Aktualizacja raportu PGE. *wskaźnik uwzględnia wartość pakietu Polkomtela

Transkrypt

1 13 grudnia 2011 Aktualizacja raportu PKN Orlen BRE Bank Securities Cena bieŝąca Cena docelowa Kapitalizacja Free float Energetyka Polska Średni dzienny obrót (3 mies.) Struktura akcjonariatu 19,75 PLN 23,93 PLN 36,9 mld PLN 11,3 mld PLN 82,47 mln PLN Skarb Państwa 69,29% Pozostali 30,71% Strategia dotycząca sektora Polski sektor energetyczny powinien wykazywać coraz większą korelację z rynkami UE, co będzie oznaczać stopniową konwergencję cen. Dodatkowo ten proces powinien być wspierany przez wzrost konsumpcji, przy jednoczesnym braku inwestycji w nowe moce wytwórcze. MoŜe to w przyszłości prowadzić do deficytu energii w okresach szczytowego zapotrzebowania. Profil spółki jest największym w Polsce holdingiem energetycznym, w którego skład wchodzą elektrownie i elektrociepłownie o łącznych mocach 12,4 GW i rocznej produkcji na poziomie 57 TWh, co daje około 40% udział w krajowym rynku. Około 68% prądu produkowane jest w oparciu o dostawy surowca z własnych kopalni węgla brunatnego. Spółka posiada takŝe własną sieć dystrybucji energii (około 26% polskiego rynku) oraz spółkę detaliczną zajmująca się sprzedaŝą energii do klientów końcowych. PW; P.WA Kupuj (Niezmieniona) Poprawa wyników w 2012 niezagroŝona W listopadzie defensywny charakter znalazł odzwierciedlenie w lepszym zachowaniu się kursu w relacji do szerokiego rynku. W kontekście niepewnego otoczenia makro i duŝej zmienności te tendencje mogą być w naszej opinii podtrzymane, szczególnie Ŝe nawet przy umiarkowanie negatywnym scenariuszu ryzyko braku poprawy wyników (oczyszczonych o Polkomtela) w 2012 roku oceniamy jako bardzo niskie. Nakłady inwestycyjne będą rosły w kolejnych latach stopniowo, nie obciąŝając bilansu, a dotychczasowe obawy inwestorów o CO 2 po 2012 roku zostały rozwiane przez mocną przecenę uprawnień emisyjnych. Wsparciem dla notowań moŝe być takŝe kwestia znaczącej dywidendy z tegorocznego zysku, którą przy stopie wypłaty 50% szacujemy na 1,5 PLN/akcję (niewykluczone Ŝe MSP moŝe wnioskować o więcej wobec planów uwzględnionych w projekcie budŝetu). Oprócz wysokiego yieldu (7,7%) powinna ona opóźnić ewentualną dyskontowaną od wielu miesięcy sprzedaŝ pakietu akcji przez Skarb Państwa. W tym kontekście podtrzymujemy rekomendację kupuj dla akcji, obniŝając jednocześnie cenę docelową z 27,09 PLN do 23,93 PLN po uwzględnieniu bardziej konserwatywnych załoŝeń makro i mniej korzystnego przydziału darmowych uprawnień emisyjnych w ramach derogacji. Perspektywy na rok 2012 obiecujące mimo makro Tegoroczny wynik segmentu wytwarzania wzrośnie po oczyszczeniu o rekompensaty KDT aŝ o 650 mln PLN, głównie dzięki wyŝszym wolumenom w efektywnych elektrowniach na węgiel brunatny (+3,5 TWh) i podwyŝce cen energii średnio o 5 PLN/MWh. W przyszłym roku skala poprawy moŝe być podobna z uwagi na oczekiwane dalsze zwiększenie produkcji (+2,9 TWh netto w Elektrowni Bełchatów po uwzględnieniu prac remontowych na starych blokach), zakontraktowane juŝ ceny prądu na poziomie przekraczającym 203 PLN/MWh i znacznie niŝsze koszty brakujących uprawnień emisyjnych. Pozytywnej kontrybucji naleŝy się równieŝ spodziewać po segmencie dystrybucyjnym, gdzie formuła dochodzenia do pełnego zwrotu z WRA zapewni naszym zdaniem dodatkowe 150 mln PLN na poziomie EBIT. Kurs akcji na tle WIG 25 PLN 23.2 Wysoka płynność bilansu- szansa i ryzyko po sprzedaŝy Polkomtela będzie dysponować na koniec grudnia około 3 mld PLN gotówki netto, a w przyszłym roku nawet przy wypłacie wysokiej dywidendy dodatnie przepływy netto (capex przesuwa się w czasie) utrzymają bardzo wysoką płynność bilansu. W obliczu narastających ryzyk zewnętrznych jest to duŝa przewaga koncernu na tle regionalnych spółek energetycznych. Stwarza to Zarządowi szansę na oportunistyczne wykorzystywanie ciekawych okazji akwizycyjnych pojawiających się często na kryzysowym rynku. MoŜe to jednak okazać się równieŝ istotnym ryzykiem dla akcjonariuszy, co pokazały niedawne transakcje w sektorze WIG Kamil Kliszcz (48 22) kamil.kliszcz@dibre.com.pl (mln PLN) P 2012P 2013P Przychody , , , , ,6 EBITDA 7 983, , , , ,4 marŝa EBITDA 36,9% 33,4% 26,8% 27,8% 25,2% EBIT 5 344, , , , ,6 Zysk netto 3 370, , , , ,9 DPS 0,71 0,85 0,65 1,51 1,19 P/E 10,1 12,3 6,5 8,3 9,0 P/CE 5,7 6,5 4,5 5,1 5,4 P/BV 1,1 1,0 0,9 0,9 0,8 EV/EBITDA* 4,5 5,0 4,1 4,0 4,6 DYield 3,6% 4,3% 3,3% 7,7% 6,0% *wskaźnik uwzględnia wartość pakietu Polkomtela Dom 13 grudnia Inwestycyjny 2011 BRE Banku nie wyklucza złoŝenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się na ostatniej stronie niniejszego raportu.

