RAPORT Trzymaj (obniżona) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 5.75 Cena docelowa (PLN) 5.88 Min 52 tyg (PLN) 4.17 Max 52 tyg (PLN) 6.55 Kapitalizacja (mln PLN) 33925.00 EV (mln PLN) 39457.18 Liczba akcji (mln szt.) 5900.00 Free float 27.6% Free float (mln PLN) 9363.30 Śr. obrót/dzień (mln PLN) 31.50 Kod Bloomberga PGN PW Kod Reutersa PGNI.WA Zmiana kursu PGNiG WIG 1 miesiąc -0.9% 0.1% 3 miesiące -6.5% 12.1% 6 miesięcy -5.1% 15.0% 12 miesięcy 35.9% 21.9% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Państwa 72.4 Poprzednie rekom. data cena doc. Kupuj 2013-04-09 6.60 PGNiG S.A. Sektor paliwowy Rok pod znakiem liberalizacji rynku gazu Po bardzo dobrym 2013 r. oraz skokowym wzroście wolumenów wydobycia ropy naftowej PGNiG w przyszłym roku będzie przede wszystkim zmuszony stawić czoła liberalizacji rynku gazu. Biorąc pod uwagę szanse i zagrożenia jakie niesie ten proces oraz stabilizację wyników spółki zalecamy trzymanie akcji PGNiG. Liberalizacja rynku gazu - stopniowa utrata udziałów w rynku Postępująca liberalizacja rynku gazu oznacza stopniową utratę udziałów rynkowych PGNiG, a tempo ich utraty będzie zależne od ilości podmiotów wchodzących na rynek gazu oraz relacji cenowych pomiędzy rynkiem OTC a kontraktami giełdowymi. Jeżeli uwzględnimy koszty związane z zakupem gazu (koszty przesyłu z zagranicy, koszty transakcyjne) oraz ciągłość i bezpieczeństwo dostaw klienci będą dywersyfikować swoje portfele zakupowe pomiędzy rynkiem OTC a zakupami na giełdzie w zależności od ceny gazu danego dostawcy. Liberalizacja rynku gazu - uwolnienie cen tylko na hurtowym rynku gazu Ze względu na uwolnienie cen gazu tylko dla odbiorców przemysłowych liberalizacja rozumiana jako konkurowanie ceną będzie miała miejsce jak na razie tylko wśród największych klientów oraz sektora małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP) z uwzględnieniem bieżących ograniczeń infrastruktury przesyłowej. Fizyczny rewers szansą i zagrożeniem dla PGNiG Zgodnie z planami Gaz-Systemu w 2014 r. ma zostać uruchomiony fizyczny rewers, pozwalający na fizyczny import gazu z zagranicy. Bez wątpienia jest to szansa na zaistnienia na polskim rynku gazu dla wielu alternatywnych dostawców. Pod drugie fizyczny rewers pozwoli na pojawienie się w Polsce gazu odzwierciedlającego notowania gazu z hubów Europy (plus koszty przesyłu) co pozwoli na ustalenie rynkowej ceny gazu, umożliwiającej realizację dodatnich marż i prowadzenie opłacalnej działalności, co będzie zarówno szansą i zagrożeniem dla PGNiG jeśli chodzi o rentowność na handlu gazem. 6,6 5,7 4,8 3,9 20 lis 5 lut 19 kwi 3 lip 12 wrz 25 lis PGNiG WIG znormalizowany PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15 02-515 Warszawa PGNiG Monika Kalwasińska (0-22) 521-79-41 monika.kalwasinska@pkobp.pl Stabilizacja wydobycia ropy naftowej i gazu w 2014 r. Przyszły rok w segmencie wydobycia przyniesie stabilizację wolumenów wydobycia ropy i gazu, dlatego też rentowność segmentu będzie w dużej mierze zależna od rynkowych cen gazu i ropy naftowej oraz dyscypliny kosztowej. Obniżamy rekomendację z KUPUJ do TRZYMAJ z ceną docelową 5,88 PLN/akcję. Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 28730 32518 32585 32302 32065 EBITDA 4601 6822 6866 6912 6754 EBIT 2533 4454 4503 4512 4295 Zysk netto 2234 3098 3212 3236 3322 Zysk skorygowany 2236 3098 3212 3236 3322 EPS (PLN) 0.38 0.53 0.54 0.55 0.56 DPS (PLN) 0.00 0.12 0.16 0.11 0.11 CEPS (PLN) 0.73 0.93 0.94 0.96 0.98 P/E 15.17 10.95 10.56 10.49 10.21 P/BV 1.25 1.14 1.06 0.98 0.91 EV/EBITDA 8.58 5.78 5.75 5.71 5.84 P - prognoza PKO DM Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Podsumowanie inwestycyjne Infrastruktura gazowa niezbędna w procesie liberalizacji rynku gazu W Polsce przesył gazu ma miejsce przy wykorzystaniu sieci przesyłowych należących do OGP Gaz-System S.A. Długość sieci przesyłowej na koniec 2012 r. wyniosła 10 033 km, a wolumen przesłanego gazu to aż 16,3 mld m3. Główne zadanie Gaz-Systemu to transport gazu siecią przesyłową na terenie całego kraju do sieci dystrybucyjnych oraz do odbiorców końcowych podłączonych do systemu przesyłowego. Źródło: www.gaz-system.pl Mimo wzrostu inwestycji w infrastrukturę gazową nadal problemem jest stopień pokrycia kraju odpowiednią długością gazociągów, co powoduje, że występują tereny o gęstej sieci gazociągów jak i tzw. "białe plamy", zwłaszcza w północno-wschodniej części Polski. Stopień gazyfikacji kraju szacuje się na około 50-60%. OGP Gaz-System S.A. jest także operatorem polskiego odcinka gazociągu jamalskiego, który stanowi gazociąg tranzytowy będący własnością SGT EuRoPolGAZ S.A. w Warszawie. 2
Mapa systemu gazociągów tranzytowych Źródło: www.gaz-system.pl Zgodnie z planami spółki Gaz-System S.A. ma ona wybudować do 2014 r. ponad 1000 km nowych gazociągów przesyłowych, zlokalizowanych głównie w północno-zachodniej i centralnej części kraju. Pozostałe inwestycje spółki będą dotyczyły dalszej rozbudowy krajowego systemu przesyłowego, budowie terminalu LNG oraz systemu interkonektorów, umożliwiając tym samym połączenie z europejskim systemem przesyłowym. Dzięki przeprowadzonym w 2011 r. inwestycjom w rozbudowę infrastruktury gazowej oraz wprowadzenie usługi wirtualnego rewersu na gazociągu jamalskim Polska zyskała możliwość importu do Polski około 3,3 mld m3 gazu rocznie z nowych źródeł. Według szacunków Gaz-Systemu do 2015 r. Polska będzie miała możliwość importowania mniej niż 50% gazu ze wschodu dzięki dalszym inwestycjom w rozbudowę systemu przesyłowego, co umożliwi dywersyfikację dostaw, przyczyniając się do rozwoju rynku gazu w Polsce oraz zwiększenia poziomu konkurencji wśród dostawców. 3
Źródło: www.gaz-system.pl Dalsza dywersyfikacja dostaw gazu będzie możliwa jeśli nastąpi kontynuacja planów rozbudowy interkonektorów oraz wewnętrznej sieci przesyłowej. Jedną z ciekawszych inwestycji jest budowa gazowego korytarza północ-południe, którego zadaniem będzie połączenie terminala LNG w Świnoujściu z sieciami gazowymi Czech, Słowacji, Ukrainy i pozostałych państw południowej Europy. Budowa połączenia północ-południe pozwoli także na lepsze wykorzystanie możliwości terminalu LNG i istniejącej infrastruktury. Źródło: www.gaz-system.pl 4
