RAPORT Trzymaj (niezmieniona) Dane podstawowe Cena bieżąca (PLN) 4.79 Cena docelowa (PLN) 5.03 Min 52 tyg (PLN) 4.17 Max 52 tyg (PLN) 6.55 Kapitalizacja (mln PLN) 28 261.00 EV (mln PLN) 33 095.00 Liczba akcji (mln szt.) 5 900.00 Free float 27.6% Free float (mln PLN) 7 800.04 Śr. obrót/dzieo (mln PLN) 22.37 Kod Bloomberga PGN PW Kod Reutersa PGNI.WA Zmiana kursu WIG 1 miesiąc 1.5% 1.4% 3 miesiące -7.5% -1.1% 6 miesięcy -17.9% -3.9% 12 miesięcy -22.1% 9.9% Akcjonariat % akcji i głosów Skarb Paostwa 72.40 Poprzednie rekom. data cena doc. Trzymaj 2013-12-02 5.88 Wyniki pod presją liberalizacji Sektor paliwowy W 2014 r. znacząca kontrybucja do wyników będzie pochodziła z segmentu wydobywczego oraz dystrybucyjnego. Pozytywnym zaskoczeniem do całorocznych zysków może byd dodatni wynik w segmencie handlu gazem jeżeli utrzymają się niskie ceny gazu. W związku z brakiem przełomowych zmian w strategii spółki rekomendujemy nadal trzymanie akcji PGNIG. Wyniki I kw. 2014 r pod wpływem uwarunkowao pogodowych W I kw.2014 PGNIG pokazał bardzo dobre wyniki, osiągając EBITDA na poziomie 2.2 mld PLN (+10% r/r), natomiast zysk netto wyniósł 1.2 mld PLN. Wypracowaniu tak dobrych wyników pomogła ciepła zima i wyjątkowo wysokie temperatury, które przełożyły się na spadki cen gazu na giełdach europejskich w połączeniu z korzystną strukturą pozyskania gazu w 1Q14 r. oraz wzrost wolumenów wydobycia ropy naftowej. Trzeba jednak pamiętad, iż struktura zakupu gazu w kolejnych kwartałach nie będzie już tak korzystna jak w 1Q14 ze względu na koniecznośd realizacji warunku "take-or-pay", co oznacza iż PGNIG w nadchodzących kwartałach będzie musiał kupid więcej gazu z kierunku rosyjskiego. Opóźniająca się liberalizacja rynku gazu Dotychczasowy przebieg procesu liberalizacji rynku gazu rozczarowuje wielu uczestników ze względu na niski poziom obrotów na TGE oraz obowiązek taryfowania sprzedaży gazu. W celu wypełnienia konieczności obliga gazowego w 2014 r., co oznacza obowiązek sprzedaży na TGE ok. 6 mld m3 gazu PGNIG powoła spółkę Obrót Detaliczny, która stanie się bezpośrednim sprzedawcą gazu do gospodarstw domowych oraz małych i średnich firm. Utworzenie spółki handlu detalicznego ma na celu poprawę płynności na giełdzie gazu, ponieważ będzie ona kupowała gaz głównie na TGE na warunkach rynkowych. Gaz na TGE ma byd sprzedawany w większości przez spółkę zajmującą się transakcjami hurtowymi. 7 6 Płaskie wolumeny wydobycia ropy naftowej Zgodnie z podaną prognozą wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej w latach 2013-2014 planuje w perspektywie następnego roku zwiększenie wydobycia głównie w zakresie ropy naftowej. Kolejne kwartały nie przyniosą już tak pozytywnego zaskoczenia jeśli chodzi o wynik w segmencie upstream, ponieważ różnice w poziomie wydobycia w nadchodzących kwartałach a wydobyciem ubiegłorocznym będą o wiele mniejsze. Przyczyna to stopniowo narastający w ubiegłym roku wzrost wydobycia z Norwegii, którego wolumen zwiększał się z kwartału na kwartał. 5 4 21 maj 31 lip 10 paź 23 gru 11 mar 23 maj WIG znormalizowany Monika Kalwasińska (0-22) 521-79-41 monika.kalwasinska@pkobp.pl Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska 15 02-515 Warszawa Podtrzymujemy rekomendację TRZYMAJ z ceną docelową 5,03 PLN/akcję. Dane finansowe (skonsolidowane) mln PLN 2012 2013 2014P 2015P 2016P Sprzedaż 28 730 32 120 31 334 31 763 31 993 EBITDA 4 601 5 517 6 303 6 072 5 752 EBIT 2 533 3 149 3 840 3 580 3 320 Zysk netto 2 234 1 920 2 573 2 383 2 186 Zysk skorygowany 2 236 1 918 2 573 2 383 2 186 EPS (PLN) 0.38 0.33 0.44 0.40 0.37 DPS (PLN) 0.12 0.15 0.15 0.12 0.09 CEPS (PLN) 0.73 0.73 0.85 0.83 0.78 P/E 12.64 14.73 10.98 11.86 12.93 P/BV 1.04 0.99 0.94 0.89 0.85 EV/EBITDA 7.19 6.00 5.25 5.45 5.75 P - prognoza PKO DM Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązao pomiędzy DM PKO BP a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.
