Aktualizacja raportu. Lotos

Transkrypt

1 29 sierpnia 2011 Aktualizacja raportu Grupa BRE Bank Securities Cena bieŝąca Cena docelowa Kapitalizacja Free float 50 PLN Paliwa Polska Średni dzienny obrót (3 mies.) Struktura akcjonariatu WIG 30,33 PLN 27,40 PLN 3,9 mld PLN 1,8 mld PLN 23,1 mln PLN Skarb Państwa 53,19% Pozostali 46,81% Strategia dotycząca sektora MarŜe rafineryjne były pod duŝą presją przy rosnących cenach ropy i słabnącym popycie na paliwa. Obecnie sytuacja pod tym względem się poprawia, ale problemem jest mocny spadek dyferencjału Ural/Brent. Raportowane wyniki mogą być pod presją spadających cen ropy i związanego z tym ujemnego efektu LIFO. Sytuację pogarsza presja konkurencyjna na rynku krajowym, zarówno w hurcie jak i detalu. Profil spółki Grupa jest drugą co do wielkości grupą rafineryjną w Polsce o mocach przerobowych,5 mln ton rocznie. Spółka posiada takŝe drugą co do wielkości sieć stacji paliw w Polsce (318 stacji), aktywa wydobywcze na Morzu Bałtyckim (Petrobaltic oraz kupiona w tym roku litewska Geonafta) oraz Morzu Norweskim (łącznie zasoby 2P szacowane są na 7,4 mln ton). WaŜne daty publikacja raportu finansowego za 2011 Kurs akcji Grupy na tle WIG Kamil Kliszcz (48 22) kamil.kliszcz@dibre.com.pl LTS PW; LTOS.WA Redukuj (PodwyŜszona) 11 schładza za wysokie oczekiwania Ostatnie mocne spadki kursu u (od kwietniowego szczytu -38%) nie stanowią w naszej opinii okazji do kupna i są tylko urealnieniem wyceny Spółki w obliczu bardzo niekorzystnych tendencji makro w sektorze rafineryjnym. Obecna wycena implikuje wskaźnik EV/EBITDA LIFO 2011 na poziomie 8,1 vs. 5,9 w przypadku Orlenu, a poziom zadłuŝenia netto przekracza 5-krotność EBITDA LIFO (dla Orlenu po korekcie o wpływy z Polkomtela jest to tylko 1x). W tym kontekście znacznie korzystniejszy bilans ryzyka w niepewnym otoczeniu mają akcję płockiego koncernu, tym bardziej Ŝe PKN ma zdywersyfikowane źródła zysków (petrochemia, detal). Premia dla u ze względu na proces prywatyzacji jest nieuzasadniona, gdyŝ z uwagi na uwarunkowania polityczne sprzedaŝ kontrolnego pakietu jest bardzo mało prawdopodobna. ObniŜamy naszą cenę docelową z 28,4 PLN do 27,4 PLN (obniŝka prognoz częściowo zneutralizowana przez spadek stopy wolnej od ryzyka), ale ze względu na obecny kurs akcji podnosimy rekomendację ze sprzedaj do redukuj. Bardzo słabe wyniki 2011 Wyniki za, podobnie jak te z pokazały, Ŝe w trudnym otoczeniu makro w sektorze nawet nowa rafineria u z korzystniejszą strukturą uzysków nie jest w stanie generować satysfakcjonujących marŝ, szczególnie Ŝe cracki na dieslu, na które ma największą ekspozycję, pozostają relatywnie niskie. Gdyby nie przeszacowania zapasów, Grupa wypracowałaby w pierwszym półroczu zaledwie 215 mln PLN zysku operacyjnego, z czego 7 mln PLN w segmencie wydobywczym. Negatywnie w zaskoczyły takŝe mocno ujemny cash flow operacyjny i wzrost długu netto do ponad 6,2 mld PLN. Osłabienie złotego względem dolara moŝe w kolejnym kwartale dołoŝyć kolejne 300 mln PLN do tego salda. Słabe makro w sektorze się utrzymuje W ostatnich tygodniach wraz z korektą na rynku ropy poprawiły się benchmarkowe marŝe rafineryjne, ale jednocześnie obserwowaliśmy znaczący spadek dyferencjału (obecnie tylko 0,3-0,4 USD/Bbl wobec 2,9 USD/Bbl średnio w 1H 2011), co było efektem uwolnienia rezerw MAE, zwiększenia dostaw z Arabii Saudyjskiej oraz perspektywy szybszego powrotu libijskiej ropy