Bardzo ważnym uzupełnieniem sieci przesyłowej w systemie gazowniczym danego kraju są podziemne magazyny gazu, które m.in. pozwalają na zniwelowanie efektu sezonowości związane z większym wykorzystaniem gazu na cele grzewcze w miesiącach chłodnych. Dodatkowo w podziemnych magazynach gazu gromadzone są obowiązkowe zapasy gazu, służące zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego państwa. Obecnie w Polsce mamy 8 podziemnych magazynów gazu (PMG), które stanowią własność PGNIG poprzez spółkę zależną Operator Systemu Magazynowania Sp. z o. o. Sześć to magazyny gazu wysokometanowego (PMG Wierzchowice, PMG Husów, KPMG Mogilno, PMG Strachocina, PMG Swarzów, PMG Brzeźnica), a dwa służą do magazynowania gazu zaaztowanego (PMG Daszewo oraz PMG Bonikowo). OSM planuje rozbudowę czterech magazynów oraz budowę nowego w Kosakowie, co pozwoli na lepsze zarządzanie sprzedażą gazu w okresie całego roku, a przede wszystkim pozwoli na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Źródło: www.pgnig.pl 5
Fizyczny rewers kolejnym krokiem do liberalizacji rynku gazu Zgodnie z podpisanym porozumieniem z 2012 r. pomiędzy OGP Gaz-System a GASCADE Gastrasnport GmbH dzięki rozbudowie stacji pomiarowej Mallnow w 2014 r. nastąpi udostępnienie usługi fizycznego rewersu. Dzięki jej uruchomieniu zostaną zwiększone techniczne możliwości przesyłania gazu ziemnego gazociągiem jamalskim i fizyczny przepływ gazu z Niemiec do Polski. Fizyczny rewers wzmocni usługę tzw. rewersu wirtualnego, która nie zapewnia ciągłego przepływu gazu, a co za tym idzie ciągłości dostaw. Jak na razie brak danych odnośnie wielkości dostaw, jakie będą mogły być realizowane w ramach fizycznego rewersu oraz kiedy zostanie on uruchomiony. Bez wątpienia jednak jest to ogromna szansa zaistnienia na polskim rynku gazu dla wielu alternatywnych dostawców, którzy będą mogli poza ceną konkurować także stabilnością dostaw. Uwolnienie cen gazu - taryfy przeszkodą w liberalizacji rynku gazu? Jeszcze do niedawana w Polsce istniał prawny obowiązek zatwierdzania przez URE taryf na gaz ziemny dla wszystkich grup odbiorców, zarówno na rynku hurtowym jak i detalicznym. Po wejściu w życie nowelizacji prawa energetycznego z dn. 11.09.2013 r. oraz wprowadzeniu obliga giełdowego prezes URE zwolnił z obowiązku taryfowego przedsiębiorstwa działające na rynku hurtowym oraz pozwolił na uwolnienie cen gazu dla firm, które zużyły w poprzednim roku kalendarzowym co najmniej 25 mln m3 gazu wysokometanowego (najwięksi przemysłowi odbiorcy gazu, ich liczbę szacuje się na 32 podmioty). W przyszłym roku po wprowadzeniu kolejnego poziomu obliga ceny gazu mogą zostać uwolnione dla kolejnych 300 spółek przemysłowych. Mimo poczynionych kroków prawnych w celu rozpoczęcia handlu gazem na TGE wolumeny sprzedaży jak na razie są niewielkie ze względu na niekorzystną strukturę taryf, która powoduje, że ceny hurtowe gazu są wyższe niż ceny gazu w obowiązującej taryfie na klientów indywidualnych. Taka sytuacja powoduje, że niezależni dostawcy handlujący gazem nie są w stanie wypracować dodatniej marży na jego sprzedaży, gdyż gaz jest sprzedawany po cenach uniemożliwiających realną konkurencję. Patrząc na relacje pomiędzy cenami gazu na TGE, a poziomami na rynkach zachodnich widać, iż bez uwzględnienia kosztów transportu oraz giełdowych kosztów transakcyjnych ofertowe ceny gazu w Polsce były zbliżone do poziomu obowiązującej taryfy, co skutecznie zniechęcało do zwierania transakcji. Ponieważ PGNiG jest zobowiązany w tym roku do sprzedaży na giełdzie około 1,5 mld m3 gazu na początku października br. spółka poinformowało o wprowadzeniu nowej polityki cenowej na TGE, która miała na celu oferowanie gazu po cenach rynkowych bardziej odzwierciedlających notowania na rynkach zagranicznych. 6
