Dom Maklerski PKO Banku Polskiego ul. Puławska 15 02-515 Warszawa

Istotne zastrzeżenia i informacje na temat powiązań pomiędzy DM PKO BP a spółką znajdują się na ostatniej stronie niniejszego opracowania.

RAPORT

2 czerwiec 2015

Dane podstawowe

Cena bieżąca (PLN) 6,50

Cena docelowa (PLN) 5,38

Min 52 tyg (PLN) 4,25

Max 52 tyg (PLN) 6,76

Kapitalizacja (mln PLN) 38 350,00

EV (mln PLN) 41 230,00

Liczba akcji (mln szt.) 5 900,00

Free float 27,6%

Free float (mln PLN) 10 584,60

Śr. obrót/dzień (mln PLN) 31,19

Kod Bloomberga PGN PW

Kod Reutersa PGNI.WA

Zmiana kursu PGNiG WIG

1 miesiąc -0,9% -1,6%

3 miesiące 28,0% 4,3%

6 miesięcy 34,2% 4,6%

12 miesięcy 42,9% 6,8%

Akcjonariat % akcji i głosów

Skarb Państwa 72,40

Poprzednie rekom. data cena doc.

Trzymaj 2014-12-09 4,84

Dane finansowe (skonsolidowane)

mln PLN 2013 2014 2015P 2016P 2017P

Sprzedaż 32 120 34 304 36 991 36 382 36 002

EBITDA 5 517 6 337 6 520 5 813 5 997

EBIT 3 149 3 843 3 975 3 205 3 342

Zysk netto 1 920 2 822 2 875 2 299 2 363

Zysk skorygowany 1 918 2 822 2 875 2 299 2 363

EPS (PLN) 0,33 0,48 0,49 0,39 0,40

DPS (PLN) 0,15 0,20 0,22 0,18 0,16

CEPS (PLN) 0,73 0,90 0,92 0,83 0,85

P/E 19,99 13,59 13,34 16,68 16,23

P/BV 1,35 1,27 1,20 1,17 1,12

EV/EBITDA 7,47 6,51 6,32 7,09 6,88

P - prognoza PKO DM

4,1

5

5,9

6,8

23 maj 4 sie 14 paź 29 gru 12 mar 26 maj

PGNiG

PGNiG WIG znormal izowany

PGNIG

Sektor paliwowy

Szklanka do połowy pusta

Mimo dobrych wyników za 1Q15 oraz podwyższeniu prognoz na cały 2015 r. obniżamy rekomendację dla PGNiG z Trzymaj do Sprzedaj ze względu na wycenę spółki oraz rosnącą presję na marże w handlu gazem ze strony niskich cen spot gazu w Europie oraz nadpodaży LNG. Trend spadających cen gazu widoczny jest już nie tylko na TGE, ale także w powolnej, ale systematycznej obniżce taryfy gazowej (116 PLN/MWh w 2014 r. a 100,9 MWh w 2Q15 r.) Zakładamy, iż w 2016 r. PGNiG ma szanse na otrzymanie obniżki gazu z Gazpromu, ale efekt ten zostanie zniwelowany częściowo przez rosnące ceny ropy naftowej. Dodatkowym czynnikiem obciążającym średni koszt pozyskania portfela gazowego będzie realizacja kontraktu z Qatargas. W związku z powyższym wydajemy rekomendację Sprzedaj z ceną docelową 5,38 PLN/akcję.

Postępująca liberalizacja rynku gazu zagrożeniem dla udziałów rynkowych Proces liberalizacji rynku gazu niesie dla PGNiG, który dotychczas posiadał dominującą pozycję ryzyko utraty części klientów oraz spadku przychodów w segmencie handlu gazem. W kolejnych latach powyższe tendencje rynkowe oznaczają nieuchronny spadek udziałów rynkowych na rzecz konkurencyjnych podmiotów wchodzących na liberalizujący się rynek gazu. Zakładamy w prognozach, iż PGNiG docelowo zachowa ok. 60% udział w rynku gazu w Polsce.