2 3Q 2011 powyŝej oczekiwań, perspektywy na rok 2012 wypracowała w 3Q 2011 lepsze wyniki od naszych oczekiwań, co przede wszystkim było pochodną bardzo dobrych rezultatów w segmencie wytwarzania, gdzie EBIT sięgnął 938 mln PLN vs. zakładane 750 mln PLN przy nieco wyŝszych rekompensatach KDT (191 mln PLN vs. 150 mln PLN). Lepsze od naszych szacunków były takŝe wyniki segmentu OZE (37 mln PLN vs. 22 mln PLN). W segmencie dystrybucji nie odnotowaliśmy istotnych odchyleń (174 mln PLN vs. 172 mln PLN), ale gorsze od oczekiwań okazały się wyniki w obrocie hurtowym (34 mln PLN vs. 54 mln PLN) i detalicznym (9 mln PLN vs. 19 mln PLN). Saldo na pozostałej działalności operacyjnej miało niewielki ujemny wpływ na skonsolidowany EBIT. Na poziomie działalności finansowej saldo było ujemne, ale wyŝsze od naszych oczekiwań (-73 mln PLN vs mln PLN). Zgodnie z prognozami Spółka zanotowała ujemne róŝnice kursowe na kredytach walutowych, ale jednocześnie (czego nie zakładaliśmy) zaksięgowała aŝ 52 mln PLN dodatnich róŝnic kursowych na innych pozycjach (posiadana gotówka i obligacje denominowane w euro). Ostatecznie jednak na poziomie netto wyniki uplasował się nieco poniŝej konsensusu, który prawdopodobnie nie zakładał ujemnego salda na róŝnicach kursowych i uwzględniał konsolidację zysków z Polkomtela, której w tym kwartale juŝ nie było (przeklasyfikowanie tych aktywów jako przeznaczonych do sprzedaŝy). Wyniki kwartalne Grupy w ujęciu segmentowym (mln PLN) I kw. 09 II kw. 09 III kw. 09 IV kw. 09 I kw. 10 II kw. 10 III kw. 10 IV kw. 10 I kw. 11 II kw. 11 III kw. 11 Przychody w tym KDT EBIT EBIT bez KDT wytwarzanie 1 236,0 940,8 788, ,6 929,0 655,6 522,4 874, ,8 899,0 938,0 energetyka odnawialna 33,6 6,3 19,6 18,1 26,6 75,9 20,9 30,6 27,5 12,9 37,4 dystrybucja 132,7 75,2 60,2-4,8 172,6 139,9 135,2 119,0 252,5 152,1 174,4 obrót hurtowy 55,9 143,9 149,4 90,3 104,9-7,4 50,8 24,8 50,8 47,3 33,7 sprzedaŝ detaliczna 109,7 96,5 82,6 109,0 82,1 53,9 36,9 31,6 57,7 18,1 8,8 pozostała działalność 26,5 55,7 12,5 40,8 17,0 27,2 33,1 28,1 7,4 12,7 16,0 EBITDA EBITDA bez KDT Produkcja w GWh 14,0 12,4 13,2 14,2 14,0 12,2 12,8 13,8 14,1 13,2 14,2 Dystrybucja w GWh 7,7 7,0 7,4 7,9 8,0 7,1 7,5 8,3 8,0 7,4 7,6 Źródło:, opracowanie DI BRE Przepływy pienięŝne z działalności operacyjnej wyniosły 1,6 mld PLN, co przy nakładach inwestycyjnych rzędu 1,1 mld PLN i wypłaconej dywidendzie 1,3 mld PLN (tylko częściowo zneutralizowanej dywidendą z Polkomtela w kwocie 229 mln PLN) spowodowało powstanie na koniec września niewielkiego długu netto (3,6 mln PLN) wobec 640 mln PLN gotówki netto kwartał wcześniej. Po trzech kwartałach 2011 capex Grupy sięga 3,2 mld PLN i nic nie wskazuje na to, aby w całym roku wydatki przekroczyły dotychczas zakładany przez nas poziom 4,9 mld PLN (4,5 mld PLN w 2010 roku), z czego połowę będą stanowiły projekty z segmentu wytwarzania (dokończenie budowy nowego bloku i remonty kapitalne jednostek w Elektrowni Bełchatów, instalacje odsiarczania spalin w Bełchatowie i ZEDO), a około 1,3 mld PLN inwestycje w sieć dystrybucyjną. Dodatkowo w październiku wykupiło udziały mniejszościowe w Elektrowni Opole od MSP za 100 mln PLN (ze względu na róŝnice między ceną rynkową a księgową udziały mniejszościowe na skonsolidowanym bilansie spadną z tego tytułu o 180 mln PLN). Wzrostu nakładów naleŝy się spodziewać w przyszłym roku, ale nie będzie on tak dynamiczny jak zakładaliśmy dotychczas, w związku z opóźnieniem większości przetargów. Na pewno cash flow obciąŝy zaliczka dla wykonawcy nowych bloków w Elektrowni Opole (około 1 mld PLN) oraz być moŝe koszty rozpoczęcia projektu 450 MW w Turowie, a takŝe zaplanowana juŝ modernizacja kolejnych bloków w Bełchatowie. Istotnym elementem w strukturze nakładów mogą być takŝe przejęcia kolejnych projektów wiatrowych. Ostatecznie szacujemy, Ŝe capex sięgnie 6,1 mld PLN vs. zakładane wcześniej 8,4 mld PLN (przesunięcie wydatków) przy oczekiwanych przepływach operacyjnych na poziomie 7,1 mld PLN. Zakładamy, Ŝe dywidenda za rok 2011 wyniesie 2,8 mld PLN, czyli 50% skonsolidowanego zysku (po uwzględnieniu sprzedaŝy Polkomtela) i ostatecznie gotówka netto na koniec grudnia 2012 wyniesie 1,2 mld PLN (na koniec grudnia 2011 szacujemy ją na 2,9 mld PLN - zwracamy uwagę, Ŝe jeszcze w 4Q 2011 będzie musiała zwrócić ponad 300 mln PLN przychodów z rekompensat KDT zakwestionowanych przez URE). 13 grudnia