Źródło: Prezentacja wyników finansowych GK PGNiG za 1-3Q2013 Zaoferowanie gazu po cenach niższych niż notowania na giełdach zachodnich przełożyło się na wzrost zarówno wolumenu transakcji na rynku terminowym (RTTg) jak i na rynku spot (RDNg). Niemniej jednak poziom wolumenów nadal jest niski, co zapewne w dużej mierze związane jest z występowaniem niekorzystnej struktury taryfy, faworyzującej klientów indywidualnych. Miesięczne obroty gazu na rynku terminowym (MWh) Źródło: www.tge.pl Miesięczne obroty gazu na rynku spot (MWh) Źródło: www.tge.pl 7
Wszystko wskazuje na to, że dopóki nie nastąpi zmiana relacji pomiędzy cenami gazu w hurcie i detalu oraz odchodzenie od obowiązku zatwierdzenia taryf na gaz rynek gazu nie rozwinie się w stopniu wystarczającym do zaistnienia realnej konkurencji. Jeżeli weźmiemy pod uwagę deklaracje URE, iż zniesienie taryf dla klientów indywidualnych nie nastąpi wcześniej niż przed 2016 r. to oznacza to, iż jak na razie konkurencja na rynku gazu pojawi się wyłącznie w hurtowym handlu gazem. Oznacza to, że liberalizacja rozumiana jako konkurowanie ceną będzie miała miejsce wśród największych odbiorców przemysłowych oraz sektora małych i średnich przedsiębiorstw z uwzględnieniem bieżących ograniczeń infrastruktury przesyłowej. Szacuje się, że w obrębie małych i średnich przedsiębiorstw istnieje około 200 tys. podmiotów, tak więc jest o co walczyć. Istotna kwestia, która jest często poruszana przez niezależnych dostawców gazu dotyczy średnioważonego kosztu zakupu gazu realizowanego przez PGNiG, na bazie którego wyznaczana jest cena taryfowa. Ze względu na tani gaz krajowy w zależności od uwarunkowań rynkowych średnioważona cena pozyskania gazu jest niższa niż notowania na zachodnich giełdach gazu, co powoduje, że żadnemu dostawcy nie opłaca się sprowadzać gazu, który cenowo nie będzie konkurencyjny w stosunku do oferty z PGNiG. Teoretycznie PGNiG mógłby w takiej sytuacji podwyższyć ceny, ale obowiązek realizacji giełdowego obliga powoduje, że w pewien sposób spółka jest zmuszana do oferowania cen, po których nastąpi zawarcie transakcji, gdyż w przeciwnym razie nie spełni ustawowego obowiązku. Jest to więc quasi liberalizacja, gdyż w nierównomierny sposób pozwala na realizację dodatniej marży na sprzedaży gazu poszczególnym uczestnikom rynku. Dopiero pełne uwolnienie taryf (zarówno w hurcie i detalu) pozwoli na rozwój konkurencyjnego rynku, który będzie odzwierciadlał notowania giełd zachodnich, pozwalając odbiorcom gazu na wybór najatrakcyjniejszej oferty cenowej pomiędzy rynkiem OTC a kontraktami giełdowymi. EUR/mwh 40 35 30 25 20 15 10 5 Ceny gazu w Europie PLN/1000 m3 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Źródło: Bloomberg ceny gazu w EUR/mwh ceny gazu w PLN/m3 8