Presja na średnie ceny sprzedaży gazu - wprowadzenie programu rabatowego W związku z wyższymi cenami gazu na TGE a cenami spot gazu w Niemczech oraz możliwością dywersyfikacji dostaw gazu przez klientów instytucjonalnych PGNiG zanotował w 2014 r. spadek wolumenów sprzedaży gazu o 0,7 mld m3 w kanale hurtowym. W odpowiedzi na powyższe zjawisko PGNiG wprowadził w maju 2015 r. program rabatowy, z którego skorzystało 30 klientów strategicznych, których zamówienia stanowią 85% łącznego wolumenu gazu sprzedawanego w kanale hurtowym (ok. 4,7 mld m3). Oznacza to, że prawie ok. połowa portfela gazu w grupie PGNiG będzie sprzedawana po cenach rynkowych, które nie uwzględniają kosztu pozyskania gazu w kontraktach długoterminowych (obecnie korzystny ze względu na spadek cen ropy naftowej). W przypadku szybszego tempa obniżania się cen gazu w Europie w porównaniu z dynamiką spadku średniego kosztu pozyskania portfela gazowego PGNiG doświadczy presji związanej z erozją marż na handlu gazem.

Ryzyko niezbilansowania portfela

Na chwilę obecną popyt krajowy w pełni jest pokrywany przez obecny portfel pozyskania gazu. Postępująca deregulacja rynku gazu w Polsce oznacza dla PGNiG w perspektywie najbliższych lat ryzyko utraty części rynku oraz niezbilansowania portfela grupy w związku ze koniecznością eksportu nadwyżek gazu (utrata wolumenów sprzedaży na rzecz konkurencji). Handel gazem na giełdach to kolejne ryzyko dla rentowności w segmencie gazu.

Wzrost wydobycia węglowodorów konieczny do poprawy EBITDA po 2017 r.

Strategia PGNiG na lata 2014-2015 zakłada utrzymanie poziomu EBITDA w perspektywie 2017 r. i jej zwiększenie do poziomu 7 mld PLN w 2022 r. Do realizacji powyższych celów poza optymalizacją zarządzania portfelem gazu ziemnego będzie konieczny wzrost wydobycia węglowodorów. Brak akwizycji w obszarze upstream niesie za sobą ryzyko realizacji powyższych celów finansowych, a tym samym może obniżyć wartość spółki.

Monika Kalwasińska (0-22) 521-79-41 monika.kalwasinska@pkobp.pl

Sprzedaj (obniżona)

2

PGNiG

2 czerwiec 2015

Spadające ceny ropy naftowej wsparciem dla marży na handlu gazem

W 1Q15 r. wyniki segmentu obrót i magazynowanie pozytywnie zaskoczyły drugi kwartał z rzędu dodatnią marżą na sprzedaży gazu, neutralizując tym samym spadek wyników w segmencie wydobycia. Istotnym czynnikiem wspierającym wyniki segmentu był niższy koszt zakupu gazu z Gazpromu na skutek gwałtownego spadku cen ropy na przełomie 4Q14 i 1Q15 przy jednoczesnym utrzymywaniu wysokich cen sprzedaży gazu. Dodatkowym wsparciem dla wyników były także przyznane rabaty od Gazpromu za zmniejszone dostawy gazu w stosunku do wcześniej zakontraktowanych wolumenów.

W 2014 r. sprzedaż gazu ziemnego przez grupę PGNiG wyniosła 18,6 mld m3 w porównaniu z 16,2 mld m 3 w 2013 r., co w dużej mierze wiązało się z obowiązkiem realizacji obligo giełdowego (sprzedaż na TGE w wysokości 3,74 mld m3 w całym 2014 r.), a nie wzrostem popytu na gaz w Polsce. Ponieważ sprzedaż na TGE przez PGNIG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym rok 2015 przyniesie dalszy dynamiczny wzrost wolumenów (ok. 22,7 mld m3).

Podsumowanie inwestycyjne

-3%

-1%

-3%

-2%

3%

-3%

-1%

2%

4%

1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 3Q14 1Q15

Marża na sprzedaży gazu E w PGNIG SA i PGNIG OD

Źródło: PGNiG S.A.

6.2 5.5 5.5 5.2 5.0

8.67.4 7.4 7.2 6.65

3.746.4 8 8

2013 2014 2015P 2016P 2017P

Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNIG SA i PGNIG OD (mld m3)

PGNIG SA PGNIG OD TGEŹródło: DM PKO BP.

