BRE Bank Securities PKN Orlen
3 3.34 3.68 4.02 4.36 4.7
2010-08-31 2010-12-27 2011-04-24 2011-08-20
PLN
PGNiG WIG
BRE Bank Securities
Aktualizacja raportu6 września 2011
PGNiG Trzymaj
PGN PW; PGNI.WA (ObniŜona)
Paliwa
Polska
Średni dzienny obrót (3 mies.) Free float
Kapitalizacja
Cena docelowa
Cena bieŜąca 4,00 PLN 4,29 PLN
23,6 mld PLN 6,5 mld PLN 50,29 mln PLN
Opóźnienia w Norwegii osłabią wynik 2011
Rozczarowujące wyniki za 2Q, droga akwizycja elektrociepłowni Vattenfalla i opóźnienie w uruchomieniu produkcji w projekcie norweskim to lista złych informacji jakie w ostatnich tygodniach wpłynęły na notowania PGNiG. Nie pozostają one równieŜ obojętne wobec naszych prognoz i wyceny. Słabszy wynik na wydobyciu w 2Q i brak oczekiwanych juŜ w tym roku zysków ze złoŜa Skarv oznaczają, Ŝe drugie półrocze będzie gorsze od naszych pierwotnych załoŜeń. Nie zmieniają się co prawda nadal ciekawe perspektywy średnioterminowe dla Spółki (Norwegia, złoŜe LMG, nowe magazyny, moŜliwa liberalizacja rynku, prace poszukiwawcze na złoŜach łupkowych), ale biorąc pod uwagę mniej korzystny scenariusz na najbliŜsze kwartały, mocną przecenę spółek porównywalnych i fakt Ŝe od początku roku PGNiG było najlepszą pozycją z WIG20 (32% powyŜej indeksu) zamykamy naszą pozytywną rekomendację wydając zalecenie trzymaj.
ObniŜamy wycenę do 4,29 PLN (poprzednio 4,83 PLN).
Rozczarowanie w 2Q i opóźnienia w projekcie norweskim
Raport za 2Q rozczarował, szczególnie jeśli chodzi o wysokie koszty świadczeń pracowniczych (aŜ 10% wzrostu r/r), a takŜe niŜsze przychody ze sprzedaŜy gazu z własnych złóŜ. Gorszy wynik segmentu wydobywczego oraz zapowiedziane opóźnienie w projekcie norweskim (wcześniej szacowaliśmy, Ŝe juŜ w tym roku pojawi się z tego tytułu 186 mln PLN na poziomie EBIT) wskazują, Ŝe w kolejnych kwartałach tego roku zabraknie wcześniej zakładanych elementów neutralizujących wysokie straty na gazie z importu. Nie zakładamy co prawda straty netto w drugim półroczu (podwyŜka taryfy hurtowej, wzrost stawek sieciowych w dystrybucji, sezonowy wzrost wyniku w wydobyciu, dyskonto jamalskie, hedging), ale rezultaty w tym okresie raczej nie będą wsparciem dla kursu.
Drogie przejęcie elektrociepłowni Vattenfalla
Przeprowadzona transakcja przejęcia aktywów Vattenfalla, choć z załoŜenia biznesowego wydaje się ciekawa to w naszej opinii płacona cena nie jest atrakcyjna dla PGNiG i implikuje ponad 20% premię do spółek z sektora.
Oczywiście elektrociepłownie to dość bezpieczny obszar działalności, szczególnie w kontekście przyjętej formuły dochodzenia do benchmarku z cenami ciepła i uwzględniania dodatkowych kosztów CO2 po roku 2012.
Ten stabilny cash flow zrównowaŜy rosnący w kolejnych latach udział bardziej ryzykownej działalności wydobywczej (według naszych prognoz w 2013 roku udział upstreamu w EBIT wyniesie 55%, a pozostałą część obok energetyki stanowić będą dystrybucja oraz magazynowanie). W naszych zaktualizowanych prognozach uwzględniamy juŜ konsolidację przejętych aktywów począwszy od 2012 roku, nie widząc realnego ryzyka zablokowania akwizycji przez UOKiK.
Struktura akcjonariatu
Strategia dotycząca sektora
Spółka działa na rynku regulowanym i prawdopodobnie w najbliŜszym czasie niewiele się w tym zakresie zmieni, tak więc nadal w duŜej mierze wyniki PGNiG będą determinowane polityką taryfową URE. W obecnych zmiennych warunkach makro decyzje regulatora mają dla Spółki jeszcze większe znaczenie. Stabilizację przepływów pienięŜnych zapewniają segment dystrybucyjny i wydobywczy.
Profil spółki
PGNiG jest największą w Polsce spółką w sektorze wydobycia i dystrybucji gazu ziemnego o rocznej sprzedaŜy ponad 13-14 mld m3 gazu. Dodatkowo, Spółka działa w segmencie wydobycia ropy naftowej, której sprzedaŜ wyłączona jest z systemu taryfowego, dzięki czemu jest wysoce rentowna.
Kamil Kliszcz (48 22) 697 47 06 kamil.kliszcz@dibre.com.pl Kurs akcji PGNiG na tle WIG
Skarb Państwa 72,65%
Pozostali 27,35%
WaŜne daty
(mln PLN) 2009 2010 2011P 2012P 2013P
Przychody 19 331,5 21 281,2 22 845,8 26 738,3 26 985,2
EBITDA 2 871,1 4 411,4 3 121,6 5 614,9 6 352,9
marŜa EBITDA 14,9% 20,7% 13,7% 21,0% 23,5%
EBIT 1 374,9 2 886,7 1 579,1 3 391,2 4 025,5
Zysk netto 1 235,2 2 453,7 1 428,8 2 235,4 2 788,4
DPS 0,03 0,02 0,12 0,10 0,19
P/E 19,1 9,6 16,5 10,6 8,5
P/CE 8,6 5,9 7,9 5,3 4,6
P/BV 1,1 1,0 1,0 0,9 0,9
EV/EBITDA* 8,5 5,5 8,3 5,3 4,6
DYield 0,6% 0,6% 3,0% 2,4% 4,7%
14.11- publikacja raportu za 3Q’2011
* dla roku 2011 wskaźnik EV/EBITDA uwzględnia konsolidację pro-forma elektrociepłowni
Wyniki za 2Q’2011- duŜe rozczarowanie
Wyniki kwartalne PGNiG okazały się gorsze od naszych oczekiwań, a róŜnica na poziomie EBIT sięga aŜ 225 mln PLN. Częściowo to odchylenie jest spowodowane zawiązanym odpisem na działalność poszukiwawczą w Norwegii (-76 mln PLN), ale nawet bez tego zdarzenia jednorazowego wynik operacyjny byłby gorszy od naszej prognozy o 149 mln PLN.
