PGNIG Bloomberg: PGN PW Equity, Reuters: PGN.WA. Kupuj, 6,03 PLN Podniesiona z: Trzymaj

Transkrypt

1 PGNIG Bloomberg: PGN PW Equity, Reuters: PGN.WA Kupuj, 6,0 PLN Podniesiona z: Trzymaj Na fali wznoszącej Podwyższamy rekomendację z TRZYMAJ do KUPUJ ze względu na niską wycenę spółki oraz perspektywę pozytywnych zaskoczeń wynikowych. Dzięki zdywersyfikowanym źródłom przychodów PGNiG pokazuje stabilny poziom EBITDA, generowany głównie przez segmenty upstream oraz dystrybucji. Uważamy, iż cash flow spółki oraz planowane inwestycje będą motorem wzrostu wartości, co w połączeniu z polityką dywidendy przemawia za atrakcyjnością inwestycyjną PGNiG w średnim terminie. Segment wydobycia beneficjentem wzrostu cen ropy naftowej Wzrost cen ropy w połączeniu z prognozami wzrostu wydobycia począwszy od 8 r. to dobry prognostyk dla poprawy zysków w segmencie upstream w kolejnych latach. Niemniej jednak już 2Q powinien przynieść poprawę zysków kw/kw ze względu na wzrost średniej ceny sprzedaży wyrażonej w PLN. Spadek kosztu zakupu gazu w kontraktach długoterminowych Mimo dynamicznego odbicia notowań ropy w ostatnich miesiącach ze względu na mechanizm 9-miesięcznej średniej ruchomej PGNiG będzie korzystał jeszcze do końca br. z niskich cen zakupu, co powinno pozytywnie przełożyć się na poziom uzyskiwanej marży na sprzedaży gazu w kolejnych kwartałach. Potencjalne odbicie cen gazu szansą na wzrost średniej sprzedaży gazu w grupie Jeżeli notowania gazu podążą w ślad za cenami ropy naftowej i w II poł. 6 r. nastąpi ich wzrost, wówczas cena sprzedaży dla klientów hurtowych wzrośnie podwyższając tym samym średnią cenę sprzedaży w grupie PGNiG, ale maksymalny poziom wzrostu jest ograniczony do wysokości taryfy. Drugie półrocze obciążone kosztami terminalu LNG Jako że PGNIG jak na razie jest jedynym użytkownikiem terminalu LNG będzie ponosił koszty jego funkcjonowania, które obciążą wyniki spółki w II poł. 6 r. (ok. 298 mln PLN rocznie). Niemniej jednak wiceminister energii Michał Kurtyka zasygnalizował, iż wkrótce ma zostać przedstawiony projekt ustawy dotyczący socjalizacji kosztów terminalu LNG, który pozwoli na rozłożenie kosztów użytkowania gazoportu. Resort chce, aby taryfy dystrybucyjne PGNiG obowiązujące od stycznia 7 r. uwzględniały socjalizację kosztów, co byłoby ulgą dla rachunku zysków i strat spółki. Utrzymanie taryfy dystrybucyjnej na niezmienionym poziomie Zgodnie z decyzją regulatora z czerwca br. taryfy dystrybucyjne nie uległy zmianie i zostały zatwierdzone do końca 6 r., co będzie sprzyjało powtórzeniu ubiegłorocznych wyników w segmencie dystrybucji. W kolejnych latach wzrost wolumenu dystrybuowanego gazu oraz dalsza poprawa efektywności kosztowej pozwolą na stabilizacją EBITDA segmentu. mln PLN 20 6P 7P 8P Przychody EBITDA EBIT Zysk netto czerwca 6 r. Informacje Kurs akcji (PLN),21 Upside % Liczba akcji (mn) 900,00 Kapitalizacja (mln PLN) 0 79,00 Free float 29% Free float (mln PLN) 8 97,79 Free float (mln USD) 2 2,2 EV (mln PLN) 29 92,68 Dług netto (mln PLN) -8,2 Dywidenda Stopa dywidendy (%),% Odcięcie dywidendy - Akcjonariusze % Akcji Skarb Państwa 70, Poprzednie rekom. Data i cena docelowa Trzymaj , Sprzedaj ,8 Kurs akcji 7,0 6, 6,0,,0,, PGNIG WIG20 WIG20 Spółka 1 miesiąc -,8% -,2% miesiące -10,% 0,2% 6 miesięcy -7,8% -1,1% 12 miesięcy -2,8% -20,8% Min 2 tyg. PLN,7 Max 2 tyg. PLN 6,9 Średni dzienny obrót mln PLN - P/E 10,1, 12,2 12,8 12, P/BV 0,9 1,1 1,0 0,9 0,9 EV/EBITDA,6,0,6,7,6 EPS 0,8 0,6 0, 0,1 0,2 DPS 0,20 0,18 0,19 0,18 0,19 FCF CAPEX 781,0,0 968,0 89,0 86,0 P - Prognozy DM PKO BP Analityk Monika Kalwasińska monika.kalwasinska@pkobp.pl Adres: Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska 02- Warszawa