3 W ujęciu segmentowym najwaŝniejszym budulcem wyniku operacyjnego w 3Q był oczywiście segment wytwarzania. Znaczne odchylenie od naszych prognoz (EBIT 938 mln PLN vs. zakładane 750 mln PLN) było pochodną kilku czynników. Spółka zaksięgowała więcej rekompensat KDT niŝ zakładaliśmy (191 mln PLN vs. 150 mln PLN) i rozpoznała zyski z tytułu pracy nowego bloku w Bełchatowie. My zakładaliśmy, Ŝe większość przychodów ze sprzedaŝy energii na rynku bilansującym będzie obniŝać capex (nie pojawi się w rachunku wyników) i ze względu na fakt, Ŝe blok został przyjęty do komercyjnej eksploatacji pod koniec września nie będą one aŝ tak istotnie wspierać raportowanych wyników juŝ w 3Q. Tymczasem pozytywny wpływ z tego tytułu był znaczący, szczególnie Ŝe Spółka nie księgowała jeszcze amortyzacji z tej inwestycji (około 35 mln PLN kwartalnie). Istotny wpływ na zbyt duŝy jak się okazało konserwatyzm naszych prognoz miała takŝe baza odniesienia z 3Q 2010 (522 mln PLN), zaniŝona przez awarie popowodziowe w Elektrowni Turów. Wzrost wolumenów r/r pozwolił na poprawę wyników o prawie 140 mln PLN, podczas gdy my oczyściliśmy wyniki sprzed roku tylko o raportowane koszty usuwania szkód na poziomie 65 mln PLN. Utrzymania tych pozytywnych tendencji oczekujemy równieŝ w 4Q, aczkolwiek w ujęciu r/r poprawa będzie zapewne istotnie mniejsza z uwagi na zawyŝoną bazę 4Q 2010, w którym wyniki wsparte zostały przez rozwiązanie rezerwy na podatek od nieruchomości na 174 mln PLN. Zwracamy równieŝ uwagę na fakt przeprowadzonego w listopadzie przestoju porozruchowego nowego bloku w Bełchatowie. Struktura produkcji energii w vs. EBITDA segmentu wytwarzania bez KDT 14,0 12,0 10,0 4,5 4,0 4,2 5,2 4,4 3,9 4,0 5,1 4,9 4,3 4, EBITDA bez KDT w wytwarzaniu 8, ,0 4,0 2,0 0,0 9,5 I kw. 09 8,4 9,0 9,0 9,6 8,3 8,8 8,7 9,2 8,9 10,2 II kw. 09 III kw. 09 IV kw. 09 I kw. 10 II kw. 10 III kw. 10 IV kw. 10 I kw. 11 II kw. 11 III kw. 11 węgiel brunatny pozostałe źródła Q 2Q 3Q Q Źródło:, opracowanie DI BRE W 2012 roku najwaŝniejszym czynnikiem wspierającym rezultat segmentu wytwarzania będzie pełna utylizacja nowego bloku w Bełchatowie, nie tylko ze względu na zwiększony wolumen energii, ale równieŝ dzięki wykorzystaniu nowego pola Szczerców w kopalni, które generowało juŝ koszty w 2011 roku przy niewielkim obciąŝeniu produkcji. Roczny potencjał produkcyjny nowej jednostki to około 6 TWh, ale netto wzrost wytwarzania z elektrowni na węgiel brunatny w ramach Grupy będzie zdecydowanie mniejszy (około 2,8 TWh) z uwagi na planowane wyłączenie jednego z bloków w Elektrowni Turów (moc 208 MW), a takŝe większe natęŝenie prac remontowych w Elektrowni Bełchatów (doskonale obrazuje to poniŝszy wykres ze wskaźnikiem dyspozycyjności). Dodatkowo rentowność wytwarzania będzie wspierać wyŝsza o około 4% cena jednostkowa sprzedaŝy, która praktycznie została juŝ zakontraktowana. Niewielki inflacyjny wzrost cen węgla wynikający z umów długoterminowych z polskimi kopalniami w takim otoczeniu pozwoli na rozszerzenie marŝy elektrowni opalanych tym paliwem. Poprawę po stronie kosztowej zapewniają równieŝ niskie notowania uprawnień do emisji CO 2. Wskaźnik dyspozycyjności starych bloków w Elektrowni Bełchatów 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień Źródło: PSE, opracowanie DI BRE W 2012 roku naleŝy spodziewać się równieŝ kontynuacji poprawy wyników w segmencie dystrybucyjnym, który zgodnie z wytyczoną przez URE ścieŝką dochodzenia do pełnego zwrotu z WRA powinien zwiększyć EBIT r/r o około 153 mln PLN. W kontekście dostarczonych 13 grudnia

4 przez Spółkę w tym roku efektów programu optymalizacji kosztów to załoŝenie moŝe okazać się nawet zbyt konserwatywne pod warunkiem, Ŝe w nowych taryfach, które poznamy prawdopodobnie w styczniu URE nie wyznaczy zbyt ambitnych celów wolumenowych (w otoczeniu spowolnienia wzrostu gospodarczego moŝe to implikować niewykonanie planów przychodowych) i uwzględni wyŝsze ceny energii na pokrycie strat sieciowych (zgodne z trendem na rynku hurtowym). Wzrostu wyników r/r oczekujemy równieŝ w obszarze energii odnawialnej, gdzie zadecydują o tym zakupione dwie farmy wiatrowe w Pelplinie i śurominie o łącznych mocach 108 MW. Ich wpływ będzie jednak zauwaŝalny dopiero w drugim półroczu, gdyŝ uruchomienie turbin jest planowane na 1H W przypadku obszarów handlu hurtowego i detalicznego zakładamy utrzymanie poziomu EBIT w ujęciu r/r, co w przypadku detalu przy obserwowanym zaostrzeniu konkurencji i restrykcyjnej polityce URE moŝe okazać się załoŝeniem nieco optymistycznym. Wolumen przesłanej energii i jednostkowe koszty bez amortyzacji w segmencie dystrybucyjnym 9,0 8,5 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0-0,5% r/r wolumen dystrybucj w TWh +2,0% r/r +3,8% r/r 130,0 125,0 120,0 115,0 110,0 105,0 100,0 jednostkowe koszty bez amortyzacji w PLN/MWh 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q Źródło:, opracowanie DI BRE Aktualna sytuacja na rynku energii W 2011 roku obserwowaliśmy juŝ pełny efekt ugiełdowienia rynku energii w Polsce, co przekładało się zarówno na płynność w segmencie spotowym jak i skalę transakcji terminowych. Zagregowany wolumen obrotu na rynku dnia następnego sięgnął YTD 15,7 TWh, co stanowi ponad 10% rocznego zapotrzebowania na energię w kraju (w 2010 roku ten wskaźnik wyniósł tylko 4,8%). Średnie ceny równieŝ były wyŝsze w ujęciu r/r (205 PLN/MWh vs. 196 PLN/MWh), co odzwierciedla pozytywną koniunkturę po stronie popytu, tym bardziej Ŝe średnie ceny hurtowe zakontraktowane na ten rok wynosiły około 195 PLN/MWh. W tym kontekście elektrownie, które pozostawiły sobie większą otwartą pozycję sprzedaŝową mogły dodatkowo skorzystać w takim otoczeniu. WyŜsze ceny spotowe pozytywnie wpływały takŝe na notowania dotyczące roku 2012, mimo uruchomienia nowego bloku w Elektrowni Bełchatów. Jeszcze w lipcu kontrakty roczne wskazywały Ŝe w przyszłym roku za 1 MWh trzeba będzie w hurcie zapłacić około 205 PLN (implikowałoby to wzrost r/r o 5,1%). Pogorszenie nastrojów w światowej gospodarce i regionalnych rynkach energii spowodowało jednak obniŝenie tych notowań i średnia cena ukształtowała się ostatecznie na poziomie 203 PLN/MWh przy wolumenie obrotu rzędu 67 TWh (odpowiada to 42% rocznego zapotrzebowania). W naszych dotychczasowych prognozach liczyliśmy na wyŝszą dynamikę, więc musieliśmy skorygować oczekiwania, równieŝ ze względu na zmianę otoczenia makro. Ceny energii na rynku spotowym i w kontraktach na rok 2012 w PLN/MWh sty 10 kwi 10 lip 10 paź 10 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 11 mar 11 maj 11 lip 11 wrz 11 lis 11 cena energii spot w PLN/MWh wolumen w GWh cena w PLN/MWh (kontrakt na 2012) Źródło: TGE, PSE, opracowanie DI BRE Według danych PSE w okresie od stycznia do listopada konsumpcja energii w Polsce przekroczyła poziom 144 TWh, co implikuje wzrost r/r o 2,9% (nieco powyŝej prognoz URE uwzględnianych w taryfach dystrybucyjnych, które wynosiły średnio 2,4%). Początek roku nie 13 grudnia