na rynek. W dalszym ciągu doświadcza takŝe presji na marŝe hurtowe (premia lądowa) i marŝe detaliczne w kraju, gdzie ze względu na zwiększenie mocy wytwórczych zaostrzyła się konkurencja z Orlenem. W przeciwieństwie do głównego rywala, Spółka nie jest zdywersyfikowana i nie jest w stanie neutralizować słabych wyników rafinerii przez petrochemię czy silny detal. W kontekście powyŝszych tendencji obniŝamy nasze dotychczasowe oczekiwania dotyczące marŝ w sektorze, aczkolwiek mimo to w prognozach zakładamy poprawę rentowności z obecnych rekordowo niskich poziomów. (mln PLN) P 2012P 2013P Przychody , , , , ,4 EBITDA 704, , , , ,6 marŝa EBITDA 4,9% 7,4% 5,8% 5,3% 6,2% EBIT 419, ,4 1 0,3 776,0 983,2 Zysk netto 900,8 679,2 827,9 4,7 504,3 DPS 0,00 0,00 0,00 0,00 1,58 P/E 4,4 5,8 4,8 9,6 7,8 P/CE 3,3 3,7 2,8 3,5 3,2 P/BV 0,6 0,5 0,5 0,5 0,4 EV/EBITDA 13,2 6,8 6,1 6,1 5,2 DYield 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 5,2% Dom 29 sierpnia Inwestycyjny 2011 BRE Banku nie wyklucza złoŝenia emitentowi papierów wartościowych, będących przedmiotem rekomendacji oferty świadczenia usług maklerskich. Informacje o konflikcie interesów powstałym w związku ze sporządzeniem rekomendacji (o ile występuje) znajdują się na ostatniej stronie niniejszego raportu.

2 11- duŝe negatywne zaskoczenie w rafinerii Skonsolidowane wyniki kwartalne GK (mln PLN) IIQ 2011 IIQ 20 zmiana II 2011P wynik vs. prognoza konsensus wyniki vs. konsensus 1H'2011 1H'20 zmiana Przychody 6 777, ,1 42,8% 7 112,9-4,7% 7 152,0-5,2% , ,7 53,6% EBITDA 466,8 383,8 21,6% 502,8-7,2% 461,0 1,3% 1 000,5 595,6 68,0% marŝa EBITDA 6,9% 8,1% - 7,1% ,5% 6,9% - EBIT 321,1 292,4 9,8% 336,2-4,5% 316,0 1,6% 733,7 424,4 72,9% Zysk brutto 301,2-822,5-402,4-25,2% ,7-821,7 - Zysk netto 253,4-646,0-326,0-22,3% 311,0-18,5% 888,7-623,1 - Źródło:, szacunki DI BRE, PAP Skonsolidowany wynik operacyjny u w 2011 wyniósł 321 mln PLN i na pierwszy rzut oka wygląda na zgodny z naszymi oczekiwaniami i rynkowym konsensusem, ale ich ocena zmienia się diametralnie po uwzględnieniu znacznie wyŝszego efektu LIFO (240 mln PLN vs. zakładane 1 mln PLN) oraz dodatniego salda na pozostałej działalności operacyjnej (+ mln PLN). Wynik oczyszczony o przeszacowanie zapasów wyniósł tylko 81 mln PLN i był nie tylko niŝszy od naszej prognozy (226 mln PLN), ale równieŝ od wyników z 2011 (134 mln PLN), co naleŝy odebrać jako duŝe rozczarowanie z uwagi na ewidentną sezonowość i fakt pełnej utylizacji nowych instalacji z +. Negatywne zaskoczenie pojawiło się równieŝ na poziomie działalności finansowej, gdzie saldo było nieoczekiwanie ujemne (-20 mln PLN), przy zbliŝonych do oczekiwań zysków z róŝnic kursowych (77,2 mln PLN vs. zakładane 66 mln PLN), na co wpłynęły ujemne wyniki na hedgingu (-23 mln PLN na stopie procentowej i -14 mln PLN na walutach i CO2), odwrócenie części zysków na przejęciu Geonafty rozpoznanych w (-20 mln PLN) oraz koszty odsetkowe (juŝ w pełni prezentowane na tej pozycji, gdyŝ wcześniej część od kredytów inwestycyjnych była kapitalizowana).warto równieŝ przypomnieć, Ŝe zgodnie z dokonaną zmianą zasad księgowych, część róŝnic kursowych na kredytach inwestycyjnych została rozpoznana na poziomie kapitałów (83,4 mln PLN). Dług netto w mld PLN na tle zmian przepływów pienięŝnych i salda kapitału obrotowego 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 0,5 0,9 2,2 3,2 5,3 5,4 4,8 4,7 4,9 6,7 5,8 5,9 5,7 11 