2 Podsumowanie inwestycyjne Segment wydobycia beneficjentem wzrostu ropy naftowej Spadki cen ropy naftowej, które miały miejsce na przestrzeni ostatnich dwóch lat przy relatywnie stabilnych wolumenach sprzedaży wpłynęły na spadek zysków z wydobycia w segmencie poszukiwanie i wydobycie. Trzeba jednak pamiętać, iż wyniki segmentu poszukiwania zawierają nie tylko zyski na sprzedaży ropy naftowej, ale także na wydobyciu gazu ziemnego, co powoduje, iż nie odzwierciedla on tylko czystej ekonomiki wydobycia i sprzedaży ropy naftowej. Kwartalna EBITDA segmentu upstream w mln PLN Żródło: PGNiG S.A Niemniej jednak jeżeli uwzględnimy, iż najbardziej rentowne jest wydobycie ropy naftowej to przy prognozie stabilnego wydobycia w latach 6-7 wzrost cen ropy naftowej pozwoli na poprawę wyników segmentu począwszy od 2Q r. Prognozowany wzrost wydobycia w 8 r. będzie skutkiem włączenia do eksploatacji nowych odwiertów w Polsce oraz oddaniem do eksploatacji złoża Gina Krog w Norwegii Źródło: PGNiG Wolumen wydobycia ropy naftowej tys. ton P 7 P 8 P Norwegia Polska 2

3 Spadek kosztu zakupu gazu w kontraktach długoterminowych Spadek notowań ropy naftowej przełożył się na istotny spadek 9-miesięcznej średniej cen ropy w PLN, co wpłynęło pozytywnie na obniżenie kosztu pozyskania gazu w ramach kontraktów długoterminowych. Mimo dynamicznego odbicia notowań ropy w ostatnich miesiącach ze względu na mechanizm średniej ruchomej PGNiG będzie korzystało jeszcze do końca br. z niskich cen zakupu, co pozytywnie przekłada się na poziom uzyskiwanej marży na sprzedaży gazu. Źródło: DM PKO BP 9M średnia ruchoma notowań ropy I II III IV I II 9M średnia PLN lewa oś M średnia USD prawa oś III IV I II III IV I 6 II 6 P III 6 P IV 6 P Wolniej spadająca średnia cena sprzedaży gazu w grupie PGNiG w porównaniu do dynamiki spadku kosztu zakupu gazu pozwoliła na zanotowanie dodatniej marży operacyjnej na sprzedaży gazu w poprzednich kwartałach. 12% 10% 8% 6% % 2% Marża PGNIG and PGNIG OD na sprzedaży gazu wysokometanowego 12% 10% 10% 10% 9% 9% 9% 8% 8% 8% 7% 7% 7% 9% 6% 8% 10% 8% 7% % 6% 7% % 2% 0% 1Q 2Q Q Q 1Q 2Q Q Q 1Q 0% Źródło: PGNiG SA kwartalnie narastająco

4 W czerwcu br. regulator zdecydował o kolejnej obniżce taryfy dla klientów hurtowych średnio o 8,%, zbliżając ją tym samym do rynkowych notowań gazu na Towarowej Giełdzie Energii. Równolegle obniżono także taryfę dla klientów detalicznych średnio o 1%. Jeżeli uwzględnimy fakt, iż klienci hurtowi są objęci polityką rabatową, która przewiduje oferowanie cen niższych od taryfowych cen gazu w połączeniu z elastyczniejszymi formami rozliczania to należy przyjąć, iż średnia ceny sprzedaży w grupie PGNIG jest wypadkową taryfy w detalu oraz rynkowych notowań gazu na TGE. Po ostatniej obniżce taryfy dla detalu wynosi ona ok. 98 PLN/MWh. PLN/MWh 0,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 Notowania gazu na TGE oraz średnia taryfa na gaz w Polsce PLN/MWh 0,00 110,00 90,00 70,00 0,00 0,00 0,00 sty kwi lip paź sty kwi lip paź sty kwi 10,00 Źródło: PGNIG gaz TGE oś lewa średnia taryfa na gaz oś prawa Jeżeli uwzględnimy strukturę sprzedaży gazu w grupie PGNIG, w której ok. połowa wolumenów jest sprzedawana w segmencie detalicznym to oznacza to, iż wyższy poziom taryfy dla klientów detalicznych w stosunku do rynkowych notowań gazu będzie istotnym czynnikiem wspierającym zyski na handlu gazem. Z kolei w scenariuszu wzrostu rynkowych notowań gazu, cena sprzedaży dla klientów hurtowych wzrośnie podwyższając tym samym średnią cenę sprzedaży w grupie PGNiG, ale maksymalny poziom wzrostu jest ograniczony do wysokości taryfy. Zagrożeniem dla zysków segmentu będzie gwałtowny wzrost cen ropy naftowej, który nie zostanie odzwierciedlony w taryfie dla klientów detalicznych. 2 Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA i PGNiG OD (mld m) 20 0,1,7 8, 10 8,6 7,7 7, 0 Źródło: PGNiG 6,2,,6 20 hurt detal TGE