5 zapowiadał co prawda tak dobrych odczytów, ale warto odnotować Ŝe ujemna dynamika zanotowana w styczniu to głównie efekt pogodowy (średnia temperatura wyŝsza o ponad 6 stopni Celsjusza). Wysoki wzrost produkcji przemysłowej utrzymujący się przez cały rok w połączeniu z rekordowym zuŝyciem prądu w listopadzie (tu czynnik pogodowy zadziałał na korzyść sektora) z nadwyŝką nadrobiły styczniowy ubytek wolumenów. Ogólnego obrazu nie powinien juŝ zmienić grudzień, w którym mimo wyraźnie mniej sprzyjającej aury oraz powrotu nowego bloku w Bełchatowie do systemu po przestoju porozruchowym ceny spotowe oscylują wokół 200 PLN/MWh. Przypominamy, Ŝe w listopadzie obserwowaliśmy skokowy wzrost notowań prądu nawet do poziomów 300 PLN/MWh, czego powodem obok wspomnianej presji popytowej było nałoŝenie się większych planowanych remontów z natęŝeniem awarii w elektrowniach systemowych (wg danych PSE: blok w Elektrowni Połaniec 7 dni, dwa bloki w Elektrowni Turów odpowiednio 9 i 14 dni, blok w Elektrowni Pątnów 4 dni, czy blok w Elektrowni Ostrołęka). Rynek bilansowany był przez mniej efektywne elektrownie opalane węglem kamiennym kupowanym po wysokich spotowych cenach. Dynamika konsumpcji energii w ujęciu miesięcznym na tle zmian w produkcji przemysłowej i średnich temperatur* Konsumpcja energii -0,8%3,2% 2,4%3,7%3,2%3,7%0,2%3,5%2,9% 2,0% 8,1% styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% sty-07 kwi-07 lip-07 paź-07 sty-08 kwi-08 lip-08 paź-08 sty-09 kwi-09 lip-09 paź-09 sty-10 kwi-10 Produkcja przemysłowa lip-10 paź-10 sty-11 kwi-11 lip-11 paź styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad róŝnica r/r grudzień 8,5 6,5 4,5 2,5 0,5-1,5-3,5 *róŝnica r/r (wartości dodatnie oznaczają, Ŝe w danym miesiącu było cieplej r/r) Źródło: TGE, PSE, opracowanie DI BRE Jeśli chodzi o rynek europejski to ten rok charakteryzowała bardzo wysoka zmienność, która z jednej strony była pochodną niepewnego otoczenia w światowej gospodarce, a z drugiej decyzji administracyjnych podjętych przez niemiecki rząd dotyczących wcześniejszego wyłączenia 7 elektrowni jądrowych. Nagły ubytek tych mocy w kwietniu od razu wywołał wzrost cen energii zarówno w kontraktach sportowych jak i terminowych (+11%) oraz wywindował o 7% notowania uprawnień do emisji CO2 (oczekiwano, Ŝe moce jądrowe zostaną zastąpione wysokoemisyjnymi blokami węglowymi i roczny popyt na certyfikaty moŝe wzrosnąć nawet o 40 mln ton). Taka sytuacja utrzymywała się przez kilka miesięcy, ale w miarę upływu czasu okazywało się, Ŝe rynek moŝe być bilansowany przez import energii nuklearnej z Francji czy Czech, co doprowadziło do systematycznej przeceny kontraktów na emisję CO 2. Dodatkowo spowolnienie gospodarcze i spadek dynamik produkcji przemysłowej wpłynęło na obniŝenie popytu na energię. Wszystkie te zjawiska, wspierane przez rosnącą podaŝ energii ze źródeł odnawialnych zaczęły negatywnie wpływać na ceny prądu na rynku niemieckim i sprowadziły je do poziomów sprzed awarii w japońskiej Fukushimie. Obecnie te negatywne tendencje utrzymują się, a notowania uprawnień emisyjnych dotarły nawet do 7 EUR/t, co obok słabnącego popytu na energię jest pochodną rosnącej podaŝy certyfikatów ze strony przemysłu oraz uzasadnionych obaw rynku o sprzedaŝ uprawnień z rezerw Komisji Europejskiej. Komisja dokonała juŝ transferu 300 mln uprawnień z rezerwy dla nowych instalacji na trzecią fazę ETS ( ). Trafiły one do Europejskiego Banku Inwestycyjnego, który będzie odpowiadał za ich wprowadzenie do obrotu (sprzedaŝ ma być zakończona do 2 października 2012). Pozyskane w ten sposób środki mają wesprzeć inwestycje ograniczające emisję w UE. Skalę tej podaŝy moŝe obrazować fakt, Ŝe te 300 mln ton CO 2 odpowiada mniej więcej 2-letniej emisji polskiego sektora energetycznego. Notowania uprawnień do emisji CO2 na tle cen energii na giełdzie EEX oraz wolumen zuŝycia energii w Czechach vs. dynamika produkcji 30% 10% % 5% % 0% 0% -5% sty 09 kwi 09 lip 09 paź 09 sty 10 kwi 10 lip 10 certyfikat CO2 (prawa skala) paź 10 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 cena energii EEX 1Y % -20% sty-07 maj-07 wrz-07 sty-08 maj-08 wrz-08 sty-09 maj-09 wrz-09 sty-10 maj-10 wrz-10 sty-11 maj-11 wrz-11 dynamika produkcji przemysłowej w Czechach dynamika konsumpcji energii w Czechach (prawa skala) -10% -15% Źródło: Bloomberg, ERU, Eurostat 13 grudnia