Rosnąca konkurencja oraz prawo zmiany dostawcy gazu Wraz z postępującą liberalizacją rynku gazu udziały rynkowe PGNiG bez wątpienia będą spadały. Wpływ na to będzie miała rosnąca ilość podmiotów wchodzących na liberalizujący się rynek gazu. Poza niezależnymi pośrednikami, handlem gazem zamierzają także zająć się firmy energetyczne, oferując tzw. ofertę dual-fuel czyli sprzedaż prądu i gazu w pakiecie. W celu minimalizacji tempa spadku udziałów rynkowych PGNiG zamierza uruchomić Oddział Obrotu Hurtowego, który ma za zadanie budowę pozycji PGNiG na rynku hurtowym w kraju i za granicą. Jak na razie wielu dużych odbiorców przemysłowych jest związana z PGNiG poprzez długoterminowe umowy sprzedaży gazu, które obligują do odbioru określonych wielkości surowca, co ogranicza ich elastyczność zakupową. Jest to jedna z barier, która w pewien sposób spowalnia tempo rozwoju rynku gazu poprzez ograniczanie możliwości wyboru dostawcy, oferującego najkorzystniejszą ofertę. Nawet gdyby doszło do rozwiązania umów długoterminowych część dużych odbiorców ze względu na bezpieczeństwo dostaw nadal będzie dokonywało zakupu gazu na rynku OTC, uzupełniając w około 30-40% portfel zakupowy gazu kontraktami giełdowymi. Tak więc kluczowa kwestia to jaką marże na sprzedaży PGNiG jest w stanie realizować na docelowym portfelu klientów. Umiarkowany wzrost wydobycia w 2014 r. Zgodnie z podaną prognozą wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej w latach 2013-2014 PGNiG planuje w perspektywie następnego roku zwiększenie wydobycia głównie w zakresie ropy naftowej. Wzrost wolumenu wydobycia będzie niewielki i wyniesie tylko 95 tys. ton zarówno na bazie złóż krajowych i zagranicznych. Sądzimy, iż najprawdopodobniej gros tego wzrostu będzie pochodziło z optymalizacji wydobycia na złożu Skarv. Tak niewielki wzrost wydobycia oznacza, iż wynik segmentu wydobycia w 2014 r. będzie w dużej mierze zależny od cen ropy i gazu oraz dyscypliny kosztowej. Prognoza wydobycia ropy naftowej Polska Zagranica/Norwegia 310 1185 780 2013 2014 Źródło: PGNiG S.A. 9
W perspektywie najbliższych 10-11 lat poziom wydobycia w Norwegii ma ustabilizować się pomiędzy 11-14 tys. baryłek ekwiwalentu ropy rocznie. Jednocześnie na posiadanej koncesji planowane są badania, których celem jest udokumentowanie kolejnych zasobów, pozwalających na przedłużenie produkcji w następnych latach. Poza pracami na złożu Skarv i Snad PGNiG zamierza aktywnie poszukiwać innych koncesji w basenie mórz Północnego, Norweskiego oraz Barentsa. Wycena spółki Do wyceny spółki PGNIG S.A posłużyliśmy się dwoma metodami wyceny (DCF oraz wskaźnikowa). W wyniku zastosowania obu metod otrzymaliśmy wycenę spółki na poziomie 5,88 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 w początkowych latach będą wiązały się z kosztami planowanych inwestycji, w kolejnych latach ulegną obniżeniu. Wolne przepływy pieniężne spółki zostały zdyskontowane na dzień 1.1.2014 r. Do sporządzenia wyceny DCF przyjęliśmy następujące założenia: stopa w wolna od ryzyka w wysokości 4,4% (rentowność 10-letnich obligacji skarbowych), premia za ryzyko 5%, beta = 1x, realna stopa wzrostu po okresie prognozy = 2%, prognozowany dług netto na koniec 2013 r., wycena jest powiększona o wartość księgową posiadanego przez PGNiG pakietu spółki EuRoPolGaz i Gas-Tradingu w kwocie 729 mln PLN. 10