Podsumowanie inwestycyjne Bardzo dobre wyniki I kw.2014 na skutek sprzyjających okoliczności W I kw.2014 PGNIG pokazał bardzo dobre wyniki, osiągając EBITDA na poziomie 2,2 mld PLN (+10%r/r), natomiast zysk netto wyniósł 1,2 mld PLN. Wypracowaniu tak dobrych wyników pomogła ciepła zima i wyjątkowo wysokie temperatury, które przełożyły się na spadki cen gazu na giełdach europejskich w połączeniu z korzystną strukturą pozyskania gazu w 1Q14 r. oraz wzrost wolumenów wydobycia ropy naftowej. Pozytywnym zaskoczeniem w wynikach 1Q14 r. był dodatni wynik w segmencie obrotu i magazynowania, na co złożył się przede wszystkim spadek cen gazu na giełdach europejskich, co pozwoliło na obniżenie kwartalnych kosztów zakupu gazu. Pozytywny efekt niższych cen gazu miał swoje przełożenie na uzyskanie w 1Q14 r. dodatniej marży na sprzedaży na gazu w wysokości 3% w porównaniu do marży ujemnej w 1Q13 r. (-3%). Wyniki operacyjne w mln PLN 3171 2609 1976 2181 1568 1178 724,7 681 754 282333,7 277 299 197 524,5 1427 1360 1472 1558 747 881 804 94 1Q11-103 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12-24,5 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14-352 Źródło: DM PKO BP EBIT EBITDA W segmencie dystrybucja odnotowano 11% spadek przychodów na skutek niższych wolumenów dystrybuowanego gazu (-17% r/r). Przyczyna niższych wolumenów to wzrost średniej temperatury o około 4 stopnie w porównaniu do analogicznego okresu ubr. Efekt wysokich temperatur był także widoczny w segmencie wytwarzania, który zanotował 14% spadek przychodów r/r, co było związane z niższymi wolumenami sprzedaży ciepła. Spadek sprzedaży energii elektrycznej to rezultat niskich cen energii elektrycznej. Wypracowanie bardzo dobrych wyników w segmencie poszukiwania i wydobycia było możliwe na skutek 38% wzrostu sprzedaży ropy naftowej r/r oraz ponad dwukrotnie większej sprzedaży międzysegmentowej gazu ze złóż w Norwegii do Sales&Trading. Wydobycie gazu ziemnego w Polsce wyniosło w 1Q14 r. 1,2 mld m3 w porównaniu z 1,1 mld m3. Kolejne kwartały nie przyniosą już tak pozytywnego zaskoczenia jeśli chodzi o wynik w segmencie upstream, ponieważ różnice w poziomie wydobycia w nadchodzących kwartałach a wydobyciem ubiegłorocznym będą o wiele mniejsze. Przyczyna to stopniowo narastający w ubiegłym roku wzrost wydobycia z Norwegii, którego wolumen zwiększał się z 2
wrz 07 gru 07 mar 08 cze 08 wrz 08 gru 08 mar 09 cze 09 wrz 09 gru 09 mar 10 cze 10 wrz 10 gru 10 mar 11 cze 11 wrz 11 gru 11 mar 12 cze 12 wrz 12 gru 12 mar 13 cze 13 wrz 13 gru 13 mar 14 kwartału na kwartał. W 1Q13 r. wydobycie w Norwegii było w fazie rozruchu i nie kontrybuowało jeszcze istotnie do wyniku segmentu. Spadek cen gazu Początek br. rozpoczął się postępującymi spadkami cen gazu na giełdach europejskich, zniżkując do poziomu ok. 20 EUR/MWh z ok. 27 EUR/MWh w styczniu br. Tendencja zniżkowa cen gazu to skutek bardzo ciepłej zimy oraz stosunkowo wysokich zapasów gazu w Europie. Dodatkowo wysokie temperatury zbiegły się w czasie z jednoczesnym spadkiem popytu na gaz ze strony przemysłu, zwłaszcza energetyki, co ma związek z pogorszeniem opłacalności produkcji energii elektrycznej w elektrowniach opalanych gazem. Powyższym tendencjom nie przeszkodziły nawet obawy związane z potencjalnym