5 Niemniej jednak ostatnia nowelizacja prawa energetycznego zakłada, iż począwszy od 7 r. nastąpi stopniowe uwolnienie cen gazu w Polsce, chociaż na daną chwilę żadne regulacje nie zostały formalnie przyjęte. W pierwszej kolejności zostałyby zniesione taryfy dla dużych przedsiębiorstw czyli od r. Z kolei taryfy dla mikro-, małych i średnich przedsiębiorstw, przestałyby obwiązywać od r. Natomiast dopiero od r. zostałyby uwolnienie ceny gazu dla gospodarstw domowych. Uwolnienie cen gazu dla firm od 7 r. pozwoliłoby PGNiG na elastyczniejsze kształtowanie polityki sprzedażowej oraz rentowności na sprzedaży gazu, zwłaszcza w przypadku gwałtownych zmian na rynku ropy naftowej. EUR/MWh Notowania gazu day ahead TTF oraz ropa Brent USD/bbl sty mar maj lip wrz lis sty mar maj lip wrz lis sty mar maj lip wrz lis sty mar maj 20 Źródło: Bloomberg gaz TTF ropa Drugie półrocze obciążone kosztami terminalu LNG Obecnie PGNiG posiada zarezerwowane moce długoterminowe rzędu.2 mld m, które stanowią ok. 6% dostępnych mocy. W ramach długoterminowej umowy z Qatargas maja zostać zrealizowane dostawy ok. 1. mld m gazu rocznie (po regazyfikacji). Tym samym jak na razie PGNiG jest jedynym użytkownikiem terminalu LNG w Świnoujściu, którego pełna moc regazyfikacyjna to mld m. Dostawy gazu mają być realizowane równomiernie na przestrzeni roku. W drugiej połowie 6 r. planowana jest jedna dostawa na miesiąc. Zgodnie z zapowiedziami spółki kontrakt katarski będzie stopniowo uzupełniany o dodatkowe dostawy oparte o kontrakty spot, co pozwoli na optymalizację portfela i warunków cenowych dostaw gazu. Poza kosztami zmiennymi związanym z opłatą regazyfikacyjną i przesłaniem zakupionego gazu do sieci dystrybucyjnej, PGNIG poniesie w br. także koszty funkcjonowania terminalu LNG, które szacujemy na ok. 298 mn PLN rocznie. Połowa kosztów obciąży wyniki spółki w II poł. 6 r.

6 Wiceminister energii Michał Kurtyka zasygnalizował, iż wkrótce ma zostać przedstawiony projekt ustawy dotyczący socjalizacji kosztów terminala LNG, który ma pozwolić na rozłożenie kosztów użytkowania gazoportu. Socjalizacja kosztów użytkowania gazoportu ma rozłożyć je w taki sposób, aby koszty zostały przerzucone na odbiorców gazu. Resort chce, by taryfy dystrybucyjne PGNiG obowiązujące od stycznia 7 r. uwzględniały socjalizację kosztów. Wcześniej zgłaszane projekty zakładały, iż część kosztów funkcjonowania terminala miałaby obciążyć wszystkich krajowych odbiorców gazu poprzez odpowiednią opłatę zwartą w taryfach dystrybucyjnych i przesyłowej. Nie wiemy jakie rozwiązanie zostanie ostatecznie przyjęte, ale bez wątpienia rozłożenie kosztów funkcjonowania terminala na wszystkich uczestników rynku gazu stanowiłyby ulgę dla rachunku zysków i strat w grupie PGNiG, począwszy do 7 r. USD/MMBtu wrz paź lis gru sty lut mar kwi Notowania gazu LNG w Azji maj cze lip sie wrz paź lis gru sty lut mar kwi maj Źródło: Bloomberg Utrzymanie taryfy dystrybucyjnej na niezmienionym poziomie W segmencie dystrybucja spółka zależna Polska Spółka Gazownictwa zajmuje się m.in. dostarczaniem gazu od sprzedawców do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. W 20 roku PSG dystrybuowało 9, mld m gazu ziemnego do 6,9 mln klientów za pośrednictwem krajowej sieci dystrybucyjnej. Zgodnie z decyzją regulatora z czerwca br. taryfy dystrybucyjne nie uległy zmianie i zostały zatwierdzone do końca 6 r. Jeżeli uwzględnimy fakt, iż stawki dystrybucyjne uwzględniają WACC ustalony na relatywnie wysokim poziomie (7,2%) to oznacza to, iż segment dystrybucja będzie w kolejnych kwartałach pokazywał nadal dobre wyniki. 6

7 W 20 r. EBITDA segmentu dystrybucja wyniosła 2, mld PLN. Nowa strategia Polskiej Spółki Gazownictwa zakłada wypracowanie ok. mld PLN skumulowanej EBITDA w latach , co daje średniorocznie EBITDA rzędu 2, mld PLN. W tym czasie wolumen dystrybuowanego gazu ma wynieść ponad 79 mld m, a liczba przyłączy ma wzrosnąć do szt EBITDA segmentu dystrybycji mln PLN Żródło: PGNiG Utrzymanie EBITDA w segmencie dystrybucyjnym na poziomie rzędu 2,2 mld PLN rocznie w kolejnych latach oznacza, iż segment ten będzie stabilnym kontrybutorem do EBITDA całej grupy oraz generatorem solidnych przepływów pieniężnych. EBITDA grupy PGNiG w podziale na segmenty mln PLN Źródło: PGNiG,6 6, 0, 6,1 0, 0,7,,6 2, 0, 1,6 2, 2, 0 1,7 0,2 0,8 1,6 0, 0,6 1,,1 1,9 2 1,2 2, -0, upstream obrót i magazynowanie dystrybycja wytwarzanie 7