3

PGNiG

2 czerwiec 2015

Presja na ceny sprzedaży gazu - wprowadzenie programu rabatowego

Ceny zakupu gazu od Gazpromu są oparte na formule cenowej uwzględniającej mix notowań produktów ropopochodnych oraz cen spotowych gazu. W największym stopniu na koszt zakupu gazu wpływa jednak 9-miesięczna ruchoma średnia notowań ropy naftowej w połączeniu z kursem USD/PLN. Jeżeli uwzględnimy niskie notowania ropy naftowej w IH 2015 to największy spadek 9-miesięcznej wyrażonej w PLN nastąpi na przełomie 3Q15 i 4Q15, powodując dalsze obniżenie kosztów zakupu gazu od Gazpromu, nawet jeżeli założymy wzrost cen ropy do 70 USD/boe w 4Q15 r.

W związku się z utrzymywaniem się niskich cen ropy naftowej, które przekładają się na obniżenie kosztów zakupu gazu w II poł. 2015 r. decydującym czynnikiem wpływającym na poziom marży na handlu gazem będzie średnia cena sprzedaży gazu w grupie PGNIG zarówno w kanale hurtowym jak i detalicznym. W przypadku gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw ze względu na brak siły przetargowej cena sprzedaży będzie równała się wysokości taryfy gazowej.

Zupełnie odmienna sytuacja ma miejsce w segmencie klientów instytucjonalnych, którym PGNIG zaoferował w ostatnim czasie program rabatowy, który polega na udzielenia rabatu od ceny taryfowej pod warunkiem zadeklarowania odbioru określonych wolumenów sprzedaży w okresie 1.05.2015 - 31.12.2015, ale nie dłużej do momentu ewentualnego zniesienia obowiązku taryfowania. Poziom rabatu ma odzwierciedlać różnicę pomiędzy taryfą na gaz, a aktualnymi cenami na TGE. Na danym moment do programu rabatowego zgłosiło się 30 klientów strategicznych, których zamówienia stanowią 85% łącznego wolumenu gazu sprzedawanego w kanale hurtowym (ok. 4,7 mld m3).

Gdyby nastąpiło zniesienie obowiązku taryfowania w kanale hurtowym wówczas PGNiG będzie zmuszony do sprzedaży ok. połowy portfela gazu po cenach rynkowych, które nie uwzględniają kosztu pozyskania gazu w kontraktach długoterminowych, co oznacza ryzyko obniżenia marży na sprzedaży gazu.

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

120.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

I 2013 II2013

III2013

IV2013

I 2014 II2014

III2014

IV2014

I 2015 II2015

III2015

IV2015

9M średnia PLN lewa oś 9M średnia USD prawa ośŹródło: DM PKO BP.

4

PGNiG

2 czerwiec 2015

Postępująca liberalizacja rynku gazu zagrożeniem dla udziałów rynkowych

Proces liberalizacji rynku niesie dla PGNiG, który dotychczas posiadał dominującą pozycję na rynku gazu w Polsce ryzyko utraty części klientów oraz ograniczenia przychodów w segmencie obrotu i magazynowanie. W kolejnych latach powyższe tendencje rynkowe oznaczają nieuchronny spadek udziałów rynkowych na rzecz konkurencyjnych podmiotów wchodzących na liberalizujących się rynek gazu. Zakładamy w prognozach, iż PGNiG docelowo zachowa ok. 60% udział w rynku gazu w Polsce.

50

60

70

80

90

100

110

120

130

Porówananie notowań gazu MWh/PLN

TTF Day Ahead Taryfa PGNIG TGE RDNŹródło: DM PKO BP.

-20.0

-10.0

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

Spread między taryfą PGNiG a notowaniami TGE i TTF (day ahead i RDN MWh/PLN)

taryfa - TGE taryfa - TTFŹródło: DM PKO BP.

5

PGNiG

2 czerwiec 2015

Ryzyko niezbilansowania portfela

W 2014 r. PGNIG na rynku krajowym sprzedał ok 14,1 mld m3 gazu. Na obecny portfel pozyskania gazu w grupie PGNiG składają się kontrakty długoterminowe na zasadzie „take or pay” oraz krajowe wydobycie gazu. Popyt krajowy w pełni jest pokrywany przez obecny portfel pozyskania gazu. W latach 2005-2014 sprzedaż gazu ziemnego w Polsce rosła średniorocznie w tempie 1,6% ze względu na brak znaczącego popytu ze strony branży energetycznej.