6,3 11 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0-1,2 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0-2,0-4,0 1,5 1,8 2,0 2,9 3,1 3,4 1,6 1,3 1,9 2,0 2,4 1,9 1,7 1,6 1,7 1,5 1,7 2,5 2,5 2,9 2,9 3,0 3,1 1,8 1,9 3,8 3,9 1,8 2,3 2,3 4,5 4,7 5,3 2,5 2,2 1,9 2,3 2,8 2,7 3,0 3,5 3, Dług netto (lewa skala) CF operacyjny CF inwestycyjny zobowiązania handlowe naleŝności zapasy Źródło:, opracowanie DI BRE Po dobrym negatywną niespodzianką okazał się takŝe mocny ujemny cash flow z działalności operacyjnej (-616 mln PLN), który wynikał ze wzrostu kapitału obrotowego. Przy znacznym zwiększeniu zapasów (rezerwa obowiązkowa i zwyŝka cen), Spółka zredukowała zobowiązania handlowe i ujemne saldo z tego tytułu sięgnęło -750 mln PLN. W naszej opinii przeciwne kierunki zmian na tych pozycjach mogą mieć swoje źródło w nieproporcjonalnym wzroście zobowiązań w (wówczas zdecydowało to o wysokich przepływach z działalności operacyjnej), a takŝe sygnalizowanemu przez Zarząd niedopasowaniu w przepływach z tytułu płatności podatku VAT. Utrzymanie relatywnie niskiego cyklu konwersji gotówki z (49 dni) w stosunku do 5-letniej średniej (55 dni) wydawało się jednak mało realne. W efekcie dług netto u zwiększył się na koniec półrocza do 6,26 mld PLN (+591 mln PLN q/q) mimo wspomnianych pozytywnych efektów przeszacowania kredytów dolarowych wraz z umocnieniem złotego (łącznie 147,9 mln PLN). Wskaźnik zadłuŝenia do strumienia EBITDA LIFO (krocząca roczna) sięga obecnie 5,1 i trudno uznać to za bezpieczny poziom, tym bardziej Ŝe te kalkulacje obejmują jeszcze bardzo dobry rezultat z 20, który będzie trudny do powtórzenia w tym roku z uwagi na pogorszenie makro w sektorze. Trzeba równieŝ pamiętać, Ŝe utrzymanie się obecnego kursu USD/PLN do końca roku będzie oznaczać wzrost długu denominowanego w USD o 300 mln PLN. Słabszy cash flow przy niekorzystnych zjawiskach makro moŝe martwić szczególnie w kontekście rozpoczęcia procesu spłaty zaciągniętych kredytów inwestycyjnych. 29 sierpnia

3 Płatności rat kapitałowych w 2H 2011 szacujemy na 185 mln PLN, a w przyszłym roku na 371 mln PLN (łącznie z odsetkami od tych kredytów odpływ sięgnie 580 mln PLN). Skonsolidowane wyniki kwartalne GK wg segmentów EBIT upstream rafineria efekt LIFO detal pozostałe EBIT LIFO Amortyzacja EBITDA Działalność finansowa Zysk brutto Zysk netto Cena ropy Brent w USD/Bbl 45,0 59,3 68,3 75,0 76,8 78,4 76,3 86,9 4,9 116,8 MarŜa rafineryjna USD/Bbl 4,2 3,8 2,9 0,9 2,6 4,0 2,5 3,2 1,7 2,6 Dyferencjał Ural/Brent 0,8 0,7 0,3 0,3 1,1 1,3 1,3 1,3 2,9 3,3 Kurs średni USD/PLN 3,45 3,27 2,94 2,83 2,89 3,15 3,11 2,92 2,87 2,75 Kurs USD/PLN na koniec okresu 3,54 3,17 2,89 2,85 2,87 3,36 2,93 2,96 2,82 2,75 Przerób ropy w tys. ton SprzedaŜ produktów w tys. ton Wydobycie ropy w tys. ton ,5 60,9 76,4 38,5 37,5 34,1 50,3 56,9 SprzedaŜ ropy w tys. ton 38,8 57,6 28,1 56,5 87,6 51,0 28,6 26,1 46,1 84,6 Źródło: Segment rafineryjny Segment rafineryjny okazał się największym rozczarowaniem w II-gim kwartale, gdyŝ EBIT LIFO w tym obszarze (po oczyszczeniu o stratę dywizji detalicznej) wyniósł tylko 35 mln PLN vs. 125 mln PLN i to przy aŝ o 20 mln PLN mniejszej amortyzacji niŝ zakładaliśmy (wolniejszy przyrost amortyzacji od nowych aktywów). Zaskoczeniem jest spadek sprzedaŝy hurtowej q/q (-4,6%) i brak wzrostu przerobu w tym okresie. Ewidentnie słabe wyniki z głównego segmentu działalności są pochodną niekorzystnego