8 Wycena spółki Do wyceny spółki PGNiG S.A posłużyliśmy się wyceną DCF. W wyniku zastosowania powyższej metody otrzymaliśmy wycenę spółki na poziomie 6.0 PLN/akcję. Model wyceny DCF polega na zdyskontowaniu wolnych przepływów pieniężnych przy użyciu średnioważonego kosztu kapitału właściwego dla spółki. Wycena została sporządzona w oparciu o prognozy zamieszczone w niniejszym raporcie. Wydatki inwestycyjne związane są z planowanymi inwestycjami. Wolne przepływy pieniężne spółki zostały zdyskontowane na dzień r. Do sporządzenia wyceny DCF przyjęliśmy następujące założenia: stopa ryzyka w wysokości,2% (rentowność 10-letnich obligacji skarbowych), premia za ryzyko %, beta = 1x, realna stopa wzrostu po okresie prognozy = 1%, dług netto na koniec 1Q6 r; Model DCF mln PLN 6P 7P 8P 9P 2020P 2021P 2022P 202P 202P 202P< EBIT Stopa podatkowa 1,% 1,7% 1,% 0,7% 1,% 0,8% 0,% 0,9% 0,9% 0,9% NOPLAT CAPEX Amortyzacja Zmiany w kapitale obrotowym FCF WACC 7,% 7,6% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,8% 7,8% Współczynnik dyskonta 0,9 0,86 0,80 0,7 0,69 0,6 0,9 0, 0,1 0,7 DFCF Wzrost w fazie II 1% Suma DFCF - Faza I Suma DFCF - Faza II Wartość Firmy (EV) 29 Dług netto Wartość godziwa 1 Liczba akcji (mln szt.) 900,0 Wartość godziwa na akcję na , Cena docelowa za 12 miesięcy (PLN) 6,0 Cena bieżąca,21 Dywidenda 0,18 Oczekiwana stopa zwrotu 19,2% Źródło: prognozy DM PKO BP 8

9 WACC 6P 7P 8P 9P 2020P 2021P 2022P 202P 202P 202P< Stopa wolna od ryzyka,2%,2%,2%,2%,2%,2%,2%,2%,2%,2% Premia rynkowa,0%,0%,0%,0%,0%,0%,0%,0%,0%,0% Beta 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Premia za ryzyko długu 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% 1,% Stopa podatkowa 1,% 1,7% 1,% 0,7% 1,% 0,8% 0,% 0,9% 0,9% 0,9% Koszt kapitału własnego 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% 8,2% Koszt długu,2%,2%,2%,%,2%,%,%,2%,2%,2% Waga kapitału własnego 8,% 88,9% 89,% 89,7% 90,0% 90,% 90,6% 90,8% 91,0% 91,% Waga długu,% 11,1% 10,7% 10,% 10,0% 9,7% 9,% 9,2% 9,0% 8,7% WACC 7,% 7,6% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,8% 7,8% Źródło: prognozy DM PKO BP Analiza wrażliwości Wzrost w fazie II 6,0 0,0% 0,% 1,0% 1,% 2,0% 6,8% 6, 6,6 7,02 7, 7,98 7,%,92 6,18 6,8 6,8 7,2 WACC 7,8%,7,78 6,0 6,2 6,6 8,%,26,,6,89 6, 8,8%,99,,2,2,7 Źródło: DM PKO BP Założenia do wyceny 6P 7P 8P 9P ropa Brent USD/bbl USD/PLN,90,80,70,60 EUR/PLN,18,10,00,9 koszt zakupu gazu Gazprom USD/1000m notowania gazu TTF EUR/MWh,9, 17,1 17,1 Koszt zakupu LNG/MMbtu USD,1,,9,9 średnia cena zakupu PLN/1000 m Cena sprzedaży LNG/MMbtu USD,1,,9,9 Cena sprzedaży TGE PLN/1000 m Taryfa PLN/1000m średnia cena sprzedaży gazu PLN/1000 m wolumen sprzedaży w całej grupie mld m 2,1 2,0 2,0 2,9 Źródło: DM PKO BP 9

10 Wycena porównawcza Wycena porównawcza wskazuje, że przyjmując prognozy DM PKO BP, PGNIG notowany jest z dyskontem na rok 6 zarówno w przypadku mnożników P/E jak i EV/EBITDA. Do wyceny porównawczej wybraliśmy grupę podmiotów działających przede wszystkim na rynku gazu, energii i ropy naftowej, zajmujących się wydobyciem węglowodorów, handlem gazem i energią oraz dystrybucją gazu. Spółki paliwowe: wskaźniki P/E EV/EBITDA 20 6P 7P 20P 6P 7P ENAGAS SA,0,9,7 11,0 11, 11,8 E.ON SE 10, 10,7 11,8 2,9,2, GAS NATURAL SDG SA 10,8 11,8 11,6 6,7 7,1 7,0 ENGIE 0,0 12,6 12,,,9,9 A2A SPA 12,2 11,0 12,2 6, 6,6 6,6 DNO ASA 0,0,, 2,9 6,,8 STATOIL ASA 22,6 2,,6,,0,0 ATMOS ENERGY CORP 2,1 2, 21,9 12,0 11, 10, SNAM SPA,2,8,1 10,8 11, 11,2 CENTRICA PLC 12,0, 12,9 6, 7, 7,2 OMV AG 7,2,9 11,,1,, ENI SPA 8, 72,2 19,1,2,2,7 RWE AG 6,8 12, 11,,1,0,9 MEDIANA 12,0,9 12, 6, 6,,9 PGNiG (PKO DM), 12,2 12,8,1,7,9 Premia/dyskonto do prognoz PKO DM 20% -18% % -20% -27% -18% Źródło: Na podstawie konsensusu Bloomberg, DM PKO BP PGNIG: Podsumowanie wyceny porównwczej mln PLN 20 6P 7P Średnia PGNIG prognoza zysku netto PGNiG prognoza EBITDA Spółki paliwowe: mediana P/E 12,0,9 12, Wycena PGNiG Spółki paliwowe: mediana EV/EBITDA 6, 6,,9 Wycena PGNiG Źródło: Bloomberg, DM PKO BP 10