Obowiązujący kontrakt Jamalski z firmą Gazprom zakłada dostawy gazu do Polski do 2020 r. w maksymalnej wysokości 10,2 mld m3 z uwzględnieniem klauzuli take-or-pay, która obliguje PGNG do odbioru minimalnej wielkości zakontraktowanego wolumenu na poziomie 85% czyli ok. 8,67 mld m3. Kolejny długoterminowy kontrakt na dostawy gazu to umowa z Qatargas, która obowiązuje do 2034 r. i przewiduje zakup 1,3 mld m3 gazu rocznie. Dodatkowo pod koniec 2014 r. PGNiG podpisało list intencyjny ze spółką Polskie LNG, w którym zadeklarowano wspólne działania zmierzające m.in. do rozbudowy terminalu LNG. W wymiarze finansowym oznacza to, iż w przypadku realizacji konkretnych inwestycji PGNiG będzie musiało partycypować w kosztach rozbudowy terminala LNG.

Postępująca deregulacja rynku gazu w Polsce oznacza dla PGNiG w perspektywie najbliższych lat ryzyko utraty części rynku oraz niezbilansowania portfela grupy w związku ze koniecznością eksportu nadwyżek gazu powstałych na skutek utraty wolumenów sprzedaży na rzecz konkurencji. Same kontrakty długoterminowe to podaż gazu w wysokości około 10 mld m3 plus krajowe wydobycie rzędu 4,5 mld m3. W przypadku utraty ok. 40% udziałów PGNiG będzie wówczas sprzedawał ok. 8-8,5 mld m3 gazu rocznie bez uwzględnienia potencjalnego wzrostu popytu ze strony sektora energetycznego oraz wolumenów tradingowych.

5.5 5.5 5.2 5.0 4.7

7.4 7.4 7.2 6.65 6.1

3.746.4 8 8 8

1.31.3 1.3 1.3

1.76

1.861.88 1.9 1.92

0.47 1.17 1.95

2014 2015P 2016P 2017P 2018P

Sprzedaż gazu ziemnego przez grupę PGNIG SA (mld m3)

PGNIG SA PGNIG OD TGE LNG PST tradingŹródło: PGNiG S.A.

6

PGNiG

2 czerwiec 2015

Wzrost wydobycia węglowodorów konieczny do poprawy EBITDA po 2017

Strategia PGNiG na lata 2014-2015 zakłada utrzymanie poziomu EBITDA w perspektywie 2017 r. i jej zwiększenie do poziomu 7 mld PLN w 2022 r. Do realizacji powyższych celów poza optymalizacją zarządzania portfelem gazu ziemnego będzie konieczny wzrost wydobycia węglowodorów. W przypadku segmentu upstream PGNiG zamierza utrzymać wydobycie węglowodorów w kraju na obecnym poziomie czyli ok. 33 mln boe rocznie. Istotny wzrost wydobycia ma nastąpić za granicą do ok. 50-55 mln boe w 2022 r. poprzez zakup aktywów poszukiwawczo – wydobywczych. Bieżące wydobycie ropy w całej grupie PGNiG wynosi ok. 8,9 mln boe rocznie.

Jeżeli weźmiemy pod uwagę postępująca liberalizację rynku gazu oraz ryzyko utraty części udziałów rynkowych wzrost wydobycia węglowodorów będzie istotnym motorem poprawy wyników w kolejnych latach. Brak akwizycji w obszarze upstream będzie stanowiło ryzyko realizacji postawionych celów finansowych, a tym samym obniży wartość spółki.

4.5 4.5 4.5 4.47 4.42

8 8.6 8.6 8.6 8.6

01.3 1.3 1.3 1.33.74

6.48 8 8

1.6

1.61.65 1.65 1.65

2014 2015P 2016P 2017P 2018P

Struktura portfela zakupowego grupy PGNIG SA (mld m3)

wydobycie własne Gazprom LNG TGE import NiemcyŹródło: PGNiG S.A.

nadwyżka gazu/trading

780 770 760 750 740

512 473 563734 685

2015 P 2016 P 2017 P 2018 P 2019 P

Wolumen wydobycia ropy naftowej tys. ton

Polska NorwegiaŹródło: DM PKO BP

7

PGNiG

2 czerwiec 2015

Wrażliwość kosztu zakupu gazu (Gazprom + LNG) na ceny ropy i kursu USD/PLN (mld PLN) na rok 2015.