otoczenia makro i sygnalizowanego przez nas spadku premii lądowej i konkurencji na rynku krajowym, czego odzwierciedleniem były takŝe słabe wyniki rafinerii w Płocku. Zarząd u wskazuje, Ŝe mimo juŝ pełnych moŝliwości operacyjnych nowych instalacji +, moce nie były wykorzystane na 0% z uwagi na optymalizację marŝy przy bieŝących warunkach otoczenia. W tym kontekście naleŝy zakładać, Ŝe w drugim półroczu przerób nie osiągnie nominalnych 2,6-2,7 mln ton w ujęciu kwartalnym. Warto zwrócić uwagę, Ŝe negatywnych tendencji makro nie udało się zneutralizować mimo wyraźnej poprawy struktury uzysków (spadek udziału cięŝkich olejów opałowych i wzrost diesla i benzyny). Struktura uzysków oraz zrealizowana EBITDA jednostkowa na tle benchmarku 3% 17% 17% 11% 3% 14% 16% 11% 2% 12% 15% % 4% 13% 26,0 53% 64% 61% 54% 62% 59% 62% 65% 56% 59% 61% 62% 59% 62% 23% 19% 18% 19% 16% 15% 23% 18% 21% 21% 6% 3% 8% 15% 21% 20% 18% 19% 17% 3% 1% 7% 18% 12% 15% 20% 6% 8% asfalty diesel, JET, LOO benzyna COO 21,0 16,0 11,0 6,0 1,0-4,0 marŝa benchmarkowa (cracki+dyferencjał) 11 marŝa EBITDA w USD/Bbl 11 Źródło:, szacunki DI BRE 29 sierpnia

4 W kontekście wyników w kolejnych kwartałach tego roku, sytuacja makroekonomiczna w sektorze w ostatnich miesiącach nie zmienia się zasadniczo na lepsze. Z jednej strony po mocniejszej sierpniowej korekcie cen ropy nastąpiło wyraźne odbudowanie benchmarkowych marŝ rafineryjnych (według naszych kalkulacji średni benchmark w sierpniu jest około 1,6 USD/Bbl wyŝszy niŝ w lipcu), ale z drugiej strony pod duŝą presją znajduje się dyferencjał Ural/Brent, który średnio w pierwszym półroczu wynosił 2,9 USD/Bbl, a obecnie kształtuje się na poziomie zaledwie 0,3-0,4 USD/Bbl. Głównymi argumentami za takim drastycznym zmniejszeniem dyskonta w cenie ropy cięŝkiej i lekkiej są: wysoki poziom produkcji w krajach OPEC (w czerwcu wzrost o 1,5% m/m, a w lipcu kolejne +1% głównie ropy lekkiej z Arabii Saudyjskiej, która miała zrekompensować brak dostaw z Libii), obawy o wcześniejszy powrót Libii na rynki światowe (przypominamy, Ŝe to właśnie wybuch ewolucji w tym kraju w marcu spowodował skok notowań ropy na giełdach i zwiększenie premii w cenach mieszanek lekkich), zmniejszenie podaŝy rosyjskiej ropy Rebco z uwagi na problemy z limitami przepustowości na rurociągu Przyjaźń, a takŝe sezonowy wzrost zapotrzebowania ze strony rafinerii po serii remontów w pierwszych miesiącach roku. Na razie nie naleŝy się takŝe spodziewać zmniejszenia konkurencji na rynku krajowym, a co za tym idzie jakiegoś istotniejszego odbudowania premii lądowej, szczególnie biorąc pod uwagę zakończenie przestojów w rafinerii w Płocku i zwiększenie mocy wytwórczych diesla. Tradycyjnie w wsparciem dla u moŝe być wyŝsza sprzedaŝ asfaltów, ale na pewno nie będzie to miało takiego znaczenia jak w 20 gdzie crack na tej kategorii wynosił -63 PLN/t wobec obecnych -300 PLN/t (przypominamy, Ŝe w 20 wypracował aŝ 413 mln PLN EBIT LIFO). Benchmarkowa marŝa rafineryjna, dyferencjał Ural/Brent w USD/Bbl i crack na asfalcie w PLN/t sty 06 kwi 06 lip 06 paź 06 sty 07 kwi 07 lip 07 paź 07 sty kwi lip paź sty kwi lip paź sty kwi lip paź sty 11 kwi 11 lip sty 06 kwi 06 lip 06 paź 06 sty 07 kwi 07 lip 07 paź 07 sty kwi lip paź sty kwi lip paź sty kwi lip paź sty 11 kwi 11 lip sty 06 lip 06 sty 07 lip 07 sty lip sty lip sty lip sty 11 lip marŝa rafineryjna (6,5% zuŝyć własnych) dyferencjał Ural/Brent