przerwaniem dostaw gazu do Europy w związku z konfliktem na Ukrainie. Na chwile obecną brakuje wyraźnych przesłanek do tego, aby ceny gazu zaczęły rosnąd. Popyt na gaz w okresie letnim z racji sezonowości jest niski, co oznacza, iż mniejsze zapotrzebowanie będzie wspierało bieżące poziomy notowao. EUR/mwh 40 Ceny gazu w Europie PLN/1000m3 1400 35 1200 30 1000 25 800 20 600 15 400 10 200 5 0 Źródło: Bloomberg gaz MWh gaz m3 W zależności od uwarunkowao pogodowych wzrost cen gazu może nastąpid na jesieni wraz z rozpoczęciem nowego sezonu grzewczego. Utrzymywanie się niskich cen gazu na giełdach europejskich bez wątpienia będzie wspierało wyniki w segmencie obrotu i handlu, przekładając się na jego niższe koszty pozyskania. Niemniej jednak struktura zakupu gazu w kolejnych kwartałach nie będzie już tak korzystna jak w 1Q14 ze względu na koniecznośd realizacji warunku "take-or-pay", co oznacza iż PGNIG w nadchodzących kwartałach będzie musiał kupid więcej gazu z kierunku rosyjskiego. Opóźniająca się liberalizacja rynku gazu Dotychczasowy przebieg procesu liberalizacji rynku gazu rozczarowuje wielu uczestników rynku ze względu na niski poziom obrotów na TGE oraz obowiązek taryfowania sprzedaży gazu. Dodatkowo niekorzystna relacja między cenami hurtowymi gazu a taryfą dla klientów detalicznych powoduje, iż nie jest możliwe zaistnienie realnej konkurencji. 3
W celu wypełnienia konieczności obliga gazowego w 2014 r., co oznacza obowiązek sprzedaży na TGE ok. 6 mld m3 gazu PGNIG powoła spółkę Obrót Detaliczny, która stanie się bezpośrednim sprzedawcą gazu do gospodarstw domowych oraz małych i średnich firm. Utworzenie spółki handlu detalicznego ma na celu poprawę płynności na giełdzie gazu, ponieważ będzie ona kupowała gaz głównie na TGE na warunkach rynkowych. Gaz na TGE ma byd sprzedawany w większości przez spółkę zajmującą się transakcjami hurtowymi. Miesięczne obroty łącznie z aukcjami w ostatnich 12 miesiącach Źródło:www.tge.pl Aby ułatwid proces przeniesienia praw i obowiązków wynikających z umów zawartych z klientami (ok. 6,7 mln umów) na nowy podmiot ma on odbyd się w ramach tzw. sukcesji generalnej. W związku z powyższym w najbliższym czasie ma zostad przeprowadzona nowelizacja Prawa energetycznego w celu uchwalenia ustawowego przeniesienia obowiązków dostawy gazu na spółkę obrotu wyodrębnioną z PGNIG. Po przeniesieniu umów z mocy przepisu do nowej spółki nastąpi pełne całkowite oddzielenie obrotu hurtowego i detalicznego w. Umiarkowany wzrost wydobycia ropy naftowej Zgodnie z podaną prognozą wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej w latach 2013-2014 planuje w perspektywie następnego roku zwiększenie wydobycia głównie w zakresie ropy naftowej. Wzrost wolumenu wydobycia będzie niewielki i wyniesie tylko 95tys. ton zarówno na bazie złóż krajowych i zagranicznych. Według założeo spółki utrzymanie obecnych poziomów wydobycia będzie możliwe do kooca 2014 r., a w pozytywnym scenariuszu mogą zostad utrzymane przez najbliższe dwa lata. Płaskie poziomy wydobycia oznaczają, iż wynik segmentu wydobycia zacznie byd coraz bardziej zależny od zachowania cen ropy i gazu oraz dyscypliny kosztowej. Na chwilę obecną szuka nowych złóż za granicą, przygląda się różnym projektom, grupa uczestniczy w kilku procesach negocjacyjnych. PGNIG najbardziej jest zainteresowane inwestycjami w Norwegii ze względu na tarczę podatkową do wykorzystania, ale planuje także m.in. rozbudowę kopalni w Pakistanie. 4