Rachunek zysków i strat (mln PLN) 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P IIIQ 12 I-IIIQ 12 IIIQ 13P I-IIIQ 13P Przychody netto ze sprzedaży 23 004 28 730 32 518 32 585 32 302 32 065 5 300 20 064 6 213 23 003 zmiana 8.1% 24.9% 13.2% 0.2% -0.9% -0.7% 17.6% 25.2% 17.2% 14.6% EBITDA 3 259 4 601 6 822 6 866 6 912 6 754 524 1 476 1 472 4 808 zmiana -25.3% 41.2% 48.3% 0.6% 0.7% -2.3% -27.8% -42.8% 180.7% 225.8% EBIT 1 686 2 533 4 454 4 503 4 512 4 295-25 -77 881 3 055 zmiana -41.6% 50.3% 75.9% 1.1% 0.2% -4.8% - - - - Zysk netto 1 626 2 234 3 098 3 212 3 236 3 322 65 48 654 2 079 zmiana -33.8% 37.4% 38.7% 3.7% 0.7% 2.7% -79.6% -96.4% - - Zysk netto skorygowany 1 627 2 236 3 098 3 212 3 236 3 322 66 53 352 3 661 zmiana -9.5% 37.4% 38.5% 3.7% 0.7% 2.7% -79.3% -96.0% 432.9% - Marża EBITDA 14.2% 16.0% 21.0% 21.1% 21.4% 21.1% 9.9% 7.4% 23.7% 20.9% Marża EBIT 7.3% 8.8% 13.7% 13.8% 14.0% 13.4% -0.5% -0.4% 14.2% 13.3% Rentowność netto 7.1% 7.8% 9.5% 9.9% 10.0% 10.4% 1.2% 0.2% 10.5% 9.0% Źródło: Spółka, PKO DM Wybrane pozycje bilansu i CF (mln PLN) 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Aktywa ogółem 37 964 47 917 50 002 52 294 54 649 56 992 Aktywa trwałe 30 435 37 084 38 072 39 568 40 932 42 330 Aktywa obrotowe 7 529 10 833 11 930 12 726 13 717 14 662 Kapitał własny 24 497 27 247 29 629 31 912 34 505 37 180 Zobowiązania i rezerwy ogółem 13 468 20 670 20 373 20 382 20 144 19 812 Dług netto 3 494 8 263 5 532 4 753 3 494 2 192 Kapitał obrotowy 2 106 4 771 3 414 3 421 3 392 3 367 Kapitał zaangażowany 27 991 35 510 35 161 36 665 37 999 39 372 Środki pieniężne z działalności operacyjnej 2 468 2 552 7 123 5 887 5 978 6 107 Środki pieniężne z działalności inwestycyjnej -4 019-6 149-3 353-3 856-3 761-3 853 Środki pieniężne z działalności finansowej 1 682 4 040-2 038-1 252-1 158-1 252 Środki pieniężne na koniec okresu 1 503 1 947 3 679 4 458 5 517 6 519 Dług netto/ebitda 1.07 1.80 0.81 0.69 0.51 0.32 ROE 6.8% 8.6% 10.9% 10.4% 9.7% 9.3% ROACE 4.5% 6.0% 9.4% 9.3% 8.3% 7.6% Źródło: Spółka, PKO DM Wycena DCF (mln PLN) 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P Prognozy EBIT 4 503 4 512 4 295 4 186 4 267 4 234 4 337 4 313 4 179 4 506 Stopa podatkowa 25% 25% 26% 26% 31% 31% 32% 33% 32% 34% NOPLAT 3 400 3 393 3 200 3 112 2 927 2 911 2 968 2 899 2 824 2 979 Amortyzacja 2 363 2 400 2 458 2 536 2 531 2 642 2 653 2 721 2 793 2 816 Nakłady inwestycyjne 3 859 3 764 3 856 3 756 3 686 3 593 3 513 3 436 3 379 3 379 Inwestycje w kapitał obrotowy 7-30 -25 4 18 19 24 21 7 57 FCF 1 897 2 059 1 827 1 888 1 753 1 942 2 085 2 163 2 231 2 359 Kalkulacja WACC Dług/(Dług+Kapitał) 22% 21% 19% 17% 16% 14% 13% 11% 11% 10% Stopa wolna od ryzyka 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% 4.4% Premia rynkowa 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% 5.0% Beta 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 Koszt długu po opodatkowaniu 4.8% 4.8% 4.8% 4.8% 4.4% 4.4% 4.4% 4.3% 4.3% 4.2% Koszt kapitału 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% 