6 W związku z powyŝszymi tendencjami zdecydowaliśmy się dokonać rewizji naszych dotychczasowych prognoz cen energii dla rynku niemieckiego, które w dłuŝszym terminie stanowią takŝe punkt odniesienia dla naszych załoŝeń dla rynku polskiego. ObniŜenie komponentu CO 2 wpłynęło na redukcję prognoz cen energii na EEX średnio o około 6% dla lat Spadek oczekiwań dla cen na polskim rynku został jednak częściowo zneutralizowany przez zakładany wyŝszy kurs EUR/PLN. Warto takŝe podkreślić, Ŝe z punktu widzenia lokalnych koncernów przecena uprawnień CO 2 ma pozytywny wpływ ze względu na wyŝszą średnią emisyjność polskich elektrowni. W obecnym otoczeniu ryzyko utraty znacznej części marŝy w kolejnych latach po wejściu w Ŝycie pakietu klimatycznego wyraźnie traci na sile. W naszym modelu zakładamy jednak konserwatywnie, Ŝe w kolejnych latach ceny certyfikatów będą rosły. ZałoŜenia makroekonomiczne W poniŝszej tabeli przedstawiamy załoŝenia makroekonomiczne przyjęte do modelu DCF P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Cena ropy Brent USD/Bbl 62,0 79,7 108,6 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Cena energii EEX EUR/MWh 49,3 49,9 56,0 54,4 59,9 60,4 61,0 61,6 62,3 63,0 63,7 64,4 Cena energii w Polsce w PLN/MWh 195,0 190,0 195,0 203,3 217,0 223,0 217,0 219,2 221,4 223,7 226,1 228,6 Cena certyfikatu CO2 EUR/t 13,8 14,5 13,2 10,0 15,0 15,6 16,3 17,0 17,7 18,4 19,2 20,0 Cena węgla energetycznego PLN/t 268,5 253,6 261,2 282,1 290,6 296,3 302,2 308,3 311,5 311,5 311,5 311,5 PLN/USD średniorocznie 3,12 3,02 2,96 3,20 3,00 2,80 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 EUR/PLN średniorocznie 4,33 3,99 4,12 4,26 3,99 3,72 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 3,59 Produkcja energii (TWh) 53,8 52,7 57,2 59,3 61,4 61,5 63,0 64,4 68,3 74,8 77,6 77,8 Źródło: Bloomberg,, szacunki DI BRE węgiel brunatny 35,9 35,3 38,8 41,7 43,5 43,4 44,0 42,2 41,8 43,9 44,4 45,0 węgiel kamienny 14,7 14,3 15,2 14,3 14,3 14,3 13,5 12,8 14,4 17,6 18,8 18,4 gaz ziemny 2,0 1,9 2,1 2,1 2,1 2,1 3,5 6,3 7,6 8,7 9,7 9,7 wiatr 0,1 0,1 0,1 0,2 0,5 0,7 0,9 2,2 3,4 3,6 3,6 3,6 pozostałe 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 13 grudnia

7 Prognoza wyników i wycena Na podstawie modelu DCF i wyceny porównawczej cenę docelową akcji szacujemy w perspektywie 9-mcy na poziomie 23,93 PLN. Wycena DCF waga Wycena porównawcza 50% 20,27 Wycena DCF 50% 24,26 ZałoŜenia modelu cena cena wynikowa 22,26 cena docelowa za 9 m-cy 23,93 1. Przepływy pienięŝne dyskontujemy na koniec listopada 2011 r. Przy ustalaniu wartości firmy uwzględniamy kapitały mniejszości oraz dług netto na koniec 2010 roku powiększony o wypłaconą juŝ dywidendę z zysku za rok W modelu uwzględniamy przedstawione wcześniej załoŝenia makroekonomiczne. 3. W wycenie bierzemy pod uwagę wartość posiadanych przez aktywów pozaoperacyjnych, a więc gotówkę ze sprzedaŝy 21,85% pakiet w Polkomtelu (3,2 mld PLN netto po podatku łącznie z otrzymaną w tym roku dywidendą) oraz akcje i obligacje Autostrady Wielkopolskiej (369 mln PLN). 4. Wycenę powiększamy o oczekiwany zwrot nadpłaconej akcyzy od strat sieciowych, który szacujemy na 320 mln PLN. 5. Wolne przepływy pienięŝne dla lat prognozy oczyszczamy o część sporną rekompensat KDT, poprzez zwiększenie salda naleŝności. 6. W roku 2020 amortyzacja jest wyŝsza niŝ CAPEX, co nie jest moŝliwe do utrzymania w dłuŝszym terminie, dlatego przy obliczaniu wartości rezydualnej, korygujemy wielkość amortyzacji do 3,8 mld PLN. 7. Przy obliczaniu FCF TV do wartości rezydualnej przyjmujemy marŝę EBITDA z roku Po roku 2020 zakładamy wzrost FCF na poziomie 2%. Ponadto przyjmujemy stopę wolną od ryzyka na poziomie 5,9%, współczynnik beta na poziomie 0,9. 13 grudnia

8 Model DCF wyceny akcji (mln PLN) 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Przychody ze sprzedaŝy zmiana 39,8% 4,9% 7,3% 3,5% 0,5% 3,5% 5,2% 6,6% 3,7% 1,8% 0,0% EBITDA 7 656, , , , , , , , , , ,3 marŝa EBITDA 26,8% 27,8% 25,2% 26,6% 26,8% 27,6% 28,1% 28,1% 27,8% 26,4% 26,4% Amortyzacja 2 588, , , , , , , , , , ,7 EBIT 5 068, , , , , , , , , , ,7 marŝa EBIT 17,7% 18,6% 16,6% 17,2% 16,1% 14,4% 14,7% 15,2% 15,0% 13,4% 17,1% Opodatkowanie EBIT 962, , , , ,1 950, , , , , ,5 NOPLAT 4 105, , , , , , , , , , ,2 CAPEX Kapitał obrotowy -548,7-134,7-211,2-108,7-16,6-111,5-172,9-230,2-138,5-70,2-70,2 Inwestycje kapitałowe 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF 1 244, , ,0-593,8-291,0 872, , , , , ,0 WACC 10,4% 10,4% 9,9% 9,7% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% współczynnik dyskonta 99,2% 89,8% 81,7% 74,5% 68,1% 62,2% 56,9% 52,0% 47,5% 43,4% 43,4% PV FCF 1 234,4 903, ,1-442,5-198,1 543, , , , ,8 WACC 10,4% 10,4% 9,9% 9,7% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% 9,4% Koszt długu 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% Stopa wolna od ryzyka 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% 5,90% Premia za ryzyko 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Efektywna stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Dług netto / EV 0,0% 0,0% 10,0% 15,0% 20,0% 20,7% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% Koszt kapitału własnego 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% 10,4% Premia za ryzyko 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% Beta 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Wzrost FCF po okresie prognozy 2,0% Analiza wraŝliwości Wartość rezydualna (TV) Wzrost FCF w nieskończoności Zdyskontowana wartość rezydualna (PV TV) ,0% 1,0% 2,0% 3,0% 4,0% Zdyskontowana wartość FCF w okresie prognozy WACC +1,0pp 20,67 22,09 23,84 26,07 28,99 Wartość firmy (EV) WACC +0,5pp 21,34 22,92 24,89 27,42 30,82 Dług netto 2010 (skor.) WACC 22,09 23,84 26,07 28,99 32,98 Udziałowcy mniejszościowi 599 WACC -0,5pp 22,92 24,89 27,42 30,82 35,58 Wartość udziałów w Polkomtelu WACC -01,0pp 23,84 26,07 28,99 32,98 38,77 Pozostałe aktywa pozaoperacyjne 369 NaleŜny zwrot akcyzy od strat sieciowych 320 Ostateczna wartość Liczba akcji (mln) Wartość firmy na akcję (PLN) 24,26 9-cio miesięczny koszt kapitału własnego 7,5% Cena docelowa 26,07 EV/EBITDA('12) dla ceny docelowej 6,1 P/E('12) dla ceny docelowej 11,0 Udział TV w EV 75% 13 grudnia