Głównym powodem słabszych rezultatów jest rozczarowanie w obszarze wydobywczym, który wypracował po oczyszczeniu o wspomniany one-offy tylko 148 mln PLN zysku operacyjnego, podczas gdy oczekiwaliśmy 215 mln PLN. Słabszy był takŜe wynik w segmencie obrotu, gdzie strata sięgnęła -124 mln PLN (prognoza -88 mln PLN). W tym wypadku istotnym powodem róŜnicy były niŜsze przychody z hedgingu (tylko 13 mln PLN) niŜ wynikało to z wyceny zapadających w 2Q kontraktów jeszcze na koniec marca (wówczas Spółka informowała Ŝe wynosi ona 36 mln PLN). Do ogólnego rozczarowania dołoŜył się takŜe segment dystrybucji, gdzie spadek wolumenów o 4% r/r wygenerował stratę EBIT na poziomie -47 mln PLN (prognoza -15 mln PLN). W przeciwieństwie do 1Q’2011 nie udało się mniejszych przychodów zneutralizować obniŜeniem kosztów, które wzrosły r/r o ponad 20 mln PLN. Na poziomie działalności finansowej saldo było korzystniejsze niŜ zakładaliśmy (+103 mln PLN vs. +32 mln PLN) z uwagi na zaksięgowanie 70 mln PLN zysku na sprzedaŜy akcji ZAT. Przepływy pienięŜne z działalności operacyjnej wyniosły +230 mln PLN, ale po uwzględnieniu nakładów inwestycyjnych (1,2 mld PLN) dług netto zwiększył się do poziomu 793 mln PLN.
Skonsolidowane wyniki kwartalne PGNiG według segmentów
(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. 2011 II kw. 11 Przychody 6 378,9 3 874,7 3 421,5 5 615,3 6 632,8 4 129,1 3 881,7 6 637,6 7 045,0 4 478,4 EBITDA -87,7 170,9 855,3 1 891,4 1 592,8 354,1 706,1 1 758,4 1 568,6 281,1 EBIT -457,2 -222,0 508,4 1 504,6 1 226,9 -25,2 340,3 1 344,7 1 178,9 -106,2
Upstream 203,5 -100,1 -6,7 77,0 241,5 98,3 246,0 1,8 374,8 71,7
Obrót -1 058,2 -15,4 509,4 677,0 445,6 -103,0 83,5 389,3 258,8 -123,7
Dystrybucja 393,8 -92,2 -2,6 292,9 546,5 -9,8 -2,4 308,5 549,3 -47,3
Inne 3,7 -14,4 8,3 457,6 -6,7 -10,7 13,1 645,1 -3,9 -6,8
Zysk netto -398,8 -94,6 417,2 1 278,2 995,6 -3,7 344,1 1 117,4 1 023,2 -19,7
Taryfa PLN/tys. m3 997,1 968,1 910,0 910,0 910,0 924,8 954,5 1 015,6 983,1 983,1 Gaz rosyjski w PLN/tys. m3 1 564,2 1 121,0 713,8 760,5 905,0 1 067,7 1 095,8 1 044,1 1 080,9 1 143,4 Spread import/taryfa -567,1 -152,9 196,2 149,5 5,0 -142,8 -141,3 -28,5 -97,8 -160,3
USD/PLN średni kurs 3,45 3,27 2,94 2,83 2,89 3,15 3,10 2,92 2,88 2,75
Wydobycie gazu w mld m3 1,1 0,9 1,0 1,1 1,1 1,0 1,0 1,2 1,1 1,0
SprzedaŜ gazu w mld m3 4,5 2,6 2,2 4,0 4,9 2,7 2,4 4,4 4,8 2,7
SprzedaŜ ropy w tys. ton 136,0 131,0 99,0 140,0 135,0 97,0 132,0 137,0 129,2 89,0 Źródło: PGNiG, szacunki DI BRE
Segment wydobywczy
Obszar wydobycia wygenerował w 2Q EBIT na poziomie 72 mln PLN, co nawet po oczyszczeniu o jednorazowe odpisy na licencji norweskiej (76 mln PLN) plasuje się poniŜej naszej prognozy (215 mln PLN). Spółka zanotowała spadek wolumenów sprzedaŜy gazu poza taryfą (tłumaczy to ostatni komunikat o braku dostaw do jednego z klientów), co według naszych szacunków osłabiło przychody o około 32 mln PLN. Pozostała część odchylenia to prawdopodobnie wyŜsze koszty płac, które na poziomie skonsolidowanym wzrosły r/r aŜ o 69 mln PLN (oczekiwaliśmy wzrostu o połowę niŜszego). Zarząd sygnalizuje, Ŝe w związku ze zwiększeniem prac poszukiwawczych zatrudnienie zwiększyły spółki geofizyczne, tymczasem w naszych prognozach zakładaliśmy, Ŝe uda się w tym obszarze wygenerować dźwignię operacyjną (wzrost przychodów q/q wyniósł +37 mln PLN). Te negatywne zaskoczenia wpływają na nasze dotychczasowe szacunki dla kolejnych kwartałów, szczególnie 3Q w którym zapewne będzie jeszcze odczuwalny problem z wolumenem gazu i ropy.
Zweryfikowana przez PGNiG roczna prognoza krajowego wydobycia (460 tys. ton) wskazuje bowiem, Ŝe przerwy w dostawach do jednego z klientów odbierającego gaz pochodzący z odgazowania wydobywanej ropy przeciągnęły się jeszcze na lipiec i sierpień. Liczymy jednocześnie, Ŝe mimo negatywnej niespodzianki w 2Q, wzrost rentowności w kolejnych okresach zanotują spółki poszukiwawcze.
