOTERMINOWE MINUS GOTÓWKA
-340,9
-222,7
-404,8
ZADŁU
Ż
ENIE OGÓŁEM MINUS GOTÓWKA
926,8
1 324,1
1 278,8
ZADŁU
Ż
ENIE SKORYGOWANE OGÓŁEM MINUS GOTÓWKA
1 066,0
1 442,5
1 359,6
Skorygowane zobowi
ą
zania minus gotówka
1 066,0
1 442,5
1 359,6
Ś
rodki pieni
ęż
ne na rachunkach zastrze
ż
onych
59,5
43,0
75,1
~ W tym
ś
rodki pieni
ęż
ne na rachunkach zastrze
ż
onych
~~ Zadłu
ż
enie skorygowane plus kapitał hybrydowy plus kapitał akcjonariuszy uprzywilejowanych
Przedsiębiostwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
20
TAURON Polska Energia S.A.
Rachunek zysków i strat
31/12/2009
31/12/2008
31/12/2007
mln zł
mln zł
mln zł
Oryginalne
Oryginalne
Oryginalne
RACHUNEK ZYSKÓW I STRAT
Przychody*
13 633,6
12 448,7
12 264,0
Koszty uzyskania przychodu
10 200,3
9 997,0
10 282,1
ZYSK BRUTTO NA SPRZEDA
Ż
Y
3 433,3
2 451,7
1 981,9
Koszty sprzeda
ż
y i ogólnego zarz
ą
du
809,7
802,9
611,8
Pozostałe koszty operacyjne**
43,8
38,6
4,6
Leasing długoterminowy
17,4
14,8
10,1
Operacyjny EBITDAR
2 597,2
1 625,0
1 375,6
Amortyzacja rzeczowego maj
ą
tku trwałego i warto
ś
ci firmy
1 321,2
1 269,3
1 198,4
Zysk na pozaoperacyjnych operacjach jednorazowych***
-22,0
2,1
13,5
Udział w zyskach/stratach w jednostkach stow.
0,0
0,0
0,0
Pozostałe przychody/koszty
5,7
-10,8
-3,8
EBIT
1 259,7
347,0
186,9
Odsetki uzyskane
61,3
75,3
72,9
Odsetki zapłacone
116,0
117,3
120,6
Pozostałe przychody/(koszty finansowe)
-15,4
-81,1
11,1
ZYSK PRZED OPODATKOWANIEM
1 189,6
223,9
150,3
Podatek dochodowy
271,0
63,0
-0,1
Zysk/strata udziałowców mniejszo
ś
ciowych
-169,2
-48,3
3,6
ZYSK NETTO
749,4
112,6
154,0
Zyski/straty nadzwyczajne / Zmiany w rachunkowo
ś
ci
0,0
0,0
0,0
ZYSK NETTO PO ZDARZENIACH NADZWYCZAJNYCH (przed dywidendami)
749,4
112,6
154,0
Przepływy pieniężne
31/12/2009
31/12/2008
31/12/2007
mln zł
mln zł
mln zł
Oryginalne
Oryginalne
Oryginalne
PRZEPŁYWY PIENI
ĘŻ
NE
Operacyjny EBITDAR
2 597,2
1 625,0
1 375,6
Zapłacone odsetki netto
110,9
111,7
106,2
Podatek dochodowy zapłacony
111,6
259,9
241,1
Dywidendy od spółek stowarzyszonych
5,3
3,3
2,6
Inne zmiany przed FFO****
-129,6
331,0
235,3
PRZEPŁYWY
Ś
RODKÓW Z DZIAŁALNO
Ś
CI OPERACYJNEJ (FFO)
2 250,4
1 587,7
1 266,2
Kapitał obrotowy
-392,8
-80,6
101,5
PRZEPŁYWY PIENI
ĘŻ
NE Z DZIAŁALNO
Ś
CI OPERACYJNEJ (CFO)
1 857,6
1 507,1
1 367,7
Przepływy pozaoperacyjne***
32,4
141,5
89,5
Nakłady inwestycyjne
1 440,3
1 792,2
1 819,4
Dywidendy zapłacone
58,3
33,9
32,3
WOLNE PRZEPŁYWY PIENI
ĘŻ
NE (FCF)
391,4
-177,5
-394,5
Wpływy ze sprzeda
ż
y maj
ą
tku trwałego
15,9
78,1
119,4
Nabycie finansowego maj
ą
tku trwałego
4,2
0,1
162,5
Sprzeda
ż
finansowego maj
ą
tku trwałego
20,0
3,4
21,1
Pozostałe przepływy
7,0
2,3
6,7
PRZEPŁYWY PIENI