crack asfalt-brent (prawa skala) średnia cena asfaltu Źródło: Bloomberg, szacunki DI BRE Na roczne prognozy dla segmentu rafineryjnego duŝy wpływ mają załoŝenia dotyczące cen ropy, a obserwowana zmienność utrudnia oszacowanie efektu LIFO w kolejnych kwartałach tego roku. W pierwszym półroczu łącznie wzrost cen surowca przyniósł 0,52 mld PLN dodatkowego zysku operacyjnego. Mocna korekta jaka miała miejsce na początku sierpnia zwiastowała wysoki ujemny efekt przeszacowania zapasów w, ale ostatnio część tych spadków została odrobiona, a dodatkowo ich skalę zneutralizowało osłabienie złotego względem dolara. Przy załoŝeniu utrzymania się obecnych cen baryłki Brent, średnia dla powinna wynieść około 111 USD/Bbl, co oznaczałoby spadek q/q o niecałe 6 USD/Bbl. Po uwzględnieniu zmian kursu USD/PLN implikowałoby to stratę rzędu mln PLN. W naszym modelu zakładamy jednak, Ŝe w związku z perspektywą poprawy sytuacji podaŝowej na rynku ropy lekkiej (Libia) i rosnące ryzyka dla popytu na paliwa w Europie, ostateczny spadek cen mieszanki Brent będzie większy (jeśli nie poprzez spadek globalnych benchmarków to poprzez zawęŝenie spreadu do WTI, który przekracza 22 USD). Spadek cen w okolice 2 USD/Bbl (-6% vs. obecne notowania) implikowałby stratę z tytułu przeszacowania zapasów w 2H 2011 na poziomie około 140 mln PLN i taki scenariusz przyjmujemy w prognozach. Notowania ropy Ural w USD/Bbl '2011 '2011 sty mar maj lip wrz lis sty 11 mar 11 maj 11 lip 11 ropa Ural Źródło: Bloomberg, opracowanie DI BRE 29 sierpnia

5 W ramach segmentu rafineryjnego warto jeszcze zwrócić uwagę na bardzo słaby rezultat w obszarze detalicznym, gdzie zanotowano kolejną kwartalną stratę (-12,3 mln PLN) i pierwsze półrocze sieć stacji benzynowych u zamknęła ujemnym EBIT na -25 mln PLN. Nic nie wskazuje na to, aby te niekorzystne tendencje miały ulec zmianie w, gdzie obserwujemy zaostrzenie walki cenowej (ostatnie deklaracje głównych graczy o ustaleniu cen maksymalnych poniŝej 5 PLN za litr benzyny). Takie ruchy koncernów mogą być zaskoczeniem w kontekście rekordowo niskich marŝ detalicznych, ale Spółki tłumaczą je koniecznością walki o wolumen sprzedaŝy. Rzeczywiście pogoda tego lata na pewno nie sprzyja wyjazdom wakacyjnym, co przełoŝy się na sprzedaŝ na stacjach (paliwową i pozapaliwową). Ten argument nie jest jednak wystarczający do tak agresywnej polityki cenowej. Przykładowo obecna cena hurtowa benzyny 95 wynosi 4,93 PLN za litr, tak więc marŝa dla stacji wynosi zaledwie 6 groszy. Segment wydobywczy Wyniki segmentu wydobywczego były jasną stroną raportu u za W tym obszarze Spółka zaskoczyła zarówno na poziomie EBIT (84 mln PLN vs. zakładane 33 mln PLN i 23 mln PLN w 2011), jak i wolumenów (sprzedaŝ ponad 80 tys. ton vs. zakładane 58 tys. ton). Za odchylenie odpowiedzialny jest Petrobaltic, który wypracował aŝ 60 mln PLN zysku operacyjnego vs. 8,9 mln PLN w Tak duŝe wahnięcia q/q to jednak efekt sposobu księgowania marŝy wydobywczej i związanych z tym wyłączeń międzysegmentowych (w tym kwartale -27 mln PLN). W tym kontekście wysoką sprzedaŝ naleŝy traktować jako jednorazowe zdarzenie (sprzedaŝ zapasów z ) i moŝna spodziewać się, Ŝe w kolejnych kwartałach będzie ona zbliŝona do wielkości produkcji (57 tys. ton). Warto zwrócić uwagę, Ŝe istotnym wsparciem dla rezultatów segmentu jest konsolidacja kupionej w lutym (pakiet większościowy) litewskiej Geonafty, która w obecnych warunkach