9 Wycena porównawcza Wycenę mnoŝnikową przeprowadziliśmy dla wskaźników P/CE i EV/EBITDA w horyzoncie Do grupy porównawczej wybraliśmy spółki energetyczne prowadzące swoją działalność zarówno w segmencie produkcji energii jak i dystrybucji, a takŝe PGNiG którego model działalności jest zbliŝony do profilu utility. W poniŝszym zestawieniu znajdują się podmioty zagraniczne oraz krajowe o duŝym stopniu zróŝnicowania jeśli chodzi o źródła wytwórcze (paliwa, poziom emisji, wiek mocy zainstalowanej), jak i udział poszczególnych obszarów aktywności w skonsolidowanych wynikach. W ostatecznej wycenie przyjęliśmy jednakowe wagi dla mnoŝników i poszczególnych lat prognozy. Dane finansowe i Tauronu na potrzeby kalkulacji wskaźników korygujemy o wielkość przychodów z rekompensat KDT, które następnie dodajemy do wyceny jako zagregowany zdyskontowany przepływ pienięŝny. Implikowana wartość akcji w tej metodzie wynosi 20,27 PLN/akcję, z czego 0,43 PLN stanowią zdyskontowane KDT-y. P/CE EV/EBITDA Cena P 2012P 2013P P 2012P 2013P EDF 19,80 3,2 3,7 3,4 3,2 4,7 5,2 4,8 4,6 E.ON AG 17,62 3,9 5,7 4,8 4,5 5,3 7,5 6,4 6,0 IBERDROLA 5,05 5,5 5,2 4,9 4,7 7,8 7,4 6,9 6,7 ENEL SPA 3,19 3,0 3,0 2,9 2,8 4,7 4,6 4,5 4,4 RWE AG 27,94 2,8 3,4 3,1 3,2 4,1 5,0 4,7 4,9 ENDESA SA 16,47 4,0 4,0 3,9 3,8 4,5 4,7 4,6 4,4 FORTUM OYJ 17,16 7,7 7,4 7,5 7,2 10,2 9,4 9,6 9,4 NATIONAL GRID PLC 6,13 8,2 7,3 6,9 6,6 10,2 9,4 9,2 8,6 CEZ 735,00 5,6 5,8 5,6 5,3 5,7 5,8 5,5 5,5 ENEA 18,51 6,3 5,9 5,3 5,0 3,9 3,5 3,1 2,8 PGNiG 4,11 5,9 8,5 5,9 4,6 6,5 10,2 5,8 4,5 TAURON (bez KDT) 5,23 4,9 4,0 3,4 3,2 4,1 3,6 3,0 2,7 Maksimum 8,2 8,5 7,5 7,2 10,2 10,2 9,6 9,4 Minimum 2,8 3,0 2,9 2,8 3,9 3,5 3,0 2,7 Mediana 5,2 5,5 4,8 4,5 5,0 5,5 5,1 4,7 (bez KDT) 19,75 6,8 4,7 5,3 5,4 5,4 5,0 4,4 4,4 (premia / dyskonto) 31,1% -13,2% 8,8% 18,5% 8,5% -10,0% -15,3% -7,5% Implikowana wycena Mediana 5,2 5,5 4,8 4,5 5,0 5,5 5,1 4,7 Waga wskaźnika 50,0% 50,0% Waga roku 0,0% 33,3% 33,3% 33,3% 0,0% 33,3% 33,3% 33,3% Implikowana wartość (PLN) 19,84 Zdyskontowana wartość KDT na akcję 0,43 Implikowana wartość (PLN) 20,27 EV/EBITDA w oparciu o dług netto na koniec grudnia

10 Rachunek wyników (mln PLN) P 2012P 2013P Przychody ze sprzedaŝy , , , , , , ,6 zmiana -5,1% -15,9% 11,4% -5,3% 39,8% 4,9% 7,3% w tym KDT 0, , ,3 334,2 550,0 250,0 50,0 EBIT, w tym 2 134, , , , , , ,6 Wydobycie i wytwarzanie 1 485, , , , , , ,5 Energetyka odnawialna 87,6 135,7 77,6 154,0 114,1 181,9 301,6 Dystrybucja energii 213,4 229,9 263,2 566,7 774,9 927, ,7 SprzedaŜ hurtowa 201,7 74,5 439,4 173,1 176,8 182,7 206,5 SprzedaŜ detaliczna 41,4 76,7 397,7 204,5 94,4 95,7 97,1 Pozostała działalność 104,2 95,3 140,5 105,3 58,6 66,2 79,3 EBIT 2 134, , , , , , ,6 zmiana -8,1% 52,8% 63,8% -21,7% 21,1% 10,2% -4,4% marŝa EBIT 9,2% 16,8% 24,7% 20,4% 17,7% 18,6% 16,6% Wynik na działalności finansowej -396,0-331,3-208,4-136,1-199,5 15,4-171,9 Wynik zdarzeń nadzwyczajnych 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pozostałe 239,2 238,6 242,2 227, ,9 0,0 0,0 Zysk brutto 1 977, , , , , , ,8 Podatek dochodowy -948,1 499, ,3 673, , ,5 982,6 Udziałowcy mniejszościowi 803,0 750,1 966,5 613,0 80,8 86,8 74,2 Zysk z działalności zaniechanej 1 845,3 0,0 0,0 24,2 0,0 0,0 0,0 Zysk netto 3 967, , , , , , ,9 zmiana 130,3% -51,6% 75,5% -10,6% 87,7% -21,3% -7,6% marŝa 17,2% 9,9% 15,6% 14,7% 19,8% 14,8% 12,8% Amortyzacja 3 840, , , , , , ,7 EBITDA 5 975, , , , , , ,4 zmiana -3,0% -2,1% 36,5% -14,3% 11,9% 8,9% -2,6% marŝa EBITDA 25,9% 30,1% 36,9% 33,4% 26,8% 27,8% 25,2% Liczba akcji na koniec roku (mln) 1 470, , , , , , ,8 EPS 2,7 1,3 1,9 1,6 3,0 2,4 2,2 CEPS 5,3 3,1 3,5 3,0 4,4 3,9 3,7 ROAE 16,3% 8,7% 12,5% 8,8% 14,4% 10,5% 9,3% ROAA 7,9% 4,2% 6,6% 5,7% 10,5% 7,7% 6,6% 13 grudnia