EBITDA* segmentu wydobywczego, koszty odpisów na nieudane odwierty w mln PLN i przychody z usług geofizycznych i poszukiwawczych
0 50 100 150 200 250 300
0 100 200 300 400 500 600
1Q 08 2Q 08 3Q 08 4Q 08 1Q 09 2Q 09 3Q 09 4Q 09 1Q 10 2Q 10 3Q 10 4Q 10 1Q 11 2Q 11
EBITDA E&P oczyszczona mln PLN (lewa skala) Przychody ze sprzedaŜy ropy naftowej mln PLN
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
1Q 08 2Q 08 3Q 08 4Q 08 1Q 09 2Q 09 3Q 09 4Q 09 1Q 10 2Q 10 3Q 10 4Q 10 1Q 11 2Q 11
odpisy nieudanych odwiertów
0 20 40 60 80 100 120 140 160
1Q 08 2Q 08 3Q 08 4Q 08 1Q 09 2Q 09 3Q 09 4Q 09 1Q 10 2Q 10 3Q 10 4Q 10 1Q 11 2Q 11
usługi geofizyczne usługi poszukiwawcze
*EBITDA oczyszczona o odpisy na aktywa kopalniane i inne zdarzenia jednorazowe Źródło: PGNiG, szacunki DI BRE
WaŜnym aspektem, który wpłynie na tegoroczne wyniki segmentu jest równieŜ opóźnienie uruchomienia produkcji na szelfie norweskim. Wcześniej oczekiwano pierwszych wolumenów ze złoŜa Skarv jeszcze jesienią tego roku (około 90 tys. ton ropy i 0,1 mld m3 gazu), a tymczasem bardziej realny wydaje się początek 2012 roku. Zmiana terminu rozpoczęcia wydobycia wynika z przeprowadzonych w stoczni testów i dodatkowych prac na jednostce wydobywczej FPSO, która jest juŜ zakotwiczona na złoŜu. Przesunięcie eksploatacji na złoŜu Skarv oznacza obniŜenie naszych prognoz na rok 2011 o 186 mln PLN na poziomie EBIT i 280 mln PLN na poziomie EBITDA. Jedyną pozytywną informacją dotyczące obszaru wydobywczego PGNiG, jaka pojawiła się w ostatnim miesiącu jest deklaracja o tegorocznym rozpoczęciu próbnego wydobycia na koncesji w Pakistanie (przy okazji wizyty pakistańskiego ministra ds. ropy i gazu). Szczególnie waŜna była w tym kontekście wypowiedź o zakwalifikowaniu tamtego złoŜa jako niekonwencjonalnego (typu „tight”), gdyŜ moŜe to oznaczać, Ŝe pakistańska administracja podjęła ostatecznie taką decyzję. Przypominamy, Ŝe w Pakistanie praktycznie cały wydobywany gaz będzie kupowany przez spółkę państwową po ustalonej cenie gwarantującej odpowiedni zwrot z inwestycji. W przypadku zakwalifikowania złoŜa jako niekonwencjonalnego ta cena moŜe być wyŜsza nawet o 50%. W naszym modelu takiego scenariusza nie zakładaliśmy i oznaczałby on wzrost docelowego poziomu EBITDA w 2014 roku z 60 mln USD nawet do 98 mln USD.
Segment dystrybucji
W segmencie dystrybucji 2Q równieŜ przyniósł rozczarowanie (EBIT -47 mln PLN vs zakładane -15 mln PLN) za co odpowiedzialny był przede wszystkim niŜszy wolumen dostaw (-4% r/r vs. -3% zanotowane w 1Q). W przeciwieństwie do 1Q ubytku przychodów nie udało się zneutralizować obniŜeniem kosztów, które wzrosły r/r o 23 mln PLN, częściowo zapewne z uwagi na wypłacane premie dla pracowników. Akurat w przypadku tego obszaru słabszy rezultat w mało istotnym sezonowo okresie jeszcze niczego nie przesądza jeśli chodzi o perspektywy dla całego roku i wiele będzie zaleŜało od warunków pogodowych w ostatnim kwartale. Warto jeszcze zwrócić uwagę na nowe stawki sieciowe wprowadzone od 15 lipca, które średnio implikują wzrost taryf o 1,7%. Dzięki temu wzrost przychodów powinien pozwolić na przekroczenie przez segment 800 mln PLN na poziomie zysku operacyjnego w tym roku.
EBIT segmentu dystrybucji na tle wolumenów i wartości aktywów
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
-200,0 -100,0 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0
1Q 08 2Q 08 3Q 08 4Q 08 1Q 09 2Q 09 3Q 09 4Q 09 1Q 10 2Q 10 3Q 10 4Q 10 1Q 11 2Q 11
EBIT segmentu dystrybucji mln PLN (lewa skala) wolumen dostaw w ramach sieci dystrybucyjnej PGNIG
6 000 7 000 8 000 9 000 10 000 11 000 12 000 13 000
1Q 08 2Q 08 3Q 08 4Q 08 1Q 09 2Q 09 3Q 09 4Q 09 1Q 10 2Q 10 3Q 10 4Q 10 1Q 11 2Q 11
aktywa segmentu dystrybucyjnego w mln PLN
Źródło: PGNiG
Segment obrotu
W segmencie obrotu strata w 2Q’2011 sięgnęła -124 mln PLN (prognoza -88 mln PLN). W tym wypadku istotnym powodem róŜnicy były niŜsze przychody z hedgingu (tylko 13 mln PLN) niŜ
wynikało to z wyceny zapadających w 2Q kontraktów jeszcze na koniec marca (wówczas Spółka informowała Ŝe wynosi ona 36 mln PLN). Warto jednocześnie zauwaŜyć, Ŝe PGNiG antycypując podwyŜki cen gazu rosyjskiego w kolejnych kwartałach zdecydowało o zwiększeniu tempa zatłaczania gazu do magazynów. Obecnie zapasy wynoszą 1,2 mld m3 gazu, a ich średniowaŜona cena moŜe wynosić wg naszych szacunków 404 USD/tys. m3, co w zestawieniu z oczekiwaną na 4Q ceną importu na poziomie 500 USD/tys. m3 pozwoli na zmniejszenie strat na surowcu rosyjskim. Przypominamy, Ŝe niekorzystny poziom spreadu między ceną zakupu z kontraktu jamalskiego a taryfą hurtową w drugim półroczu częściowo neutralizować będą takŜe księgowane w 4Q dyskonto cenowe (około 40 mln USD) oraz zyski z hedgingu.