Wrażliwość EBIT na rok 2016 w zależności od średniego kosztu zakupu gazu dla całej grupy przy średniej cenie sprzedaży na poziomie 978 PLN/1000 m3 na rok 2016.

Założenia do wyceny2015P 2016P 2017P 2018P

ropa Brent USD/bbl 63,6 69,7 71,8 73,3USD/PLN 3,71 3,68 3,45 3,39EUR/PLN 4,15 4,02 3,98 3,95koszt zakupu gazu Gazprom USD/1000m3 287 269 272 278notowania gazu TTF EUR/MWh 20,5 20,7 21,2 21,2Koszt zakupu LNG/MMbtu USD 8,1 8,9 9,2 9,3średnia cena zakupu PLN/1000 m3 925,4 866,8 847,1 845,7Cena sprzedaży LNG/MMbtu USD 7,7 7,1 7,0 7,0Cena sprzedaży TGE PLN/1000 m3 1091,1 953,3 962,5 955,2Taryfa PLN/1000m3 1160,0 1043,0 953,0 953,0średnia cena sprzedaży gazu PLN/1000 m3 1098,6 977,6 953,3 947,5wolumen sprzedaży w całej grupie mld m3 22,5 24,1 24,0 24,0Źródło: DM PKO BP

mld PLN 3,71 3,76 3,81 3,86 3,91

63,6 10 532 10 674 10 816 10 958 11 100

68,6 11 360 11 513 11 666 11 819 11 973

ropa Brent 73,6 12 188 12 352 12 517 12 681 12 845

78,6 13 016 13 192 13 367 13 542 13 718

83,6 13 844 14 031 14 217 14 404 14 590

kurs USD/PLN

2016 EBIT revenues costs

836,8 3 927 36 382 32 455

846,8 3 687 36 382 32 695

856,8 3 446 36 382 32 936

866,8 3 206 36 382 33 176

876,8 2 965 36 382 33 417

886,8 2 725 36 382 33 657

896,8 2 484 36 382 33 898

906,8 2 244 36 382 34 138

koszt zakupu gazu 1000/m3

8

PGNiG

2 czerwiec 2015

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 5,38 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 1.1.2015 r.

Do sporządzenia wyceny DCF przyjęliśmy następujące założenia:

stopa w wolna od ryzyka w wysokości 3% (rentowność 10-letnich obligacji skarbowych),

premia za ryzyko 5%,

beta = 1x,

realna stopa wzrostu po okresie prognozy = 2%,

dług netto na koniec 2014 r.,

wycena jest powiększona o wartość księgową posiadanego przez PGNiG pakietu spółki EuRoPolGaz i Gas-Tradingu w kwocie 858 mln PLN.

7,0% 7,5% 8,0% 8,5% 9,0%

0,50% 4,16 4,16 4,15 4,14 4,14

1,00% 4,37 4,36 4,36 4,35 4,34

g 1,50% 4,61 4,60 4,60 4,59 4,58

2,00% 4,89 4,89 4,88 4,87 4,87

2,50% 5,23 5,23 5,22 5,21 5,21

Analiza w rażliw ościkoszt kapitału

9

PGNiG

2 czerwiec 2015

Rachunek zysków i strat (mln PLN) 2012 2013 2014 2015P 2016P 2017P IVQ 13 I-IVQ 13 IVQ 14 I-IVQ 14

Przychody netto ze sprzedaży 28 730 32 120 34 304 36 991 36 382 36 002 9 117 32 120 11 485 34 304

zmiana 24,9% 11,8% 6,8% 7,8% -1,6% -1,0% 72,0% 60,1% 26,0% 6,8%EBITDA 4 601 5 517 6 337 6 520 5 813 5 997 1 454 6 262 1 359 6 289 zmiana 41,2% 19,9% 14,9% 2,9% -10,8% 3,2% 177,2% 324,3% -6,5% 0,4%EBIT 2 533 3 149 3 843 3 975 3 205 3 342 744 3 799 759 3 843 zmiana 50,3% 24,3% 22,0% 3,4% -19,4% 4,3% - - 2,0% 1,2%Zysk netto 2 234 1 920 2 822 2 875 2 299 2 363 -161 1 918 688 2 822 zmiana 37,4% -14,1% 47,0% 1,9% -20,0% 2,8% - - - 47,1%Zysk netto skorygowany 2 236 1 918 2 822 2 875 2 299 2 363 -161 1 918 688 2 822 zmiana 37,4% -14,2% 47,1% 1,9% -20,0% 2,8% - - - 47,1%Marża EBITDA 16,0% 17,2% 18,5% 17,6% 16,0% 16,7% 15,9% 19,5% 11,8% 18,3%Marża EBIT 8,8% 9,8% 11,2% 10,7% 8,8% 9,3% 8,2% 11,8% 6,6% 11,2%Rentowność netto 7,8% 6,0% 8,2% 7,8% 6,3% 6,6% -1,8% 6,0% 6,0% 8,2%Źródło: Spółka, PKO DM