ĘŻ
NE NETTO
430,1
-93,8
-409,8
Emisje akcji/(Umorzenie akcji)
0,0
0,0
0,0
Zmiany kursowe
0,0
0,0
0,0
Inne pozycje wpływaj
ą
ce na przepływy****
-32,8
48,5
-327,4
PRZEPŁYWY PIENI
ĘŻ
NE NETTO PRZED FINANSOWANIEM
397,3
-45,3
-737,2
ZADŁU
Ż
ENIE NETTO NA POCZ
Ą
TEK OKRESU
1 324,1
1 278,8
541,6
Wzrost/(Spadek) zadłu
ż
enia netto
-397,3
45,3
737,2
ZADŁU
Ż
ENIE NETTO NA KONIEC OKRESU
926,8
1 324,1
1 278,8
* Przychody po odliczeniu podatków od sprzeda
ż
y, akcyzy itp.
** Bez amortyzacji maj
ą
tku trwałego i warto
ś
ci niematerialnych i prawnych
*** Szacunki analityka
**** Pozycja bilansuj
ą
ca
Przedsiębiostwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
21
TAURON Polska Energia S.A.
Analiza wskaźnikowa
31/12/2009
31/12/2008
31/12/2007
mln zł
mln zł
mln zł
Oryginalne
Oryginalne
Oryginalne
ZYSKI/RENTOWNO
ŚĆ
Dynamika przychodów (%)
9,5
1,5
b.d.
Zysk brutto na sprzeda
ż
y/Przychody (%)
25,2
19,7
16,2
EBITDAR/Przychody (%)
19,1
13,1
11,2
EBIT/Przychody (%)
9,2
2,8
1,5
Zysk przed opodatkowaniem/Przychody (%)
8,7
1,8
1,2
Zysk po opodatkowaniu/Przychody (%)
6,7
1,3
1,2
Efektywna stopa podatkowa (%)
22,8
28,1
0,0
Zysk po opodatkowaniu/
Ś
rednie kapitały (%)
8,6
1,7
1,0
Zysk po opodatkowaniu/
Ś
rednie aktywa (%)
4,8
1,4
1,2
FFO/Skorygowany kapitał (%)
14,9
11,5
9,2
Mar
ż
a wolnych przepływów pieni
ęż
nych (FCF) (%)
2,9
-1,4
-3,2
POKRYCIE OBSŁUGI ZADŁU
Ż
ENIA
FFO/Odsetki brutto (x)
15,5
8,9
9,4
FFO/Opłaty stałe (x)
14,0
8,3
8,9
(EBITDAR-Nakłady inwestycyjne)/Opłaty stałe(x)
6,9
-0,4
-2,6
EBITDAR/Opłaty stałe netto (x)
23,2
11,5
15,7
FFO/Odsetki netto (x)
24,8
13,6
17,3
Wolne przepływy pieni
ęż
ne/Obsługa zadłu
ż
enia (x)
0,7
0,0
-0,4
Pokrycie opłat stałych netto (x)
13,6
2,7
2,1
D
Ź
WIGNIA FINANSOWA
Zadłu
ż
enie skorygowane ogółem/EBITDAR (x)
0,8
1,4
1,6
Zadłu
ż
enie netto skorygowane ogółem/EBITDAR (x)
0,4
0,9
1,0
Zobowi
ą
zania skorygowane netto/EBITDAR (x)
0,4
0,9
1,0
Skorygowane zadłu
ż
enie netto/FFO (x)
0,5
0,8
1,0
Skorygowane zadłu
ż
enie/FFO (x)
0,8
1,3
1,6
Wolne przepływy pieni
ęż
ne/Zobowi
ą
zania skorygowane (%)
19,2
-7,6
-17,5
CFO/Zadłu
ż
enie netto ogółem (%)
200,4
113,8
107,0
CFO/Zobowi
ą
zania skorygowane netto (%)
174,3
104,5
100,6
Zadłu
ż
enie skoryg. ogółem/Kapitalizacja skoryg. ogółem (%)
12,6
15,0
14,6
STRUKTURA FINANSOWA
Zadłu
ż
enie zabezpieczone plus leasing/Zadłu
ż
enie ogółem (%)
82,7
80,7
80,7
Zadłu
ż
enie krótkoterminowe / Zadłu
ż
enie ogółem (%)
33,3
30,7
22,7
Zadłu
ż
enie pozabilansowe / Zadłu
ż
enie skoryg. ogółem (%)
6,8
5,0
3,6
Zadłu
ż
enie netto / Kapitał własny trwały (%)
6,9
10,3
9,9
WSKA
Ź
NIKI UWZGL
Ę
DNIAJ
Ą
CE
Ś
WIADCZENIA EMERYTALNE
Zobowi
ą
zania zwi
ą
zane ze
ś
wiadcz. emeryt.