11 Prognozy finansowe Rachunek zysków i strat P 7P 8P 9P Przychody netto ze sprzedaży produktów, towarów i materiałów 2 00, 28 70, ,0 0,0 6 6, , 0 866,8 1 9,1 1 66,1 Koszty sprzedanych produktów, towarów i materiałów , , ,0-0 61,0-17,0-2 21, , , ,0 EBITDA 29,6 602,0 612,0 6, ,0 6 69, 6 0,0 6 71,1 6 76,2 Zysk z działalności operacyjnej 1 68, 2,0 9,0 8,0 290,0 880, 60, 762,6 0,1 Zysk z udziałów w jednostkach podporządkowanych 2,6 17,0 -,0 129,0-1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Saldo działalności finansowej -, -,0-96,0-6,0-22,0-209,8-96, -109,2-10,6 Zysk przed opodatkowaniem 1 711,8 2 2, ,0 626,0 0,0 670,6 07,0 6, 97, Podatek dochodowy 8,6 08,0 789,0 80,0 878,0 1 6, ,7 1 0, ,8 Zyski (straty) mniejszości -0,6 0,0 2,0 0,0 2,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Zysk (strata) netto 1 626,8 2 26, , ,0 2,0 2, 2 96, 2 02, 2 70,6 Skorygowany zysk (strata) netto 1 626,8 2 26, , ,0 2,0 2, 2 96, 2 02, 2 70,6 Bilans P 7P 8P 9P Aktywa Trwałe 0,1 7 08,0 6 29, ,0 6 99,0 8 27,9 9 97,2 0,7 1 7,6 Wartości niematerialne i prawne 27, 1 6,0 1,0 1 1,0 1 8,0 1 8,0 1 8,0 1 8,0 1 8,0 Rzeczowe aktywa trwałe 28 27,0 78,0 0,0 28, ,0 2,9 0,2 6 2,7 7,6 Inwestycje 98, 771,0 727,0 86,0 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 Aktywa Obrotowe 7 29,0 10 8, ,0 11 2, , ,7 10 7, , ,9 Zapasy 2 082, 06,0 78,0 189, ,0 1 77, 1 82,0 1 89, 1 898,8 Należności 78,1 7,0 086,0 26,0 72,0 2 69,1 2 8, 2 918, 2 926, Środki pieniężne i inne aktywa pieniężne 1 0,8 1 98, ,0 2 98,0 6 29, , 011, 21,6 88,7 Aktywa razem Kapitał Własny 2 96, ,0 28,0 0 9,0 0 71,0 2 19, 8,2 882, 6 86,9 Kapitały mniejszości 6,8,0 6,0,0,0,0,0,0,0 Zobowiązania 67, , , , , ,2 682,7 71,9 760,6 Zobowiązania długoterminowe 621, 11 07,0 10 8,0 12 8, , ,0 10 9,0 10 9,0 10 9,0 Kredyty i pożyczki 1 82, 09,0 8,0 069,0 799,0 799,0 99,0 99,0 99,0 Rezerwa z tytułu podatku odroczonego 1, 1 96, ,0 20,0 090,0 090,0 090,0 090,0 090,0 Zobowiązania krótkoterminowe 7 86,2 9 6,0 7 88,0 6 7, ,0 9, ,7 6 6,9 6,6 Kredyty i pożyczki 6,6 702, ,0 769,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 Zobowiązania handlowe i pozostałe,9 667,0 0,0 89,0 288, ,2 086,7,9,6 Pasywa razem Rachunek Przepływów Pieniężnych P 7P 8P 9P Przepływy środków pieniężnych z działalności operacyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności inwestycyjnej Przepływy środków pieniężnych z działalności finansowej Wskaźniki (%) P 7P 8P 9P ROE 6,6% 8,2% 6,7% 9,% 6,9% 7,8% 7,2% 7,2% 7,% ROCE 6,9% 9,% 11,1% 12,7% 10,7% 12,1% 10,8% 10,8% 11,1% Dług netto 9,2 8 26,0 8, ,0,0-8, -829, , ,7 Źródło: prognozy DM PKO BP 11

12 KONTAKTY Biuro Analiz Rynkowych Artur Iwański (dyrektor BAR, sektor wydobywczy) (022) artur.iwanski@pkobp.pl Robert Brzoza (sektor finansowy, strategia) (022) robert.brzoza@pkobp.pl Włodzimierz Giller (handel, media, telekomunikacja) (022) wlodzimierz.giller@pkobp.pl Monika Kalwasińska (paliwa, chemia, sektor spożywczy) (022) monika.kalwasinska@pkobp.pl Piotr Łopaciuk (przemysł, budownictwo, inne) (022) piotr.lopaciuk@pkobp.pl Paweł Małmyga (analiza techniczna) (022) pawel.malmyga@pkobp.pl Stanisław Ozga (sektor energetyczny, deweloperski) (022) stanislaw.ozga@pkobp.pl Adrian Skłodowski (dystrybucja, inne) (022) adrian.sklodowski@pkobp.pl Przemysław Smoliński (analiza techniczna) (022) przemyslaw.smolinski2@pkobp.pl Jaromir Szortyka (sektor finansowy) (022) jaromir.szortyka@pkobp.pl Alicja Zaniewska (analizy rynkowe) (022) alicja.zaniewska@pkobp.pl Małgorzata Żelazko (telekomunikacja) (022) malgorzata.zelazko@pkobp.pl Biuro Klientów Instytucjonalnych Wojciech Żelechowski Michał Sergejev Mark Cowley (director) (sales) (sales) (022) (022) (022) wojciech.zelechowski@pkobp.pl michal.sergejev@pkobp.pl mark.cowley@pkobp.pl Krzysztof Kubacki (head of sales trading) (022) krzysztof.kubacki@pkobp.pl Marcin Borciuch (sales trader) (022) marcin.borciuch@pkobp.pl Piotr Dedecjus (sales trader) (022) piotr.dedecjus@pkobp.pl Tomasz Ilczyszyn (sales trader) (022) tomasz.ilczyszyn@pkobp.pl Igor Szczepaniec (sales trader) (022) igor.szczepaniec@pkobp.pl Maciej Kałuża (trader) (022) maciej.kaluza@pkobp.pl Andrzej Sychowski (trader) (022) andrzej.sychowski@pkobp.pl INFORMACJE I ZASTRZEŻENIA DOTYCZĄCE CHARAKTERU REKOMENDACJI ORAZ ODPOWIEDZIALNOŚCI ZA JEJ SPORZĄDZENIE, TREŚĆ I UDOSTĘPNIENIE Niniejsza rekomendacja (dalej: Rekomendacja ) została opracowana przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego (dalej: DM PKO BP ), firmę rekomendującą (dalej: Rekomendującego), działającą zgodnie z ustawą z dnia 29 lipca 200 r. o obrocie instrumentami finansowymi oraz rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 19 października 200 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych, ich emitentów lub wystawców (dalej: Rozporządzenie), wyłącznie na potrzeby klientów DM PKO BP i podlega utajnieniu w okresie siedmiu następnych dni kalendarzowych po dacie udostępnienia. Rekomendacja adresowana jest do Klientów, którzy zawarli umowę o sporządzanie analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz publikacji w zakresie instrumentów finansowych przez DM PKO BP. Ilekroć w rekomendacji mowa jest o Emitencie należy przez to rozumieć spółkę, do której bezpośrednio lub pośrednio odnosi się rekomendacja. W przypadku, gdy rekomendacja dotyczy kilku spółek, pojęcie Emitenta będzie odnosić się do wszystkich tych spółek. DM PKO BP przysługują prawa autorskie do Rekomendacji. Punkt widzenia wyrażony w rekomendacji odzwierciedla opinię Analityka/Analityków DM PKO BP na temat analizowanej spółki i emitowanych przez spółkę instrumentów finansowych. Opinii zawartych w niniejszej rekomendacji nie należy traktować jako autoryzowanych lub zatwierdzonych przez Emitenta. Powielanie bądź publikowanie Rekomendacji w całości lub części bez zgody DM PKO BP jest zabronione. Rekomendacja została przygotowana z dochowaniem należytej staranności i rzetelności, w oparciu o fakty i informacje powszechnie uznawane za wiarygodne (w szczególności sprawozdania finansowe i raporty bieżące spółki), jednak DM PKO BP nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania Rekomendacji były informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM PKO BP i opierają się na szeregu założeń, które w przyszłości mogą okazać się nietrafne. DM PKO BP nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy się sprawdzą. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w niniejszej Rekomendacji. DM PKO BP jako podmiot profesjonalny nie uchyla się od odpowiedzialności za produkt niedokładny lub niekompletny lub za szkody poniesione przez Klienta w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie nierzetelnej Rekomendacji. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności, jeśli przygotował Rekomendację z należytą starannością oraz rzetelnością. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności za ewentualne wady Rekomendacji w szczególności za niekompletność lub niedokładność, jeżeli wad tych nie można było uniknąć ani przewidzieć w momencie podejmowania standardowych czynności przy sporządzaniu Rekomendacji. DM PKO BP może wydać w przyszłości inne rekomendacje, przedstawiające inne wnioski, niespójne z przedstawionymi w niniejszej Rekomendacji. Takie rekomendacje odzwierciedlają różne założenia, punkty widzenia oraz metody analityczne przyjęte przez przygotowujących je analityków. DM PKO BP informuje, że trafność wcześniejszych rekomendacji nie jest gwarancją ich trafności w przyszłości. DM PKO BP informuje, iż inwestowanie środków w instrumenty finansowe wiąże się z ryzykiem utraty części lub całości zainwestowanych środków. DM PKO BP zwraca uwagę, iż na cenę instrumentów finansowych ma wpływ wiele różnych czynników, które są lub mogą być niezależne od Emitenta i wyników jego działalności. Można do nich zaliczyć m. in. zmieniające się warunki ekonomiczne, prawne, polityczne i podatkowe. Decyzja o zakupie wszelkich instrumentów finansowych powinna być podjęta wyłącznie na podstawie prospektu, oferty lub innych powszechnie dostępnych dokumentów i materiałów opublikowanych zgodnie z obowiązującymi