Wybrane pozycje bilansu i CF (mln PLN) 2012 2013 2014 2015P 2016P 2017PAktywa ogółem 47 917 47 144 48 926 50 702 51 344 52 232Aktywa trwałe 37 084 36 239 37 692 39 007 40 267 41 272Aktywa obrotowe 10 833 10 905 11 234 11 695 11 077 10 961Kapitał własny 27 247 28 453 30 169 31 864 32 869 34 197Zobowiązania i rezerwy ogółem 20 670 18 691 18 757 18 838 18 474 18 035Dług netto 8 263 4 834 2 880 2 562 2 753 2 389Kapitał obrotowy 4 771 3 431 3 836 3 898 3 834 3 794Kapitał zaangażowany 33 287 33 049 34 426 35 622 36 586 37 510Środki pieniężne z działalności operacyjnej 2 552 7 813 6 979 5 493 5 094 5 166Środki pieniężne z działalności inwestycyjnej -6 149 -3 060 -3 680 -3 796 -3 804 -3 595Środki pieniężne z działalności finansowej 4 040 -3 874 -3 169 -1 577 -1 781 -1 607Środki pieniężne na koniec okresu 1 947 2 826 2 956 3 076 2 585 2 549Dług netto/EBITDA 1,80 0,88 0,45 0,39 0,47 0,40ROE 8,6% 6,9% 9,6% 9,3% 7,1% 7,0%ROACE 5,4% 6,9% 8,1% 8,0% 6,2% 6,3%Źródło: Spółka, PKO DM

Wycena DCF (mln PLN) 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P 2024PPrognozyEBIT 3 975 3 205 3 342 3 694 3 554 3 411 3 399 3 300 3 214 3 279Stopa podatkowa 27% 28% 29% 30% 30% 31% 32% 31% 33% 33%NOPLAT 2 910 2 324 2 384 2 604 2 500 2 369 2 319 2 263 2 157 2 201Amortyzacja 2 545 2 608 2 655 2 661 2 773 2 849 2 904 2 932 3 015 3 010Nakłady inwestycyjne 3 860 3 868 3 659 3 556 3 524 3 562 3 456 3 464 3 256 3 265Inwestycje w kapitał obrotowy 62 -64 -40 28 4 -10 0 -8 3 10FCF 1 533 1 128 1 420 1 681 1 745 1 666 1 766 1 739 1 913 1 935

Kalkulacja WACCDług/(Dług+Kapitał) 15% 14% 13% 11% 10% 8% 7% 7% 6% 6%Stopa wolna od ryzyka 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0%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 1,0Koszt długu po opodatkowaniu 2,9% 2,9% 2,9% 2,8% 2,8% 2,8% 2,7% 2,7% 2,7% 2,7%Koszt kapitału 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,0%WACC 7,2% 7,3% 7,4% 7,4% 7,5% 7,6% 7,6% 7,7% 7,7% 7,7%

WycenaDFCF 1 429 980 1 148 1 262 1 215 1 075 1 055 964 985 924Suma DFCF 11 037Zdyskontowana wartość rezydualna 18 935 realna stopa wzrostu FCF po roku 2022 = 2%Dług netto 2 880Kapitały mniejszości 4Wartość spółki 27 952Liczba akcji (mln sztuk) 5 900,000Wartość 1 akcji 01.01.15 (PLN) 4,74