11 Bilans (mln PLN) P 2012P 2013P AKTYWA , , , , , , ,2 Majątek trwały , , , , , , ,4 Rzeczowe aktywa trwałe , , , , , , ,7 Wartości niematerialne i prawne 138,6 142,0 153,3 202,6 213,9 223,1 251,0 Udziały w innych podmiotach 726, , , ,5 118,5 118,5 118,5 Pozostałe aktywa trwałe 1 272, , , , , , ,1 Majątek obrotowy 6 889, , , , , , ,8 Zapasy 798, , , , , , ,2 NaleŜności krótkoterminowe 2 335, , , , , , ,0 Pozostałe aktywa obrotowe 1 028, , , , , , ,0 Środki pienięŝne i ich ekwiwalent 2 726, , , , , , ,5 (mln PLN) P 2012P 2013P PASYWA , , , , , , ,2 Kapitał własny , , , , , , ,3 Kapitał akcyjny , , , , , , ,8 Pozostałe kapitały własne 6 546, , , , , , ,5 Kapitał mniejszości 8 168, , ,4 598,8 499,7 586,4 660,7 Zobowiązania długoterminowe , , , , , , ,8 PoŜyczki i kredyty 5 739, , , , , , ,4 Pozostałe 4 730, , , , , , ,4 Zobowiązania krótkoterminowe 5 419, , , , , , ,3 PoŜyczki i kredyty 1 312, ,1 969,9 915,0 915, , ,3 Zobowiązania handlowe 1 554, , ,6 986, , , ,9 Pozostałe 2 553, , , , , , ,1 Dług 7 051, , , , , , ,8 Dług netto 4 325, , ,6-11, , , ,3 (Dług netto / Kapitał własny) 20,4% 23,5% -8,6% 0,0% -7,0% -2,6% 6,5% (Dług netto / EBITDA) 0,7 0,9-0,3 0,0-0,4-0,1 0,4 BVPS 14,5 15,5 18,0 19,8 22,3 23,1 24,2 13 grudnia

12 Przepływy pienięŝne (mln PLN) P 2012P 2013P Przepływy operacyjne 5 683, , , , , , ,5 Zysk netto 3 967, , , , , , ,9 Amortyzacja 3 840, , , , , , ,7 Kapitał obrotowy 4,6-904,6-499,5 493,4-548,7-134,7-211,2 Pozostałe -2129,9 1786,4 1789,0 448,3-1903,6 71,4 246,1 Przepływy inwestycyjne , , , , , , ,2 CAPEX , , , , , , ,9 Pozostałe 123,8-1320,3 393,6-2945,8 3580,9 357,2 379,7 Przepływy finansowe ,2-528, , , , , ,7 Emisja akcji 0,0 0, ,5-0,6 0,0 0,0 0,0 Dług ,8 288, , ,3 0, , ,9 Dywidenda (buy-back) -229,8-424, , , , , ,7 Pozostałe -814,6-392,1-337,2-159,8-351,3-341,7-551,5 Zmiana stanu środków pienięŝnych -586,4-582, , , ,1 0,0 0,0 Środki pienięŝne na koniec okresu 2 726, , , , , , ,9 DPS (PLN) 0,16 0,29 0,71 0,85 0,65 1,51 1,19 FCF 3 292,5 318, , ,1 893, , ,3 (CAPEX / Przychody ze sprzedaŝy) 15,7% 21,2% 18,6% 22,1% 17,1% 20,4% 26,6% Wskaźniki rynkowe P 2012P 2013P P/E 7,3 15,1 10,1 12,3 6,5 8,3 9,0 P/CE 3,7 6,4 5,7 6,5 4,5 5,1 5,4 P/BV 1,4 1,3 1,1 1,0 0,9 0,9 0,8 P/S 1,3 1,5 1,6 1,8 1,3 1,2 1,1 FCF/EV 8,6% 0,8% 6,7% 6,2% 2,9% 3,0% -4,4% EV/EBITDA 6,4 6,6 4,5 5,0 4,1 4,0 4,6 EV/EBIT 18,0 11,8 6,7 8,2 6,2 5,9 7,0 EV/S 1,7 2,0 1,7 1,7 1,1 1,1 1,2 DYield 0,8% 1,5% 3,6% 4,3% 3,3% 7,7% 6,0% Cena (PLN) 19,75 Liczba akcji na koniec roku (mln) 1470,6 1470,6 1730,1 1869,8 1869,8 1869,8 1869,8 MC (mln PLN) , , , , , , ,2 Kapitał udziałowców mniej. (mln PLN) 8168,0 7365,9 7681,4 598,8 499,7 586,4 660,7 EV (mln PLN) , , , , , , ,0 13 grudnia

13 Michał Marczak tel. (+48 22) Dyrektor Zarządzający Dyrektor Departamentu Analiz Strategia, Telekomunikacja, Surowce, Metale Departament Analiz: Kamil Kliszcz tel. (+48 22) Paliwa, Chemia, Energetyka Piotr Grzybowski tel. (+48 22) IT, Media Maciej Stokłosa tel. (+48 22) Budownictwo, Deweloperzy Jakub Szkopek tel. (+48 22) Przemysł Iza Rokicka tel. (+48 22) Banki Gabriela Borowska tel. (+48 22) Handel Piotr Zybała tel. (+48 22) Deweloperzy Departament SprzedaŜy Instytucjonalnej: Piotr Dudziński tel. (+48 22) Dyrektor Marzena Łempicka Wilim tel. (+48 22) Wicedyrektor Maklerzy: Emil Onyszczuk tel. (+48 22) Michał Jakubowski tel. (+48 22) Tomasz Jakubiec tel. (+48 22) Michał Stępkowski tel. (+48 22) Paweł Majewski tel. (+48 22) Zespół Obsługi Rynków Zagranicznych Adam Prokop tel. (+48 22) Kierownik Zespołu Michał RoŜmiej tel. (+48 22) Jakub Słotkowicz tel. (+48 22) Jacek Wrześniewski tel. (+48 22) Prywatny Makler Jarosław Banasiak tel. (+48 22) Dyrektor Biura Aktywnej SprzedaŜy Dom Inwestycyjny BRE Banku S.A. ul. Wspólna 47/ Warszawa 13 grudnia