95,6
115,7
104,5
D
ź
wignia netto uwzgl
ę
dniaj
ą
ca
ś
wiadcz. emeryt.
0,4
0,9
1,0
Pokrycie odsetek netto uwzgl
ę
dniaj
ą
ce
ś
wiadcz. emeryt.
0,0
0,0
0,0
Pokrycie odsetek netto (oraz szacowanych kosztów odset.)
14,8
7,5
8,7
Szacowane koszty odsetkowe
5,5
6,4
5,7
Pokrycie odsetek brutto uwzgl
ę
dniaj
ą
ce
ś
wiadcz. emeryt.
0,0
0,0
0,0
Pokrycie odsetek brutto (oraz szacowanych kosztów odset.)
14,8
7,5
8,7
KAPITAŁ OBROTOWY
Ś
redni obrót zapasami (w dniach)
16,7
12,1
11,3
Cykl rotacji nale
ż
no
ś
ci (w dniach)
42,2
36,7
34,9
Cykl obrotu gotówki brutto (w dniach)
58,8
48,8
46,2
Cykl rotacji zobowi
ą
za
ń
(w dniach)
31,7
30,7
30,2
Cykl obrotu gotówki netto (w dniach)
27,2
18,1
15,9
DODATKOWE INFORMACJE
Amortyzacja
1 321,2
1 269,3
1 198,4
Odpis warto
ś
ci firmy
0,0
0,0
0,0
Nakłady inwestycyjne/Amortyzacja (x)
1,1
1,4
1,5
CFO/Nakłady inwestycyjne (x)
1,3
0,8
0,8
Skapitalizowane (aktywowane) odsetki
39,7
84,5
29,9
Koszty wynajmu/leasingu aktywów obrotowych
0,0
0,0
0,0
Koszty wynajmu/leasingu aktywów trwałych
17,4
14,8
10,1
Zobowi
ą
zania warunkowe
0,0
0,0
0,0
Zdarzenia jednorazowe w kosztach operacyjnych
0,0
0,0
0,0
Koszty wynagrodze
ń
/Przychody (%)
13,1
13,8
12,7
Koszty poniesione na badania i rozwój/Przychody (%)
0,0
0,0
0,0
Przedsiębiostwa
TAURON Polska Energia S.A.
Maj 2010
22
WSZYSTKIE
RATINGI
FITCH
PODLEGAJĄ
PEWNYM
OGRANICZENIOM
ORAZ
WYŁĄCZENIOM
ODPOWIEDZIALNOŚCI. PROSIMY O ZAPOZNANIE SIĘ Z TYMI OGRANICZENIAMI I WYŁĄCZENIAMI
ODPOWIEDZIALNOŚCI NA STRONIE FITCH: HTTP://FITCHRATINGS.COM/UNDERSTANDINGCREDITRATINGS.