Prognoza wydobycia ropy naftowej w tys. ton Polska Norwegia 310 1185 780 2013 2014 P Źródło: DM PKO BP 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 5,03 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 dzieo 1.1.2014 r. Do sporządzenia wyceny DCF przyjęliśmy następujące założenia: stopa w wolna od ryzyka w wysokości 4% (rentownośd 10-letnich obligacji skarbowych), premia za ryzyko 5%, beta = 1x, realna stopa wzrostu po okresie prognozy = 2%, dług netto na koniec 2013 r., wycena jest powiększona o wartośd księgową posiadanego przez pakietu spółki EuRoPolGaz i Gas-Tradingu w kwocie 711 mln PLN. 5
Rachunek zysków i strat (mln PLN) 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P IQ 13 I-IQ 13 IQ 14 I-IQ 14 Przychody netto ze sprzedaży 23 004 28 730 32 120 31 334 31 763 31 993 10 255 10 255 9 537 9 537 zmiana 8.1% 24.9% 11.8% -2.4% 1.4% 0.7% 14.6% 14.6% -7.0% -7.0% EBITDA 3 259 4 601 5 517 6 303 6 072 5 752 1 976 1 976 2 181 2 181 zmiana -25.3% 41.2% 19.9% 14.2% -3.7% -5.3% 162.0% 162.0% 10.4% 10.4% EBIT 1 686 2 533 3 149 3 840 3 580 3 320 1 427 1 427 1 558 1 558 zmiana -41.6% 50.3% 24.3% 21.9% -6.8% -7.3% 376.6% 376.6% 9.2% 9.2% Zysk netto 1 626 2 234 1 920 2 573 2 383 2 186 1 073 1 073 1 181 1 181 zmiana -33.8% 37.4% -14.1% 34.0% -7.4% -8.3% 261.6% 261.6% 10.1% 10.1% Zysk netto skorygowany 1 627 2 236 1 918 2 573 2 383 2 186 1 073 1 073 1 181 1 181 zmiana -9.5% 37.4% -14.2% 34.1% -7.4% -8.3% 261.6% 261.6% 10.1% 10.1% Marża EBITDA 14.2% 16.0% 17.2% 20.1% 19.1% 18.0% 19.3% 19.3% 22.9% 22.9% Marża EBIT 7.3% 8.8% 9.8% 12.3% 11.3% 10.4% 13.9% 13.9% 16.3% 16.3% Rentownośd netto 7.1% 7.8% 6.0% 8.2% 7.5% 6.8% 10.5% 10.5% 12.4% 12.4% Źródło: Spółka, PKO DM Wybrane pozycje bilansu i CF (mln PLN) 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P Aktywa ogółem 37 964 47 917 47 144 48 733 50 070 51 270 Aktywa trwałe 30 435 37 084 36 239 37 535 38 604 39 740 Aktywa obrotowe 7 529 10 833 10 905 11 198 11 466 11 530 Kapitał własny 24 497 27 247 28 453 30 141 31 623 33 095 Zobowiązania i rezerwy ogółem 13 468 20 670 18 691 18 592 18 446 18 175 Dług netto 3 494 8 263 4 834 4 359 3 990 3 680 Kapitał obrotowy 2 106 4 771 3 431 3 347 3 393 3 417 Kapitał zaangażowany 27 991 35 510 33 287 34 500 35 614 36 774 Środki pieniężne z działalności operacyjnej 2 468 2 552 7 813 5 312 5 014 4 768 Środki pieniężne z działalności inwestycyjnej -4 019-6 149-3 060-3 658-3 459-3 467 Środki pieniężne z działalności finansowej 1 682 4 040-3 874-1 178-1 387-1 291 Środki pieniężne na koniec okresu 1 503 1 947 2 826 3 302 3 471 3 481 Dług netto/ebitda 1.07 1.80 0.88 0.69 0.66 0.64 ROE 6.8% 8.6% 6.9% 8.8% 7.7% 6.8% ROACE 4.3% 5.7% 6.5% 8.0% 7.0% 6.3% Źródło: Spółka, PKO DM Wycena DCF (mln PLN) 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P Prognozy EBIT 3 840 3 580 3 320 3 280 3 305 3 397 3 597 3 616 3 738 3 781 Stopa podatkowa 29% 29% 30% 30% 31% 31% 32% 33% 32% 34% NOPLAT 2 746 2 549 2 341 2 306 2 267 2 336 2 462 2 431 2 526 2 499 Amortyzacja 2 463 2 492 2 432 2 487 2 510 2 505 2 482 2 539 2 590 2 623 Nakłady inwestycyjne 3 759 