14 Wyjaśnienia uŝytych terminów i skrótów: EV - dług netto + wartość rynkowa (EV- wartość ekonomiczna) EBIT - Zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny przed operacjami finansowymi, opodatkowaniem i amortyzacją BOOK VALUE - wartość księgowa WNDB - wynik na działalności bankowej P/CE - cena do zysku wraz z amortyzacją MC/S - wartość rynkowa do przychodów ze sprzedaŝy EBIT/EV- zysk operacyjny do wartości ekonomicznej P/E - (Cena/Zysk) - Cena dzielona przez roczny zysk netto przypadający na jedną akcję ROE - (Return on Equity - Zwrot na kapitale własnym) - Roczny zysk netto dzielony przez średni stan kapitałów własnych P/BV - (Cena/Wartość księgowa) - Cena dzielona przez wartość księgową przypadającą na jedną akcję Dług netto - kredyty + papiery dłuŝne + oprocentowane poŝyczki - środki pienięŝne i ekwiwalent MarŜa EBITDA - EBITDA / Przychody ze sprzedaŝy Rekomendacje Domu Inwestycyjnego BRE Banku S.A. Rekomendacja jest waŝna w okresie 6-9 miesięcy, o ile nie nastąpi wcześniejsza jej zmiana. Oczekiwane zwroty z poszczególnych rekomendacji są następujące: KUPUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji wyniesie co najmniej 15% AKUMULUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale 5%-15% TRZYMAJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale -5% do +5% REDUKUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale od -5% do -15% SPRZEDAJ - oczekujemy, Ŝe inwestycja przyniesie stratę większą niŝ 15%. Rekomendacje są aktualizowane przynajmniej raz na 9 miesięcy. Niniejsze opracowanie wyraŝa wiedzę oraz poglądy jego autorów, według stanu na dzień sporządzenia opracowania. Niniejsze opracowanie zostało sporządzone z zachowaniem naleŝytej staranności, rzetelności oraz zasad metodologicznej poprawności i obiektywizmu na podstawie ogólnodostępnych informacji, które DI BRE Banku S.A. uwaŝa za wiarygodne, w tym informacji publikowanych przez emitentów, których akcje są przedmiotem rekomendacji. DI BRE Banku S.A. nie gwarantuje jednakŝe dokładności ani kompletności opracowania, w szczególności w przypadku, gdyby informacje na których oparto się przy sporządzaniu opracowania okazały się niedokładne, niekompletne, lub nie w pełni odzwierciedlały stan faktyczny. Niniejsze opracowanie nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu instrumentów finansowych. Niniejszy dokument ani Ŝaden z jego zapisów nie będzie stanowić podstawy do zawarcia umowy lub powstania zobowiązania. Niniejsze opracowanie jest przedstawione wyłącznie w celach informacyjnych i nie moŝe być kopiowane lub przekazywane osobom trzecim. W szczególności ani niniejszy dokument, ani jego kopia nie mogą zostać bezpośrednio lub pośrednio przekazane lub wydane w USA, Australii, Kanadzie, Japonii. DI BRE Banku S.A. nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania, ani za szkody poniesione w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie niniejszego opracowania. Do rekomendacji wybrano istotne dane z całej historii Spółki będącej przedmiotem rekomendacji ze szczególnym uwzględnieniem okresu jaki upłynął od poprzedniej rekomendacji Inwestowanie w akcje wiąŝe się z szeregiem ryzyk związanych miedzy innymi z sytuacją makroekonomiczną kraju, zmianą regulacji prawnych, zmianami sytuacji na rynkach towarowych. Wyeliminowanie tych ryzyk jest praktycznie niemoŝliwe. Jest moŝliwe, Ŝe DI BRE Banku S.A. świadczy, będzie świadczyć, lub w przeszłości świadczył usługi na rzecz przedsiębiorców i innych podmiotów wymienionych w niniejszym opracowaniu. Raport nie został przekazany do emitenta przed jego publikacją. DI BRE Banku S.A. otrzymuje wynagrodzenie od emitenta za świadczone usługi. DI BRE Banku, jego akcjonariusze i pracownicy mogą posiadać długie lub krótkie pozycje w akcjach emitenta lub innych instrumentach finansowych powiązanych z akcjami emitenta. Powielanie bądź publikowanie niniejszego opracowania lub jego części, lub rozpowszechnianie w inny sposób informacji zawartych w niniejszym opracowaniu wymaga uprzedniej, pisemnej zgody DI BRE Banku S.A. Adresatami rekomendacji są wszyscy Klienci Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA. Nadzór nad działalnością Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA sprawuje Komisja Nadzoru Finansowego. Osoby, które nie uczestniczyły w przygotowaniu rekomendacji ale miały lub mogły mieć dostęp do rekomendacji przed jej przekazaniem do publicznej wiadomości, to osoby zatrudnione w DI BRE Banku S.A. upowaŝnione do bezpośredniego dostępu do pomieszczeń, w których opracowywane były rekomendacje, inne niŝ analitycy wymienieni jako sporządzający niniejszą rekomendację. Silne i słabe strony metod wyceny zastosowanych w rekomendacji: DCF uwaŝana za najbardziej właściwą metodologicznie techniką wyceny; polega ona na dyskontowaniu przepływów finansowych generowanych przez spółkę; jej wadą jest duŝa wraŝliwość na zmiany załoŝeń prognostycznych w modelu Wskaźnikowa opiera się na porównaniu mnoŝników wyceny firm z branŝy; prosta w konstrukcji, lepiej niŝ DCF odzwierciedla bieŝący stan rynku; do jej wad moŝna zaliczyć duŝą zmienność (wahania wraz z indeksami giełdowymi) oraz trudność w doborze grupy porównywalnych spółek. Ostatnie wydane rekomendacje dotyczące rekomendacja Akumuluj Akumuluj Kupuj data wydania kurs z dnia rekomendacji 23,64 24,15 19,01 WIG w dniu rekomendacji 49266, , ,56 13 grudnia