przepisami polskiego prawa. Niniejsza rekomendacja nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu oraz dokonania transakcji na instrumentach finansowych, ani nie ma na celu nakłaniania do nabycia lub zbycia jakichkolwiek instrumentów finansowych. Za wyjątkiem wynagrodzenia ze strony DM PKO BP, Analitycy nie otrzymują żadnych innych świadczeń od Emitenta, ani innych osób trzecich za sporządzane rekomendacje. DM PKO BP informuje, że świadczy usługę maklerską w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym, na podstawie zezwolenia Komisji Nadzoru Finansowego z dnia 7 października 0 r. Jednocześnie DM PKO BP informuje, że przedmiotową usługę maklerską świadczy klientom zgodnie z obowiązującym Regulaminem świadczenia usługi sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz publikacji w zakresie instrumentów finansowych przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego (tutaj), jak również umowy o świadczenie usługi w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz publikacji przez DM PKO BP. Podmiotem sprawującym nadzór nad DM PKO BP w ramach prowadzonej działalności maklerskiej jest Komisja Nadzoru Finansowego. Objaśnienie używanej terminologii fachowej min (max) 2 tyg - minimum (maksimum) kursu rynkowego akcji w okresie ostatnich 2 tygodni kapitalizacja - iloczyn ceny rynkowej akcji i liczby akcji EV - suma kapitalizacji i długu netto spółki free float (%) - udział liczby akcji ogółem pomniejszonej o % pakiety akcji znajdujące się w posiadaniu jednego akcjonariusza i akcje własne należące do spółki, w ogólnej liczbie akcji 12

13 śr obrót/msc - średni obrót na miesiąc obliczony jako suma wartości obrotu za ostatnie 12 miesięcy podzielona przez 12 ROE - stopa zwrotu z kapitałów własnych ROA - stopa zwrotu z aktywów EBIT - zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny + amortyzacja EPS - zysk netto na 1 akcję DPS - dywidenda na 1 akcję CEPS - suma zysku netto i amortyzacji na 1 akcję P/E - iloraz ceny rynkowej akcji i EPS P/BV - iloraz ceny rynkowej akcji i wartości księgowej jednej akcji EV/EBITDA - iloraz kapitalizacji powiększonej o dług netto spółki oraz EBITDA marża brutto na sprzedaży - relacja zysku brutto na sprzedaży do przychodów netto ze sprzedaży marża EBITDA - relacja sumy zysku operacyjnego i amortyzacji do przychodów netto ze sprzedaży marża EBIT - relacja zysku operacyjnego do przychodów netto ze sprzedaży rentowność netto - relacja zysku netto do przychodów netto ze sprzedaży Stosowane metody wyceny Rekomendacja DM PKO BP opiera się na co najmniej dwóch z czterech metod wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobnymi wskaźnikami dla innych firm reprezentujących dany sektor), metoda sumy poszczególnych aktywów (SOTP) oraz model zdyskontowanych dywidend. Wadą metody DCF oraz modelu zdyskontowanych dywidend jest duża wrażliwość na przyjęte założenia, w szczególności te, które odnoszą się do określenia wartości rezydualnej. Modelu zdyskontowanych dywidend nie można ponadto zastosować w przypadku wyceny spółek nie mających ukształtowanej polityki dywidendowej. Zaletami obydwu wymienionych metod jest ich niezależność w stosunku do bieżących wycen rynkowych porównywalnych spółek. Zaletą metody wskaźnikowej jest z kolei to, że bazuje ona na wymiernej wycenie rynkowej danego sektora. Jej wadą jest zaś ryzyko, że w danej chwili rynek może nie wyceniać prawidłowo porównywalnych spółek. Metoda sumy poszczególnych aktywów (SOTP) jest dodaniem do siebie wartości różnych aktywów spółki, wyliczonych przy pomocy jednej z powyższych metod. Rekomendacje stosowane przez DM PKO BP Rekomendacja KUPUJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają co najmniej 10% potencjał wzrostu kursu Rekomendacja TRZYMAJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają potencjał wzrostu kursu w przedziale od 0 do 10% Rekomendacja SPRZEDAJ oznacza, że autor rekomendacji uważa, iż akcje spółki posiadają potencjał spadku kursu Rekomendacje mogą być opatrzone dodatkiem SPEKULACYJNIE