3 560 3 568 3 659 3 156 3 024 2 983 2 912 2 930 2 912 Inwestycje w kapitał obrotowy -84 46 25 32 45 34 47 38 49 50 FCF 1 533 1 435 1 180 1 102 1 576 1 784 1 913 2 019 2 136 2 160 Kalkulacja WACC Dług/(Dług+Kapitał) 20% 19% 18% 16% 15% 13% 12% 10% 10% 10% Stopa wolna od ryzyka 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 4.0% 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 3.6% 3.6% 3.5% 3.5% 3.4% 3.4% 3.4% 3.4% 3.4% 3.3% Koszt kapitału 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% 9.0% WACC 7.9% 8.0% 8.0% 8.1% 8.2% 8.3% 8.3% 8.4% 8.4% 8.5% Wycena DFCF 1 421 1 231 936 807 1 064 1 108 1 092 1 058 1 030 959 Suma DFCF 10 706 Zdyskontowana wartośd rezydualna 17 127 realna stopa wzrostu FCF po roku 2022 = 2% Dług netto 4 834 Kapitały mniejszości 4 Wartośd spółki 23 730 Liczba akcji (mln sztuk) 5 900.000 Wartośd 1 akcji 01.01.14 (PLN) 4.02 Cena docelowa (PLN) 5.03 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 5 122 6 973 12.62 12.72 12.90 8.77 9.00 9.08 E.ON SE GERMANY EOAN GR 28 294 38 520 11.85 15.14 14.43 4.97 5.43 5.35 GAS NATURAL SDG SA SPAIN GAS SM 21 155 28 800 15.15 15.11 14.33 7.26 7.54 7.39 GDF SUEZ FRANCE GSZ FP 49 161 66 928-14.93 14.32 6.43 6.85 6.65 PREMIER OIL PLC BRITAIN PMO LN 2 227 3 032 13.13 10.78 9.37 4.78 4.29 3.62 DNO INTERNATIONAL ASA NORWAY DNO NO 2 729 3 715 22.47 12.79 7.46 11.12 6.99 4.42 STATOIL ASA NORWAY STL NO 72 603 98 840 12.28 11.73 11.66 2.61 2.55 2.47 PREMIER OIL PLC BRITAIN PMO LN 2 227 3 032 13.13 10.78 9.37 4.78 4.29 3.62 SNAM SPA ITALY SRG IM 14 480 19 713 15.80 14.61 14.13 9.96 9.89 9.62 CENTRICA PLC BRITAIN CNA LN 20 628 28 082 12.48 13.89 12.87 5.59 6.03 5.85 OMV AG AUSTRIA OMV AV 9 885 13 458 8.14 8.10 7.59 3.61 3.46 3.05 ENI SPA ITALY ENI IM 68 323 93 015 14.97 14.29 12.18 3.96 3.85 3.55 RWE AG GERMANY RWE GR 17 849 24 300 7.56 13.09 13.27 3.90 5.04 5.08 Mediana 12.62 13.09 12.87 4.97 5.43 5.08 Polska PGN PW 6 801 9 243 14.73 10.98 11.86 6.00 5.25 5.45 Premia/(dyskonto) w wycenie rynkowej spółki 16.8% -16.1% -7.8% 20.7% -3.2% 7.4% Implikowana wartośd 1 akcji (PLN) 4.10 5.71 5.20 3.83 4.98 4.40 Źródło: Bloomberg, PKO DM 6
Biuro Analiz Rynkowych Telefony kontaktowe Dyrektor Artur Iwaoski Sektor wydobywczy (022) 521 79 31 artur.iwanski@pkobp.pl Przemysł paliwowy, chemiczny, spożywczy Sektor energetyczny, deweloperski Sektor finansowy Handel, media, telekomunikacja, informatyka Przemysł, budownictwo, inne Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska 15, 02-515 Warszawa tel. (0-22) 521-80-11, fax (0-22) 521-79-46 e-mail: infodm@pkobp.pl Monika Kalwasioska (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 Smolioski (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) 521 79 19 Piotr Dedecjus (0-22) 521 91 40 wojciech.zelechowski@pkobp.pl piotr.dedecjus@pkobp.pl Dariusz Andrzejak (0-22) 521 91 39 Maciej Kałuża (0-22) 521 91 50 dariusz.andrzejak@pkobp.pl maciej.kaluza@pkobp.pl Krzysztof Kubacki (0-22) 521 91 33 Igor Szczepaniec (0-22) 521 65 41 krzysztof.kubacki@pkobp.pl igor.szczepaniec@pkobp.pl Tomasz Ilczyszyn (0-22) 521 82 10 Marcin Borciuch (0-22) 521 82 12 tomasz.ilczyszyn@pkobp.pl marcin.borciuch@pkobp.pl Michał Sergejev (0-22) 521 82 14 Joanna Wilk (0-22) 521 48 93 michal.sergejev@pkobp.pl joanna.wilk@pkobp.pl Tomasz