PONADTO, NA STRONIE AGENCJI „WWW.FITCHRATINGS.COM” ZNAJDUJĄ SIĘ PUBLICZNIE DOSTĘPNE
DEFINICJE RATINGÓW ORAZ ZASADY ICH STOSOWANIA. OPUBLIKOWANE TAM RATINGI, KRYTERIA ORAZ
METODYKI SĄ W KAŻDEJ CHWILI DOSTĘPNE. NA STRONIE AGENCJI W SEKCJI „CODE OF CONDUCT”
ZNAJDUJĄ SIĘ DOKUMENTY: CODE OF CONDUCT, CONFIDENTIALITY, CONFLICTS OF INTEREST, AFFILIATE
FIREWALL, COMPLIANCE, A TAKŻE INNE ODPOWIEDNIE DOKUMENTY DOTYCZĄCE POLITYK I PROCEDUR
STOSOWANYCH PRZEZ FITCH.
Copyright © 2010 Fitch, Inc., Fitch Ratings Ltd. i jego podmioty zależne. One State Street Plaza, NY, NY 10004. Telefon: 1-800-753-4824,
(212) 908-0500. Fax: (212) 480-4435. Kopiowanie lub wykorzystywanie w całości lub w części bez zgody jest zabronione. Wszelkie prawa
zastrzeżone. Wszystkie informacje zamieszczone w tym raporcie opierają się na informacjach od emitentów, innych dłużników i
organizatorów, lub innych źródłach, które Fitch uważa za wiarygodne. Fitch nie przeprowadza audytu ani nie weryfikuje prawdziwości i
dokładności tych informacji. W związku z tym informacje zawarte w tym raporcie są prezentowane w oryginalnej postaci, bez żadnych
gwarancji. Rating nadany przez Fitch jest opinią o wiarygodności kredytowej papieru wartościowego. Rating nie odzwierciedla ryzyka
poniesienia strat na skutek innych ryzyk niż ryzyko kredytowe chyba, że ryzyka takie zostały dokładnie przedstawione. Fitch nie jest
zaangażowany w oferowanie lub sprzedaż jakichkolwiek papierów wartościowych. Raport prezentujący rating nadany przez Fitch nie jest
prospektem ani nie zastępuje informacji zebranych, sprawdzonych i przedstawianych inwestorom przez emitenta i jego agenta w związku
ze sprzedażą papierów dłużnych. Ratingi mogą być zmienione, zawieszone lub wycofane w każdej chwili z różnych powodów i jest to
suwerenna decyzja Fitch’a. Fitch nie oferuje żadnego doradztwa inwestycyjnego. Ratingi nie stanowią rekomendacji kupna, sprzedaży lub
trzymania jakichkolwiek papierów wartościowych. Ratingi nie komentują poprawności cen rynkowych, przydatności jakiegokolwiek papieru
wartościowego dla danego inwestora, charakterystyki zwolnień podatkowych lub zobowiązań podatkowych związanych z płatnościami z
danym papierem wartościowym. Fitch otrzymuje wynagrodzenie od emitentów, ubezpieczycieli, gwarantów, innych instytucji oraz
organizatorów za usługi ratingowe. Opłaty te zazwyczaj zamykają się w przedziale od 1.000 USD do 750.000 USD (lub równowartości tej
kwoty w innych walutach) za emisję. W niektórych wypadkach Fitch ocenia wszystkie lub dużą część emisji danego emitenta, lub
ubezpieczonych lub gwarantowanych przez danego ubezpieczyciela lub gwaranta, w ramach jednej opłaty rocznej. Taka opłata kształtuje
się w przedziale od 10.000 USD do 1.500.000 USD (lub równowartość tej kwoty w innych walutach). Nadanie, publikacja i dystrybucja
ratingu przez Fitch nie stanowi zgody Fitch’a do używania jego nazwy w roli eksperta w związku z jakąkolwiek rejestracją w ramach
przepisów o publicznym obrocie papierów wartościowych w USA, ustawy „Financial Services and Markets Act” z 2000 roku w Wielkiej
Brytanii lub podobnych praw i regulacji w każdym innym państwie. Z powodu relatywnej efektywności elektronicznej publikacji i
dystrybucji, analizy Fitch mogą być dostępne dla prenumeratorów tych wersji do 3 dni wcześniej niż dla prenumeratorów wersji
drukowanej.