Cena docelowa (PLN) 5,38Źródło: PKO DM

EUR USD 2014 2015 2016 2014 2015 2016ENAGAS SA SPAIN ENG SM 6313 6888 15,8 15,38 14,77 10,76 11,08 11,40E.ON SE GERMANY EOAN GR 26903 29354 15,4 16,08 16,20 4,94 5,57 5,59GAS NATURAL SDG SA SPAIN GAS SM 22480 24528 16,3 14,98 13,97 9,03 8,13 7,97GDF SUEZ FRANCE GSZ FP 44968 49064 0,0 15,31 13,71 6,75 6,82 6,44PREMIER OIL PLC BRITAIN PMO LN 1146 1250 0,0 40,79 21,47 3,19 4,88 4,31DNO INTERNATIONAL ASA NORWAY DNO NO 1391 1518 19,2 0,00 5,88 4,79 8,77 2,95STATOIL ASA NORWAY STL NO 53572 58453 10,9 19,68 14,01 2,58 3,15 2,73PREMIER OIL PLC BRITAIN PMO LN 1146 1250 0,0 40,79 21,47 3,19 4,88 4,31SNAM SPA ITALY SRG IM 15767 17203 14,2 13,49 16,03 10,38 10,21 11,35CENTRICA PLC BRITAIN CNA LN 19315 21075 14,2 15,42 15,08 6,66 7,47 7,48OMV AG AUSTRIA OMV AV 8499 9274 8,6 13,79 10,53 3,91 4,83 4,08ENI SPA ITALY ENI IM 59746 65189 15,2 27,72 17,75 3,96 4,98 4,07RWE AG GERMANY RWE GR 12887 14061 10,1 10,96 13,64 3,85 4,04 4,28

Mediana 14,16 15,38 14,77 4,79 5,57 4,31PGNiG Polska PGN PW 9 329 10 250 13,59 13,34 16,68 6,51 6,32 7,09Premia/(dyskonto) w wycenie rynkowej spółki -4,0% -13,3% 12,9% 35,9% 13,4% 64,6%

Implikowana wartość 1 akcji (PLN) 6,77 7,49 5,76 4,65 5,67 3,76Źródło: Bloomberg, PKO DM

Wycena porównawcza Kraj notow. TickerKapital. (mln) P/E EV/EBITDA

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 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. 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 PKO BP opiera się zasadniczo na trzech metodach wyceny: DCF (model zdyskontowanych przepływów pieniężnych), metoda wskaźnikowa (porównanie wartości podstawowych wskaźników rynkowych z podobny-mi 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 dywiden-dowej. 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

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 zakładać, że DM PKO BP ma zamiar złożenia oferty świad-czenia usług spółce, której dotyczy raport.

Pozostałe klauzule

Niniejsza rekomendacja została opracowana przez Dom Maklerski PKO Banku Polskiego wyłącznie na potrzeby klientów DM PKO BP. Treść rekomendacji jest utajniana do momentu upublicznienia, przy czym upublicz-nienie 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 uzgodnień ze spółkami ani z innymi podmiotami i opierają się na szeregu założeń, które w przyszłości mogą okazać się nietrafne. DM PKO BP nie udziela żadnego zapewnienia, że podane prognozy sprawdzą się. DM PKO BP może świadczyć 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.

Telefony kontaktowe Biuro Analiz Rynkowych

Dyrektor Artur Iwański Sektor wydobywczy (022) 521 79 31 artur.iwanski@pkobp.pl

Przemysł paliwowy, chemiczny, spożywczy Monika Kalwasińska (022) 521 79 41 monika.kalwasinska@pkobp.pl

Sektor energetyczny, deweloperski Stanisław Ozga (022) 521 79 13 stanislaw.ozga@pkobp.pl

Sektor finansowy Jaromir Szortyka (022) 580 39 47 jaromir.szortyka@pkobp.pl

Handel, media, telekomunikacja, informatyka Włodzimierz Giller (022) 521 79 17 wlodzimierz.giller@pkobp.pl

Przemysł, budownictwo, inne Piotr Łopaciuk (022) 521 48 12 piotr.lopaciuk@pkobp.pl

Analiza techniczna Przemysław Smoliński (022) 521 79 10 przemyslaw.smolinski2@pkobp.pl

Analiza techniczna 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

Dom Maklerski PKO Banku Polskiego

ul. Puławska 15, 02-515 Warszawa

tel. (0-22) 521-80-10, fax (0-22) 521-79-46

e-mail: infodm@pkobp.pl

http://www.dm.pkobp.pl/download/regulaminy/regulamin_swiadczenia_uslugi_sporzadzania_analiz_inwestycyjnych.pdf