Zabrocki (0-22) 521 82 13 Mark Cowley (0-22) 521 52 46 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 rentownośd netto - relacja zysku netto do przychodów netto ze sprzedaży 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 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. Częstotliwośd 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 PKO BP 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 wrażliwośd na przyjęte założenia, w szczególności te, które odnoszą się do określenia wartości rezydualnej. Modelu zdyskontowanych dywidend nie można ponadto zastosowad w przypadku wyceny spółek nie mających ukształtowanej polityki dywidendowej. Zaletami obydwu wymienionych metod jest ich niezależnośd 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 wyceniad prawidłowo porównywalnych spółek. Powiązania, które mogłyby wpłynąd na obiektywnośd sporządzonej rekomendacji Zgodnie z naszą wiedzą, pomiędzy DM PKO BP oraz analitykiem sporządzającym niniejszy raport a spółką, nie występują jakiekolwiek inne powiązania, o których mowa w 9 i 10 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 19 października 2005 r. w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów. Inwestor powinien zakładad, że DM PKO BP ma zamiar złożenia oferty świadczenia usług spółce, której dotyczy raport. Pozostałe klauzule Niniejsza rekomendacja została opracowana przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego wyłącznie na potrzeby klientów DM PKO BP. Treśd rekomendacji jest utajniana do momentu upublicznienia, przy czym upublicznienie następuje po upływie 7 dni kalendarzowych od dnia udostępnienia rekomendacji klientom. Rozpowszechnianie lub powielanie w całości lub w części bez pisemnej zgody DM PKO BP jest zabronione. Niniejsza rekomendacja 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 PKO BP nie gwarantuje, że są one w pełni dokładne i kompletne. Podstawą przygotowania rekomendacji były wszelkie informacje na temat spółki, jakie były publicznie dostępne do dnia jej sporządzenia. Przedstawione prognozy są oparte wyłącznie o analizę przeprowadzoną przez DM PKO BP bez uzgodnieo ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeo, które w przyszłości mogą okazad się nietrafne. DM PKO BP nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM PKO BP może świadczyd usługi na rzecz firm, których dotyczą analizy. DM PKO BP nie ponosi odpowiedzialności za szkody poniesione w wyniku decyzji podjętych na podstawie informacji zawartych w niniejszej analizie. Podmiotem sprawującym nadzór nad DM PKO BP w ramach prowadzonej działalności jest Komisja Nadzoru Finansowego. Dom Maklerski PKO Banku Polskiego 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 2010 r. Jednocześnie Dom Maklerski PKO Banku Polskiego informuje, że przedmiotową usługę maklerską świadczy klientom zgodnie z obowiązującym Regulaminem świadczenia usługi sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych i publikacji w zakresie instrumentów finansowych przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego (tutaj), a w przypadku klientów detalicznych również na podstawie pisemnej umowy o świadczenie usługi w zakresie sporządzania analiz inwestycyjnych, analiz finansowych oraz innych rekomendacji o charakterze ogólnym.