EBIT segmentu obrotu* vs. spread na gazie importowanym
-600 -500 -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400
-1 200 -1 000 -800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800
I kw. 07 II kw. 07 III kw. 07 IV kw. 07 I kw. 08 II kw. 08 III kw. 08 IV kw. 08 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. 2011 II kw. 11 III kw. 11P IV kw. 2011P
EBIT segmentu obrotu mln PLN (lewa skala) spread jednostkowy na gazie z importu w PLN/tys. m3
*szacunki na 2011 uwzględniają wynik na hedgingu i dyskonto w kontrakcie jamalskim, ale nie uwzględniają ewentualnego odwracania odpisów na naleŜności
Źródło: PGNiG, szacunki DI BRE
Przejęcie aktywów koncernu Vattenfall
W sierpniu PGNiG poinformowało o nabyciu 99,8% udziałów w Vattenfall Heat Poland, którego głównymi aktywami są elektrociepłownie śerań (1580 MWt i 386 MWe) i Siekierki (2078MWt i 620 MWe), elektrociepłownia w Pruszkowie (186 MWt i 9,1 MWe) oraz 2 ciepłownie o mocach 465 MWt kaŜda. Cena nabycia wynosi 2,96 mld PLN, co po uwzględnieniu zadłuŜenia netto przejmowanego podmiotu implikuje wartość EV na poziomie 3,5 mld PLN. Strumień EBITDA wypracowany przez Vattenfall Heat Poland w 2010 wyniósł 431 mln PLN, a zysk netto 278 mln PLN, co implikuje odpowiednio 8,1 EV/EBITDA i 10,6 P/E. Po pierwszym półroczu 2011 wypracowane wyniki wskazywałyby na istotny wzrost r/r (312 mln PLN EBITDA i 209 mln PLN zysku netto), tak więc wskaźnik EV/EBITDA moŜe obniŜyć się do 7,0-7,5. Pewnym usprawiedliwieniem dla zapłaty tak duŜej premii w relacji do średniej dla polskiego sektora energetycznego (wg naszych kalkulacji około 20%) moŜe być bezpieczny regulowany charakter biznesu oraz ustalony w tym roku przez URE mechanizm wzrostu taryf ciepłowniczych VHP w perspektywie najbliŜszych lat o ponad 50% w związku z równaniem do benchmarku, ale mimo wszystko nie przekonuje nas to o słuszności transakcji, szczególnie w obecnym otoczeniu wzrostu niepewności na rynku i braku synergii oraz moŜliwości restrukturyzacyjnych. PoniŜej prezentujemy nasze wstępne prognozy wyników dla przejętych aktywów, które konsolidujemy począwszy od roku 2012 (nie dostrzegamy ryzyka braku zgody UOKiK na tę transakcję).
Prognozowane wyniki finansowe przejętych elektrociepłowni
(mln PLN) 2008 2009 2010 2011P 2012P 2013P 2014P
Przychody 1 604 1 707 1 808 1 848 1 929 2 005 2 003
ciepło 664 710 925 943 962 981 1 001
energia 567 722 722 741 796 846 827
EBIT 292 298 264 339 365 385 388
Amortyzacja 154 167 167 167 167 167 167
EBITDA 446 465 431 506 532 552 555
cena energi w PLN/MWh 153,4 195,0 190,0 195,0 209,4 222,6 217,6 cena ciepła Vattenfall w PLN/GJ* 17,2 18,4 21,5 21,9 22,4 22,8 23,3
*cena uwzględnia ścieŜkę dojścia do benchmarku Źródło: Monitor Polski B, szacunki DI BRE
ZałoŜenia makroekonomiczne
W poniŜszej tabeli przedstawiamy załoŜenia makroekonomiczne przyjęte do modelu DCF.
2010 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P
Cena ropy naftowej w USD/Bbl 80 110 95 95 95 95 95 95 95 95 95
Cena ropy naftowej z 9M opóźnieniem w USD/Bbl 64 75 106 95 95 95 95 95 95 95 95
Cena waŜona gazu importowanego w USD/tys. m3 338 443 466 440 440 440 440 440 440 440 440
Średni waŜony poziom taryfy hurtowej w PLN/tys. m3 952 1039 1158 1090 1068 1079 1088 1095 1102 1109 1116
PLN/USD średniorocznie 3,02 2,76 2,90 2,80 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70
EUR/PLN średniorocznie 3,99 3,95 3,80 3,70 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50 3,50
SprzedaŜ gazu w PGNiG w mld m3 * 14,2 14,3 14,5 15,1 15,7 16,3 16,9 17,3 17,7 18,2 18,6
Import gazu w mld m3 10,1 10,0 10,2 10,6 11,2 11,8 12,4 12,8 13,2 13,7 14,1
Wydobycie krajowe w mld m3 4,2 4,3 4,3 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5
Wydobycie ropy naftowej w mln ton 0,5 0,5 0,5 0,7 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
SprzedaŜ gazu poza taryfą w mld m3 0,67 0,65 0,67 0,73 0,73 0,73 0,73 0,73 0,73 0,73 0,73 Zagraniczne wydobycie ropy naftowej w mln ton 0,0 0,1 0,4 0,4 0,2 0,2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2
Zagraniczne wydobycie gazu w mld m3 0,0 0,1 0,5 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Źródło: Bloomberg, PGNiG, szacunki DI BRE
Prognoza wyników i wycena
Na podstawie modelu DCF (po uwzględnieniu wartości posiadanych udziałów w EuRoPolGazie) oraz wyceny porównawczej, cenę docelową akcji PGNiG szacujemy w perspektywie 9-mcy na poziomie 4,29 PLN i rekomendujemy trzymanie akcji tej Spółki.
waga cena
Wycena porównawcza 50% 3,92
Wycena DCF 50% 4,02
cena wynikowa 3,97
cena docelowa za 9 m-cy 4,29
Wycena DCF
ZałoŜenia modelu
1. Przepływy pienięŜne dyskontujemy na koniec sierpnia 2011 r. Przy ustalaniu wartości firmy uwzględniamy dług netto na koniec 2010 roku. Do wartości firmy dodajemy wartość pakietu ZA Tarnów sprzedanego w tym roku (148 mln PLN), aktywa z tytułu podatku odroczonego w Norwegii na 299 mln PLN (w prognozach uwzględniamy nominalną stopę podatkową na poziomie 78% skorygowaną tylko o ulgę inwestycyjną od nowych nakładów), a takŜe dywidendę w kwocie 708 mln PLN.