9.4% WACC 8.4% 8.5% 8.5% 8.6% 8.6% 8.7% 8.8% 8.8% 8.9% 8.9% Wycena DFCF 1 750 1 751 1 430 1 357 1 160 1 177 1 157 1 099 1 040 1 008 Suma DFCF 12 928 Zdyskontowana wartość rezydualna 18 056 realna stopa wzrostu FCF po roku 2022 = 2% Dług netto 5 532 Kapitały mniejszości 4 Wartość spółki 26 185 Liczba akcji (mln sztuk) 5 900.000 Wartość 1 akcji 01.01.14 (PLN) 4.44 Cena docelowa (PLN) 5.88 Źródło: PKO DM Wycena porównawcza Kraj notow. Ticker Kapital. (mln) P/E EV/EBITDA EUR USD 2013 2014 2015 2013 2014 2015 ENAGAS SA SPAIN ENG SM 4 633 6 304 11.43 11.41 11.12 8.00 7.95 7.79 E.ON SE GERMANY EOAN GR 28 424 38 680 11.85 13.62 13.03 5.27 5.61 5.55 GAS NATURAL SDG SA SPAIN GAS SM 18 388 25 022 13.21 13.32 12.52 6.85 6.95 6.78 GDF SUEZ FRANCE GSZ FP 41 247 56 129-12.51 11.95 6.96 7.06 6.92 PREMIER OIL PLC BRITAIN PMO LN 1 981 2 696 9.08 7.52 6.89 3.89 3.10 2.66 DUKE ENERGY CORP USA DUK US 36 335 49 441 16.20 15.32 14.66 10.59 9.92 9.50 PIEDMONT NATURAL GAS CO USA PNY US 1 843 2 507 18.83 18.31 17.04 12.26 10.34 9.83 NATIONAL GRID PLC BRITAIN NG/ LN 34 820 47 380 14.35 14.99 14.15 10.22 9.71 9.25 SNAM SPA ITALY SRG IM 13 330 18 140 14.39 13.64 13.18 9.43 9.28 8.95 CENTRICA PLC BRITAIN CNA LN 20 860 28 385 12.58 12.00 11.14 5.46 5.19 4.97 BG GROUP PLC BRITAIN BG/ LN 51 577 70 180 16.39 14.86 11.82 8.07 7.09 5.69 ENI SPA ITALY ENI IM 64 725 88 078 13.23 10.65 9.45 3.57 3.14 2.95 RWE AG GERMANY RWE GR 17 276 23 510 7.22 11.29 11.60 3.76 4.36 4.42 Mediana 13.21 13.32 11.95 6.96 7.06 6.78 PGNiG Polska PGN PW 8 226 10 728 10.95 10.56 10.49 5.78 5.75 5.71 Premia/(dyskonto) w wycenie rynkowej spółki -17.1% -20.7% -12.3% -17.0% -18.5% -15.8% Implikowana wartość 1 akcji (PLN) 6.94 7.25 6.56 7.12 7.27 7.00 Źródło: Bloomberg, PKO DM 11
Biuro Analiz Rynkowych Telefony kontaktowe Dyrektor Artur Iwański Sektor wydobywczy (022) 5217931 artur.iwanski@pkobp.pl Przemysł paliwowy, chemiczny, spożywczy Sektor energetyczny, deweloperski Sektor finansowy Handel, media, telekomunikacja, informatyka Przemysł, budownictwo, inne PKO Dom Maklerski ul. Puławska 15, 02-515 Warszawa tel. (0-22) 521-80-00, fax (0-22) 521-79-46 e-mail: infodm@pkobp.pl Monika Kalwasińska (022) 521 79 41 monika.kalwasinska@pkobp.pl Stanisław Ozga (022) 521 79 13 stanislaw.ozga@pkobp.pl Jaromir Szortyka (022) 580 39 47 jaromir.szortyka@pkobp.pl Włodzimierz Giller (022) 521 79 17 wlodzimierz.giller@pkobp.pl Piotr Łopaciuk (022) 521 48 12 piotr.lopaciuk@pkobp.pl Analiza techniczna Analiza techniczna Przemysław Smoliński (022) 521 79 10 przemyslaw.smolinski2@pkobp.pl Paweł Małmyga (022) 521 65 73 pawel.malmyga@pkobp.pl Biuro Klientów Instytucjonalnych Wojciech Żelechowski (0-22) 5217919 Piotr Dedecjus (0-22) 5219140 wojciech.zelechowski@pkobp.pl piotr.dedecjus@pkobp.pl Dariusz Andrzejak (0-22) 5219139 Maciej Kałuża (0-22) 5219150 dariusz.andrzejak@pkobp.pl maciej.kaluza@pkobp.pl Krzysztof Kubacki (0-22) 5219133 Igor Szczepaniec (0-22) 5216541 krzysztof.kubacki@pkobp.pl igor.szczepaniec@pkobp.pl Tomasz Ilczyszyn (0-22) 5218210 Marcin Borciuch (0-22) 5218212 tomasz.ilczyszyn@pkobp.pl marcin.borciuch@pkobp.pl Michał Sergejev (0-22) 5218214 Joanna Wilk (0-22) 5214893 michal.sergejev@pkobp.pl