przy wydobyciu 22 tys. ton na kwartał jest w stanie generować około 24 mln PLN zysku operacyjnego kwartalnie. Uwzględnienie tej akwizycji nie pozwala jednak na utrzymanie naszych poprzednich prognoz dla segmentu z uwagi na kolejne opóźnienie w projekcie Yme. Obecnie według nowego harmonogramu produkcja ma się tam rozpocząć w 2012, co powoduje w 2011 roku powstanie duŝej luki w przychodach w relacji do naszych poprzednich szacunków. Obecnie zakładamy, Ŝe w przyszłym roku pojawi się około 200 tys. ton ropy z tego złoŝa. Zarząd u jest rozczarowany tą inwestycją i obecnie rozwaŝa podjęcie środków prawnych wobec operatora Yme, czyli firmy Talisman. Uzyskanie ewentualnych odszkodowań będzie jednak bardzo trudne z uwagi na konieczność udowodnienia działania na szkodę koncesjonariuszy. W czasie telekonferencji Zarząd poinformował, Ŝe we wrześniu spodziewa się aktualnej informacji o stanie zaawansowania projektu Yme od Talismana i wówczas podejmie ostateczne decyzje w tej sprawie. Skorygowane wyniki segmentu wydobywczego (mln PLN) na tle wolumenów wydobycia i sprzedaŝy zysk EBITDA segmentu skorygowany zysk EBITDA segmentu wydobywczego raportowany korekta konsolidacyjna (efekt sprzedaŝy produktów poza Grupę) wydobycie w tys. ton sprzedaŝ do rafinerii przerób w rafinerii Źródło:, opracowanie DI BRE 29 sierpnia

6 Wycena aktywów wydobywczych u (mln PLN) 2011P 2012P 2013F 2014F 2015F 2016F 2017F 2018F 2019P 2020P 2021P POLSKA Przychody ze sprzedaŝy 3,9 273,8 264,3 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 EBITDA 172,5 134,8 129,4 494,6 494,6 494,6 494,6 494,6 494,6 494,6 494,6 marŝa EBITDA 55,7% 49,2% 49,0% 54,3% 54,3% 54,3% 54,3% 54,3% 54,3% 54,3% 54,3% Amortyzacja 63,4 63,4 63,4 155,4 156,4 158,5 161,7 165,8 170,8 170,8 170,8 EBIT 9,1 71,4 66,0 339,2 338,2 336,0 332,9 328,7 323,8 323,8 323,8 marŝa EBIT 35,2% 26,1% 25,0% 37,3% 37,1% 36,9% 36,6% 36,1% 35,6% 35,6% 35,6% Opodatkowanie EBIT 20,7 13,6 12,5 64,4 64,3 63,8 63,2 62,5 61,5 61,5 61,5 CAPEX 250,0 250,0 250,0 250,0 78,2 79,3 80,9 82,9 85,4 85,4 85,4 FCF -98,2-128,8-133,1 180,1 352,1 351,5 350,5 349,2 347,6 347,6 347,6 WACC 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 9,7% 4,4% współczynnik dyskonta 95,5% 87,0% 79,3% 72,3% 65,9% 60,0% 54,7% 49,9% 45,4% 41,4% 39,7% PV FCF -93,8-112,1-5,6 130,2 231,9 211,0 191,7 174,1 158,0 144,0 137,8 NORWEGIA Przychody ze sprzedaŝy 0,0 403,9 584,9 498,2 432,4 366,6 300,8 235,0 169,2 169,2 169,2 EBITDA 0,0 255,1 369,4 314,7 273,1 231,6 190,0 148,4 6,9 6,9 6,9 marŝa EBITDA - 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% 63,2% Amortyzacja 0,0 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 75,0 75,0 75,0 75,0 50,0 EBIT 0,0 171,8 286,1 231,3 189,8 148,2 115,0 73,4 31,9 31,9 56,9 marŝa EBIT - 42,5% 48,9% 46,4% 43,9% 40,4% 38,2% 31,2% 18,8% 18,8% 33,6% Opodatkowanie EBIT 0,0 134,0 223,2 180,4 148,0 115,6 89,7 57,3 24,9 24,9 44,4 CAPEX 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 FCF -50,0 71,1 96,3 84,2 75,1 65,9 50,3 41,2 32,0 32,0 12,5 WACC 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% 6,9% współczynnik dyskonta 96,7% 90,4% 84,5% 79,1% 73,9% 69,1% 64,6% 60,4% 56,5% 52,8% 49,4% PV FCF -48,3 64,3 81,4 66,6 55,5 45,6 32,5 24,9 18,1 16,9 6,2 LITWA Przychody ze sprzedaŝy 249,5 221,3 213,6 206,0 206,0 206,0 206,0 206,0 206,0 0,0 0,0 EBITDA 141,1 125,2 120,9 116,5 116,5 116,5 116,5 116,5 116,5 0,0 0,0 marŝa EBITDA 56,6% 