2. W modelu uwzględniamy przedstawione wcześniej załoŜenia makroekonomiczne.
3. Zgodnie z metodologią przedstawioną w poprzednich raportach uwzględniamy wartość dotychczas poniesionych nakładów na zagraniczne projekty wydobywcze w kwocie 159 mln PLN.
4. Capex po roku 2013 obniŜamy do poziomu wydatków odtworzeniowych z uwagi na fakt, iŜ w naszych prognozach wydobycia gazu i ropy nie uwzględniamy Ŝadnych nowych projektów poza tymi prowadzonymi obecnie.
5. Oczekujemy, Ŝe uruchomienie projektu LMG rozpocznie się w połowie 2013 roku i począwszy od 2014 roku wydobycie ropy naftowej zwiększy się do poziomu 0,9 mln ton. W prognozach wydobycia gazu na lata 2010-11 zgodnie z zapowiedziami Zarządu zakładamy produkcję na poziomie 4,3 mld m3 wobec 4,1 mld m3 w 2009 roku, z uwagi na wyŜszy poziom wykorzystania odazotowni Grodzisk oraz wyŜszy pobór gazu przez klientów bezpośrednio podłączonych do kopalni gazu zaazotowanego. Począwszy od 2012 roku oczekujemy wydobycia na poziomie 4,5 mld m3, co będzie wynikać z wprowadzenia do eksploatacji zaazotowanych złóŜ w zachodniej Polsce (Wielichowo, Ruchocice, Międzychód) oraz wysokometanowych złóŜ na Podkarpaciu (Jasionka II, Kupno, Pilzno II i Rudka). Większość tego nowego wolumenu traktujemy jako sprzedaŜ do systemu, a nie poza taryfą (m.in. efekt zmiany formuły realizacji kontraktu z KGHM).
6. Wartość firmy powiększamy o wartość księgową posiadanego przez PGNiG pakietu spółki EuRoPolGaz (0,539 mld PLN).
7. W roku 2020 amortyzacja jest niŜsza niŜ CAPEX, co nie jest moŜliwe do utrzymania w dłuŜszym terminie, dlatego przy obliczaniu wartości rezydualnej, korygujemy wielkość amortyzacji do 3,0 mld PLN.
8. Przy obliczaniu FCFTV do wartości rezydualnej przyjmujemy dynamikę sprzedaŜy na poziomie 2,4% oraz marŜę EBITDA z roku 2020 przy odrębnym uwzględnieniu projektu norweskiego i pakistańskiego.
9. Po roku 2020 zakładamy wzrost FCF na poziomie 2%. Ponadto przyjmujemy stopę wolną od ryzyka na poziomie 5,8%, współczynnik beta na poziomie 0,9.
Model DCF wyceny akcji PGNiG
(mln PLN) 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2020+
Przychody ze sprzedaŜy 22 846 26 738 26 985 27 715 29 276 30 242 31 078 32 087 33 110 33 909 34 727 zmiana 7,4% 17,0% 0,9% 2,7% 5,6% 3,3% 2,8% 3,2% 3,2% 2,4% 2,4%
EBITDA 3 121,6 5 614,9 6 352,9 6 570,1 6 806,3 6 927,4 7 084,7 7 387,2 7 577,3 7 562,1 7 671,1 marŜa EBITDA 13,7% 21,0% 23,5% 23,7% 23,2% 22,9% 22,8% 23,0% 22,9% 22,3% 22,1%
Amortyzacja 1 542,6 2 223,7 2 327,4 2 620,5 2 735,7 2 784,0 2 784,4 2 576,0 2 662,2 2 754,8 3 031,2 EBIT 1 579,1 3 391,2 4 025,5 3 949,6 4 070,6 4 143,4 4 300,3 4 811,2 4 915,1 4 807,3 4 639,9 marŜa EBIT 6,9% 12,7% 14,9% 14,3% 13,9% 13,7% 13,8% 15,0% 14,8% 14,2% 13,4%
Opodatkowanie EBIT 326,2 989,9 1 025,1 853,8 880,7 859,1 943,6 1 283,1 1 391,6 1 325,7 1 293,9 NOPLAT 1 252,9 2 401,3 3 000,4 3 095,7 3 189,9 3 284,3 3 356,7 3 528,1 3 523,5 3 481,5 3 345,9
CAPEX -4 838 -3 519 -3 528 -3 268 -2 958 -2 996 -3 026 -3 057 -3 031 -3 064 -3 031 Kapitał obrotowy 137,2 -294,3 -296,2 -301,9 -194,8 -89,2 -70,3 -73,6 -75,3 -74,7 -75,3
Dotacje 251,5 251,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
FCF -1 905,4 811,8 1 504,0 2 146,7 2 773,1 2 982,8 3 044,3 2 973,1 3 079,1 3 097,9 3 270,6 WACC 9,3% 9,4% 9,5% 9,6% 9,7% 9,9% 10,1% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3%
współczynnik dyskonta 97,1% 88,7% 81,1% 74,0% 67,4% 61,3% 55,7% 50,5% 45,8% 41,5% 41,5%
PV FCF -1 849,8 720,4 1 219,2 1 588,1 1 869,6 1 829,6 1 696,0 1 501,7 1 410,0 1 286,1
WACC 9,3% 9,4% 9,5% 9,6% 9,7% 9,9% 10,1% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3%
Koszt długu 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8% 6,8%
Stopa wolna od ryzyka 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8% 5,8%
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 20,7% 29,2% 25,5% 21,6% 21,6% 20,7% 21,9% 26,7% 28,3% 27,6% 27,9%