joanna.wilk@pkobp.pl Tomasz Zabrocki (0-22) 5218213 Mark Cowley (0-22) 5215246 tomasz.zabrocki@pkobp.pl mark.cowley@pkobp.pl Objaśnienie używanej terminologii fachowej min (max) 52 tyg - minimum ( maksimum) kursu rynkowego akcji w okresie ostatnich 52 tygodni kapitalizacja - iloczyn ceny rynkowej akcji i liczby akcji EV - suma kapitalizacji i długu netto spółki free float (%) - udział liczby akcji ogółem pomniejszonej o 5% pakiety akcji znajdujące się w posiadaniu jednego akcjonariusza i akcje własne należące do spółki, w ogólnej liczbie akcji 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 Rekomendacje stosowane przez DM 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 wydawane przez DM obowiązują przez okres 12 miesięcy od daty wydania lub do momentu zrealizowania kursu docelowego, chyba, że w tym okresie zostaną zaktualizowane. DM dokonuje aktualizacji wydawanych rekomendacji w zależności od sytuacji rynkowej i subiektywnej oceny analityków. Częstotliwość takich aktualizacji nie jest określona. Zastrzeżenie o spekulacyjnym charakterze rekomendacji oznacza, że horyzont inwestycji jest skrócony do 3 miesięcy, a inwestycja jest obarczona podwyższonym ryzykiem. Stosowane metody wyceny DM opiera się zasadniczo na trzech metodach wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobnymi wskaźnikami dla innych firm reprezentujących dany sektor) 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. Powiązania, które mogłyby wpłynąć na obiektywność sporządzonej rekomendacji DM PKO BP pełni funkcję animatora rynku dla spółki PGNiG, PKO BP jest kredytodawcą spółki. Skarb Państwa, podmiot dominujący PKO BP i strona licznych umów z bankiem posiada 72,48% akcji i głosów PGNiG. Zgodnie z naszą wiedzą, pomiędzy DM oraz analitykiem sporządzającym niniejszy raport a spółką, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w 9 i 10 Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 19 października 2005 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów. Inwestor powinien zakładać, że DM ma zamiar złożenia oferty świadczenia usług spółce, której dotyczy raport. Pozostałe klauzule Niniejsza publikacja została opracowana przez Dom Maklerski PKO BP S.A. wyłącznie na potrzeby klientów DM i podlega utajnieniu w okresie siedmiu następnych dni po dacie publikacji. Rozpowszechnianie lub powielanie w całości lub w części bez pisemnej zgody DM jest zabronione. Niniejsza publikacja została przygotowana z dochowaniem należytej staranności, w oparciu o fakty i informacje uznane za wiarygodne (w szczególności sprawozdania finansowe i raporty bieżące spółki), jednak DM nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania publikacji były wszelkie informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM bez uzgodnień ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeń, które w przyszłości mogą okazać się nietrafne. DM nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM może świadczyć usługi na rzecz firm, których dotyczą analizy. DM nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w niniejszej analizie. Podmiotem sprawującym nadzór nad DM w ramach prowadzonej działalności jest Komisja Nadzoru Finansowego.