56,6% 56,6% 56,6% 56,6% 56,6% 56,6% 56,6% 56,6% - - Amortyzacja 53,0 53,0 53,0 53,0 53,0 53,0 53,0 53,0 53,0 0,0 0,0 EBIT 88,1 72,2 67,9 63,5 63,5 63,5 63,5 63,5 63,5 0,0 0,0 marŝa EBIT 35,3% 32,6% 31,8% 30,8% 30,8% 30,8% 30,8% 30,8% 30,8% - - Opodatkowanie EBIT 13,2,8,2 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 0,0 0,0 CAPEX 187,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 0,0 0,0 FCF -59,1 64,3 60,7 57,0 57,0 57,0 57,0 57,0 57,0 0,0 0,0 WACC 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% 8,5% współczynnik dyskonta 96,0% 92,2% 88,5% 85,0% 81,6% 78,3% 75,2% 72,2% 69,3% 66,6% 63,9% PV FCF -56,7 59,3 53,7 48,4 46,5 44,7 42,9 41,2 39,5 0,0 0,0 Wartość złóŝ polskich 893,7 Wartość złóŝ norweskich 330,9 Wartość złóŝ litewskich* 288,8 w tym rezerwy na likwidację odwiertów -217,1 Wartość złóŝ u netto 1 513,4 na akcję u 11,7 EV/2P w USD/Bbl 11,1 *wartość złóŝ litewskich skorygowana o koszty akwizycji 29 sierpnia

7 ZałoŜenia makroekonomiczne W poniŝszej tabeli przedstawiamy załoŝenia makroekonomiczne przyjęte do modelu DCF. USD/Bbl P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P ropa Brent 98,0 62,0 79,7 8,6 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 95,0 ropa Ural 95,1 61,2 78,3 6,8 93,5 93,2 93,2 93,2 93,2 93,2 93,2 93,2 dyferencjał Ural-Brent 2,9 0,8 1,4 1,8 1,5 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 marŝa produktowa * 8,0 3,7 4,9 8,0 8,0 8,0 7,9 7,9 7,9 7,8 7,8 7,8 w tys. ton Przerób ropy Wydobycie Polska Wydobycie Litwa Wydobycie Norwegia P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P kurs USD/PLN 2,42 3,12 3,02 2,86 2,90 2,80 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 2,70 kurs EUR/PLN 3,48 4,33 3,99 4,04 4, 3,96 3,81 3,81 3,81 3,81 3,81 3,81 *marŝa kalkulowana od 2011 roku przy pełnych efektach programu + Źródło: Bloomberg, szacunki DI BRE Prognoza wyników i wycena Na podstawie modelu DCF (wycena porównawcza jest obciąŝona duŝą wraŝliwością zysku netto na kurs USD/PLN na zamknięcie danego okresu, co obniŝa miarodajność wskaźnika P/E), cenę docelową dla jednej akcji u szacujemy na 27,4 PLN i w kontekście obecnej wyceny rynkowej podnosimy rekomendację ze sprzedaj do redukuj. Wycena DCF ZałoŜenia modelu 1. W tym modelu DCF uwzględniamy przepływy pienięŝne generowane przez GK, ale z wyłączeniem Spółki Petrobaltic (działalność wydobywcza), której wartość oszacowaliśmy wcześniej. 2. Przepływy pienięŝne dyskontujemy na koniec lipca 2011 roku. Przy ustalaniu wartości firmy uwzględniamy dług netto na koniec grudnia 20 roku powiększony o aktualne zobowiązania netto wynikające z otwartych pozycji hedgingowych (przede wszystkim swapy na stopę procentową). 3. W modelu uwzględniamy przedstawione w poprzednim rozdziale załoŝenia makroekonomiczne oraz wpływ przygotowywanej obecnie ustawy o zapasach obowiązkowych (ich wykup przez ARM i wprowadzenie opłaty zapasowej). Stąd wysokie dodatnie przepływy na poziomie kapitału obrotowego w latach prognozy (przy kalkulacji wartości rezydualnej przepływ z zapasów jest skorygowany). 4. Wartość firmy powiększamy o szacowaną przez nas wartość posiadanego pakietu w Petrobalticu w kwocie 11,7 PLN na akcję, uwzględniającego norweski projekt Yme oraz przejętą spółkę litewską Geonafta. 5. W roku 2020 amortyzacja jest wyŝsza niŝ CAPEX, co nie jest do utrzymania w dłuŝszym terminie, dlatego przy obliczaniu wartości rezydualnej, korygujemy wielkość amortyzacji do 406,6 mln PLN. 6. Przy obliczaniu FCF TV do wartości rezydualnej przyjmujemy dynamikę sprzedaŝy oraz marŝę EBITDA z roku Po roku 2020 zakładamy wzrost FCF na poziomie 1%. Ponadto przyjmujemy stopę wolną od ryzyka na poziomie 5,6% współczynnik beta na poziomie sierpnia