Dług netto / EV 20,8% 18,8% 17,4% 15,1% 11,9% 8,1% 4,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Koszt kapitału własnego 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3%
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) 39 405 Wzrost FCF w nieskończoności
Zdyskontowana wartość rezydualna (PV TV) 16 359 0,0% 1,0% 2,0% 3,0% 4,0%
Zdyskontowana wartość FCF w okresie prognozy 11 271 WACC +1,0pp 3,54 3,75 4,01 4,33 4,74
Wartość firmy (EV) 27 630 WACC +0,5pp 3,64 3,87 4,16 4,52 4,99
Dług netto 5 034 WACC 3,75 4,01 4,33 4,74 5,28
Udziałowcy mniejszościowi 10 WACC -0,5pp 3,87 4,16 4,52 4,99 5,61
Wartość firmy 22 596 WACC -01,0pp 4,01 4,33 4,74 5,28 6,02
Wartość udziałów w EuRoPolGazie 539
Zagraniczne projekty wydobywcze (bez Norwegii) 159
Wartość sprzedanych udziałów w ZA Tarnów 148
Aktywa podatkowe na projekcie norweskim 299
Ostateczna wartość PGNiG 23 727
Liczba akcji (mln) 5 900
Wartość firmy na akcję (PLN) 4,02
9-cio miesięczny koszt kapitału własnego 7,6%
Cena docelowa 4,33
EV/EBITDA('11) dla ceny docelowej 9,8
P/E('11) dla ceny docelowej 17,9
Udział TV w EV 59%
Wycena porównawcza
W grupie porównawczej uwzględniliśmy zarówno spółki funkcjonujące w segmencie uŜyteczności publicznej (dystrybucja i wytwarzanie energii elektrycznej, wody i gazu), jak i podmioty typowo wydobywcze czy przesyłowe. Z uwagi na relatywnie wysoki poziom amortyzacji w PGNiG zdecydowaliśmy się zastąpić tradycyjnie wykorzystywany wskaźnik P/E, wskaźnikiem P/CE który neutralizuje niemiarodajne wyniki uzyskiwane na bazie mnoŜnika cena/zysk netto. Horyzont wyceny porównawczej ustaliliśmy na lata 2011-13 i dla kaŜdego roku przyjęliśmy identyczną wagę. Ostateczny wynik uzyskany z wyceny porównawczej powiększamy o wartość zagranicznych inwestycji wydobywczych (tych niekonsolidowanych w rachunku wyników) i wartość EuRoPolGazu, a takŜe sprzedany w tym roku pakiet ZAT oraz norweskie aktywa podatkowe rozpoznane na koniec 2010 roku.
P/CE EV/EBITDA
Cena 2010 2011P 2012P 2013P 2010 2011P 2012P 2013P
Centrica 2,92 7,1 6,7 6,2 5,8 5,9 5,4 5,0 4,8
Enagas 14,05 5,8 5,3 4,9 4,6 8,3 7,6 7,0 6,4
E.ON. 13,91 3,1 4,4 3,8 3,6 4,7 6,5 5,6 5,3
Gaz de France 20,55 4,4 4,1 3,9 3,6 6,0 5,3 4,9 4,5
Gazprom 175,34 3,7 3,1 2,8 2,6 4,1 3,3 3,2 3,0
Gas Natural SDG 12,02 4,2 3,9 3,7 3,6 7,0 6,8 6,6 6,4
Novatek 382,64 26,6 16,2 14,4 11,8 21,7 14,5 12,2 10,1
Snam Rete Gas 3,30 7,0 6,9 6,6 6,4 9,1 8,6 8,2 7,8
Maksimum 26,6 16,2 14,4 11,8 21,7 14,5 12,2 10,1
Minimum 3,1 3,1 2,8 2,6 4,1 3,3 3,2 3,0
Mediana 5,1 4,9 4,4 4,1 6,5 6,7 6,1 5,8
PGNiG* 4,00 5,8 7,7 5,1 4,5 6,3 9,0 5,0 4,4
(premia / dyskonto) 12,5% 58,8% 16,5% 9,3% -2,4% 34,5% -18,2% -24,7%
Implikowana wycena
Mediana 5,1 4,9 4,4 4,1 6,5 6,7 6,1 5,8
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 firmy na akcję (PLN) 3,7
Wartość EuRoPolGazu na akcję 0,09
Wartość zagranicznych projektów wydobywczych 0,03
Aktywa podatkowe na projekcie norweskim 0,05
Wartość sprzedanego pakietu ZA Tarnów 0,03
Ostateczna wartość 1 akcji PGNIG 3,92
EV/EBITDA w oparciu o dług netto na koniec 2010
*przy kalkulacji wskaźników od kapitalizacji rynkowej odejmujemy wartość EuRoPolGazu (wyniki będące podstawą kalkulacji wskaźników są oczyszczone z wpływu tych czynników), wartość sprzedanego pakietu ZAT i wartość zagranicznych projektów wydobywczych bez Norwegii (na tym etapie jest to wielkość poniesionych nakładów)
Rachunek wyników
(mln PLN) 2007 2008 2009 2010 2011P 2012P 2013P
Przychody ze sprzedaŜy 16 652,1 18 432,0 19 331,5 21 281,2 22 845,8 26 738,3 26 985,2
zmiana 9,6% 10,7% 4,9% 10,1% 7,4% 17,0% 0,9%
EBIT, w tym 861,0 800,7 1 374,9 2 886,7 1 579,1 3 391,2 4 025,5
Segment Wydobycie i Produkcja 1 019,1 918,4 173,7 587,6 1 077,1 1 984,2 2 292,2 Segment Obrót i Magazynowanie 1 187,0 -509,9 112,9 815,5 -303,7 194,3 380,0 Segment Dystrybucja -1 311,1 418,7 1 085,9 1 491,2 813,3 855,3 976,0