oznaczającym, że horyzont inwestycji jest skrócony do miesięcy, a inwestycja jest obarczona podwyższonym ryzykiem. Rekomendacje wydawane przez DM PKO BP obowiązują przez okres 12 miesięcy od daty wydania lub do momentu zrealizowania kursu docelowego, chyba, że w tym okresie zostaną zaktualizowane. DM PKO BP dokonuje aktualizacji wydawanych rekomendacji w zależności od sytuacji rynkowej i subiektywnej oceny analityków. Częstotliwość takich aktualizacji nie jest określona. W ciągu 6 ostatnich miesięcy DM PKO BP wydał: Rekomendacja: Liczba rekomendacji: Kupuj 2 (8%) Trzymaj 2 (8%) Sprzedaj 9 (%) Powiązania, które mogłyby wpłynąć na obiektywność sporządzonej Rekomendacji Podmioty powiązane z DM PKO BP mogą, w zakresie dopuszczonym prawem, uczestniczyć lub inwestować w transakcje finansowe w relacjach z Emitentem, świadczyć usługi na rzecz lub pośredniczyć w świadczeniu usług przez Emitenta lub mieć możliwość lub realizować transakcje Instrumentami finansowymi emitowanymi przez Emitenta ( instrumenty finansowe ). DM PKO BP może, w zakresie dopuszczalnym prawem polskim przeprowadzać transakcje Instrumentami finansowymi, zanim niniejszy materiał zostanie przedstawiony odbiorcom. DM PKO BP ma następujące powiązanie z Emitentem: Emitent: Zastrzeżenie PGNiG Objaśnienia: 1. W ciągu ostatnich 12 miesięcy DM PKO BP był stroną umów mających za przedmiot oferowanie instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta lub mających związek z ceną instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. W ciągu ostatnich 12 miesięcy DM PKO BP był członkiem konsorcjum oferującego instrumenty finansowe emitowane przez Emitenta. 2. DM PKO BP nabywa i zbywa instrumenty finansowe emitowane przez Emitenta na własny rachunek celem realizacji umów o subemisje inwestycyjne lub usługowe.. DM PKO BP pełni rolę animatora rynku dla instrumentów finansowych Emitenta na zasadach określonych w Regulaminie Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie.. DM PKO BP pełni rolę animatora Emitenta dla instrumentów finansowych Emitenta na zasadach określonych w Regulaminie Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie.. DM PKO BP oraz PKO Bank Polski, którego jednostką organizacyjną jest DM PKO BP są stronami umowy z Emitentem dotyczącej sporządzania rekomendacji. 6. DM PKO BP oraz PKO Bank Polski, którego jednostką organizacyjną jest DM PKO BP posiadają akcje Emitenta będące przedmiotem niniejszej rekomendacji, w łącznej liczbie stanowiącej co najmniej % kapitału zakładowego. Poza wspomnianymi powyżej, Emitenta nie łączą żadne inne stosunki umowne z DM PKO BP, które mogłyby wpłynąć na obiektywność niniejszej Rekomendacji. Ujawnienia Rekomendacja dotyczy Emitenta/Emitentów : PGNIG. Rekomendacja nie została ujawniona Emitentowi. Pozostałe ujawnienia Żadna z osób zaangażowanych w przygotowanie raportu ani bliska im osoba nie pełni funkcji w organach Emitenta, nie zajmuje stanowiska kierowniczego w tym podmiocie oraz żadna z tych osób, jak również ich bliscy nie są stroną jakiejkolwiek umowy z Emitentem, która byłaby zawarta na warunkach odmiennych niż inne umowy, których stroną jest Emitent i konsumenci. Wśród osób, które brały udział w sporządzeniu rekomendacji, jak również tych, które nie uczestniczyły w przygotowaniu, ale miały lub mogły mieć do niej dostęp, nie ma osób, które posiadają akcje Emitenta lub instrumenty finansowe, których wartość jest w sposób istotny związana z wartością instrumentów finansowych emitowanych przez Emitenta. PKO Bank Polski, jego podmioty zależne, przedstawiciele lub pracownicy mogą okazjonalnie przeprowadzać transakcje, lub mogą być zainteresowani nabyciem instrumentów finansowych spółek bezpośrednio lub pośrednio związanych z analizowaną spółką. Rekomendacja została sporządzona z zachowaniem należytej staranności, zgodnie z najlepszą wiedzą Rekomendującego, pomiędzy DM PKO BP oraz analitykiem sporządzającym niniejszą rekomendację a Emitentem, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w 9 i 10 Rozporządzenia.