Segment Energetyka 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 365,0 384,9
Pozostałe i wyłączenia konsolidacyjne -34,1 -26,6 2,4 -7,6 -7,6 -7,6 -7,6
Koszty, zyski, odpisy jednorazowe -1 613,0 -111,0 104,0 -80,0 0,0 0,0 0,0
EBIT oczyszczony 2 474,0 911,7 1 270,9 2 966,7 1 579,1 3 391,2 4 025,5
zmiana -41,4% -7,0% 71,7% 110,0% -45,3% 114,8% 18,7%
marŜa EBIT 14,9% 4,9% 6,6% 13,9% 6,9% 12,7% 14,9%
Wynik na działalności finansowej 157,8 134,5 108,7 50,1 143,7 -204,1 -261,1
Wynik zdarzeń nadzwyczajnych 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Pozostałe -16,0 0,2 -0,4 -0,7 -0,7 -0,7 -0,7
Zysk brutto 1 002,7 935,4 1 483,2 2 936,1 1 722,0 3 186,5 3 763,7
Podatek dochodowy 86,7 69,6 246,3 478,9 293,2 951,0 975,4
Udziałowcy mniejszościowi 1,0 0,4 1,6 3,4 0,0 0,0 0,0
Zysk netto 915,0 865,3 1 235,2 2 453,7 1 428,8 2 235,4 2 788,4
zmiana -31,1% -5,4% 42,8% 98,6% -41,8% 56,5% 24,7%
marŜa 5,5% 4,7% 6,4% 11,5% 6,3% 8,4% 10,3%
Amortyzacja 1 430,3 1 424,9 1 496,2 1 524,7 1 542,6 2 223,7 2 327,4
EBITDA 2 291,3 2 225,6 2 871,1 4 411,4 3 121,6 5 614,9 6 352,9
zmiana -17,2% -2,9% 29,0% 53,7% -29,2% 79,9% 13,1%
marŜa EBITDA 13,8% 12,1% 14,9% 20,7% 13,7% 21,0% 23,5%
Liczba akcji na koniec roku (mln) 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0
EPS 0,2 0,1 0,2 0,4 0,2 0,4 0,5
CEPS 0,4 0,4 0,5 0,7 0,5 0,8 0,9
ROAE 4,3% 4,1% 5,9% 10,9% 6,0% 8,9% 10,4%
ROAA 3,1% 3,0% 4,1% 7,5% 3,8% 5,3% 6,3%
Bilans
(mln PLN) 2007 2008 2009 2010 2011P 2012P 2013P
AKTYWA 28 401,9 29 745,3 31 074,4 34 316,2 41 261,3 43 694,3 45 408,1
Majątek trwały 22 131,1 22 573,6 24 657,5 27 432,9 34 080,4 35 335,7 36 535,8 Rzeczowe aktywa trwałe 18 715,5 20 587,0 22 888,9 25 662,2 28 901,2 30 198,7 31 414,6
Wartości niematerialne i prawne 84,6 151,7 173,5 246,7 303,2 300,9 285,2
Udziały w innych podmiotach 557,5 556,9 556,5 555,8 555,8 555,8 555,8
Pozostałe aktywa trwałe 2 773,4 1 278,0 1 038,6 968,1 4 320,1 4 280,2 4 280,2
Majątek obrotowy 6 270,8 7 171,7 6 416,9 6 883,4 7 180,9 8 358,6 8 872,3
Zapasy 1 216,0 1 721,3 1 258,9 1 049,6 1 527,0 1 809,5 2 103,7
NaleŜności krótkoterminowe 3 331,0 3 716,9 3 680,0 4 061,2 4 112,2 4 812,9 4 857,3
Pozostałe aktywa obrotowe 140,2 311,6 281,6 399,3 399,3 399,3 399,3
Środki pienięŜne i ich ekwiwalent 1 583,6 1 421,9 1 196,3 1 373,3 1 142,3 1 336,9 1 511,9
(mln PLN) 2007 2008 2009 2010 2011P 2012P 2013P
PASYWA 28 401,9 29 745,3 31 074,4 34 316,2 41 261,3 43 694,3 45 408,1
Kapitał własny 21 013,1 20 706,9 21 424,9 23 506,0 24 227,5 25 892,1 27 563,5
Kapitał akcyjny 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0
Pozostałe kapitały własne 15 113,1 14 806,9 15 524,9 17 606,0 18 327,5 19 992,1 21 663,5
Kapitał mniejszości 8,7 9,0 10,5 13,4 13,4 13,4 13,4
Zobowiązania długoterminowe 3 879,6 4 058,6 3 740,3 4 973,3 7 313,6 7 237,8 7 237,8
PoŜyczki i kredyty 31,4 41,1 44,1 969,9 3 310,1 3 234,3 3 234,3
Pozostałe 3 848,2 4 017,6 3 696,2 4 003,5 4 003,5 4 003,5 4 003,5
Zobowiązania krótkoterminowe 3 500,6 4 970,7 5 898,8 5 823,4 9 706,8 10 550,9 10 593,4
PoŜyczki i kredyty 106,7 871,8 1 984,1 1 229,2 4 195,3 4 099,3 4 099,3
Zobowiązania handlowe 2 408,0 3 222,5 2 733,4 3 291,5 3 957,2 4 646,0 4 688,5
Pozostałe 985,9 876,4 1 181,3 1 302,7 1 554,2 1 805,7 1 805,7
Dług 138,1 912,8 2 028,2 2 199,1 7 505,4 7 333,5 7 333,5
Dług netto -1 445,5 -509,1 831,8 825,8 6 363,1 5 996,6 5 821,7
(Dług netto / Kapitał własny) -6,9% -2,5% 3,9% 3,5% 26,3% 23,2% 21,1%
(Dług netto / EBITDA) -0,6 -0,2 0,3 0,2 2,0 1,1 0,9
BVPS 3,6 3,5 3,6 4,0 4,1 4,4 4,7
Przepływy pienięŜne
(mln PLN) 2007 2008 2009 2010 2011P 2012P 2013P
Przepływy operacyjne 3 028,7 1 492,9 2 554,9 3 843,3 3 179,3 4 547,6 5 227,5
Zysk netto 915,0 865,3 1 235,2 2 453,7 1 428,8 2 235,4 2 788,4
Amortyzacja 1 430,3 1 424,9 1 496,2 1 524,7 1 542,6 2 223,7 2 327,4
Kapitał obrotowy -606,5 -145,9 -46,7 52,7 137,2 -294,3 -296,2
Pozostałe 1289,9 -651,4 -129,9 -187,8 70,7 382,8 407,9
Przepływy inwestycyjne -2 455,6 -2 208,9 -3 637,7 -3 558,8 -7 938,6 -3 267,3 -3 527,6
CAPEX -2 980,0 -2 579,5 -3 840,8 -3 669,9 -4 838,1 -3 518,8 -3 527,6
Pozostałe 524,4 370,6 203,1 111,1 -3100,5 251,5 0,0
Przepływy finansowe -2 547,5 552,0 858,2 -107,9 4 528,3 -1 085,7 -1 524,9
Emisja akcji 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Dług -2 295,4 769,8 1 112,3 171,5 5 306,3 -171,9 0,0
Dywidenda (buy-back) -153,0 -171,0 -148,5 -132,0 -708,0 -571,5 -1 117,7
Pozostałe -99,1 -46,9 -105,6 -147,4 -70,0 -342,3 -407,2
Zmiana stanu środków pienięŜnych -1 975,6 -161,7 -225,6 177,0 -231,0 194,6 175,0 Środki pienięŜne na koniec okresu 1 583,6 1 421,9 1 196,3 1 373,3 1 142,3 1 336,9 1 511,9
DPS (PLN) 0,17 0,19 0,03 0,02 0,12 0,10 0,19
FCF -1 381,9 -569,4 -1 262,7 315,3 -1 872,5 850,7 1 553,8
(CAPEX / Przychody ze sprzedaŜy) 17,9% 14,0% 19,9% 17,2% 21,2% 13,2% 13,1%
Wskaźniki rynkowe
2007 2008 2009 2010 2011P 2012P 2013P
P/E 25,8 27,3 19,1 9,6 16,5 10,6 8,5
P/CE 10,1 10,3 8,6 5,9 7,9 5,3 4,6
P/BV 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 0,9 0,9
P/S 1,4 1,3 1,2 1,1 1,0 0,9 0,9
FCF/EV -6,2% -2,5% -5,2% 1,3% -6,2% 2,9% 5,3%
EV/EBITDA 9,7 10,4 8,5 5,5 9,6 5,3 4,6
EV/EBIT 9,0 25,3 19,2 8,2 19,0 8,7 7,3
EV/S 1,3 1,3 1,3 1,1 1,3 1,1 1,1
DYield 4,3% 4,8% 0,6% 0,6% 3,0% 2,4% 4,7%
Cena (PLN) 4,00
Liczba akcji na koniec roku (mln) 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0 5 900,0
MC (mln PLN) 23 600,0 23 600,0 23 600,0 23 600,0 23 600,0 23 600,0 23 600,0
Kapitał udziałowców mniej. (mln PLN) 8,7 9,0 10,5 13,4 13,4 13,4 13,4
EV (mln PLN) 22 163,2 23 099,9 24 442,3 24 439,2 29 976,6 29 610,1 29 435,1
Michał Marczak tel. (+48 22) 697 47 38 Dyrektor Zarządzający
Dyrektor Departamentu Analiz michal.marczak@dibre.com.pl
Strategia, Telekomunikacja, Surowce, Metale
Departament Analiz:
Kamil Kliszcz tel. (+48 22) 697 47 06 kamil.kliszcz@dibre.com.pl
Paliwa, Chemia, Energetyka
Piotr Grzybowski tel. (+48 22) 697 47 17 piotr.grzybowski@dibre.com.pl
IT, Media
Maciej Stokłosa tel. (+48 22) 697 47 41 maciej.stoklosa@dibre.com.pl
Budownictwo, Deweloperzy
Jakub Szkopek tel. (+48 22) 697 47 40 jakub.szkopek@dibre.com.pl
Przemysł
Iza Rokicka tel. (+48 22) 697 47 37 iza.rokicka@dibre.com.pl
Banki
Gabriela Borowska tel. (+48 22) 697 47 36 gabriela.borowska@dibre.com.pl
Handel
Piotr Zybała tel. (+48 22) 697 47 01 piotr.zybala@dibre.com.pl
Deweloperzy
Departament SprzedaŜy Instytucjonalnej:
Piotr Dudziński tel. (+48 22) 697 48 22 Dyrektor
piotr.dudzinski@dibre.com.pl
Marzena Łempicka– Wilim tel. (+48 22) 697 48 95 Wicedyrektor
marzena.lempicka@dibre.com.pl Maklerzy:
Emil Onyszczuk tel. (+48 22) 697 49 63 emil.onyszczuk@dibre.com.pl
Michał Jakubowski tel. (+48 22) 697 47 44 michal.jakubowski@dibre.com.pl
Tomasz Jakubiec tel. (+48 22) 697 47 31 tomasz.jakubiec@dibre.com.pl
Grzegorz Strublewski tel. (+48 22) 697 48 76 grzegorz.strublewski@dibre.com.pl
Michał Stępkowski tel. (+48 22) 697 48 25 michal.stepkowski@dibre.com.pl
Paweł Majewski tel. (+48 22) 697 49 68 pawel.majewski@dibre.com.pl
Zespół Obsługi Rynków Zagranicznych
Adam Prokop tel. (+48 22) 697 48 46 Kierownik Zespołu
adam.prokop@dibre.com.pl
Michał RoŜmiej tel. (+48 22) 697 48 64 michal.rozmiej@dibre.com.pl
Jakub Słotkowicz tel. (+48 22) 697 48 64 jakub.slotkowicz@dibre.com.pl
Jacek Wrześniewski tel. (+48 22) 697 49 85 jacek.wrzesniewski@dibre.com.pl
„Prywatny Makler”
Jarosław Banasiak tel. (+48 22) 697 48 70 Dyrektor Biura Aktywnej SprzedaŜy jaroslaw.banasiak@dibre.com.pl
Dom Inwestycyjny BRE Banku S.A.
ul. Wspólna 47/49 00-950 Warszawa www.dibre.com.pl
Ostatnie wydane rekomendacje dotyczące PGNiG
rekomendacja Trzymaj Akumuluj
data wydania 2011-06-03 2011-07-06 kurs z dnia rekomendacji 4,36 4,40 WIG w dniu rekomendacji 49824,93 48581,57 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.