8 Model DCF wyceny akcji (mln PLN) 2011P 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P Przychody ze sprzedaŝy zmiana 37,7% 1,2% -3,5% -3,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% EBITDA 1 345, , , ,9 1 1,6 1 7, , , ,0 1 8,5 1 8,5 marŝa EBITDA 5,0% 3,8% 4,3% 4,4% 4,3% 4,3% 4,2% 4,2% 4,2% 4,3% 4,3% Amortyzacja 534,8 579,0 587,6 568,2 577,3 583,3 591,7 607,8 605,6 605,6 406,6 EBIT 811,1 460,7 563,2 550,7 514,3 504,1 486,3 470,3 472,4 482,9 681,9 marŝa EBIT 3,0% 1,7% 2,1% 2,2% 2,0% 2,0% 1,9% 1,8% 1,9% 1,9% 2,7% Opodatkowanie EBIT 154,1 87,5 7,0 4,6 97,7 95,8 92,4 89,4 89,8 91,8 129,6 NOPLAT 657,0 373,2 456,2 446,1 416,6 4,4 393,9 381,0 382,6 391,2 552,4 CAPEX Kapitał obrotowy -415,8 246,4-33,0 345,3 343,6 343,6 343,7 343,6 343,6 344,3 0,0 Inwestycje kapitałowe 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 FCF 374,1 792,4 617,0 952,6 930,6 928,5 922,6 925,8 925,2 934,5 552,4 WACC 8,5% 8,7% 8,8% 9,1% 9,4% 9,8% 9,8% 9,8% 9,8% 9,8% 9,8% współczynnik dyskonta 96,7% 88,9% 81,7% 74,9% 68,5% 62,4% 56,8% 51,7% 47,1% 42,9% 42,9% PV FCF 361,7 704,7 504,3 713,7 637,2 579,0 523,9 478,8 435,7 400,7 WACC 8,5% 8,7% 8,8% 9,1% 9,4% 9,8% 9,8% 9,8% 9,8% 9,8% 9,8% Koszt długu 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% Stopa wolna od ryzyka 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% 5,60% Premia za ryzyko 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% Efektywna stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Dług netto / EV 40,4% 36,2% 34,0% 28,8% 22,7% 15,0% 15,0% 15,0% 15,0% 15,0% 15,0% Koszt kapitału własnego,6%,6%,6%,6%,6%,6%,6%,6%,6%,6%,6% 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 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Wzrost FCF po okresie prognozy 1,0% Analiza wraŝliwości Wartość rezydualna (TV) 6 268,3 Wzrost FCF w nieskończoności Zdyskontowana wartość rezydualna (PV TV) 2 688,1 0,0% 1,0% 2,0% 3,0% 4,0% Zdyskontowana wartość FCF w okresie prognozy 5 339,6 WACC +1,0pp 23,3 25,2 27,4 30,3 34,0 Wartość firmy (EV) 8 027,7 WACC +0,5pp 24,2 26,2 28,8 32,0 36,3 Dług netto 6 237,0 WACC 25,2 27,4 30,3 34,0 39,0 Wartość firmy 1 790,8 WACC -0,5pp 26,2 28,8 32,0 36,3 42,1 Liczba akcji (mln) 129,9 WACC -01,0pp 27,4 30,3 34,0 39,0 46,0 Wartość firmy na akcję w PLN (bez Petrobalticu) 13,8 Wartość udziałów w Petrobalticu na akcję 11,7 Ostateczna wartość akcji u 25,4 9-miesięczny koszt kapitału 8,2% Cena docelowa 27,4 EV/EBITDA(') dla ceny docelowej 6,8 P/E(') dla ceny docelowej 5,2 Udział TV w EV (część rafineryjna) 33% 29 sierpnia

9 Wycena porównawcza P/E EV/EBITDA Cena P 2012P 2013P P 2012P 2013P MOL 16750,0,0 7,0 6,9 5,9 5,8 4,5 4,3 4,1 OMV 24,3 6,6 6,4 5,4 5,0 3,5 3,2 2,9 2,7 PKN** 37,2 6,7 7,2 9,7 8,9 4,2 4,3 5,2 5,0 Tupras 35,6,5 9,0 8,4 8,8 5,8 5,2 4,9 4,7 Hellenic 5,4 9,1 7,7 5,3 4,5 8,1 7,5 5,9 5,5 Unipetrol (CZK) 172,0 21,2 53,1 121,0 35,5 6,0 6,2 6,1 5,1 SNP Petrom 0,3 7,7 4,9 4,7 4,4 3,7 2,7 2,7 2,6 ERG 8,1-98,6 83,8 12,9,1 8,6 8,0 5,5 5,0 Neste 7,1 14,7,8 6,3 4,9 9,0 6,7 5,4 4,8 Motor Oil 6,5 8,3 5,9 5,7 5,3 7,4 5,7 5,6 5,7 INA 4191,2 29,4 9,4 7,5 7,6 12,0 6,6 5,6 5,7 Maksimum 29,4 83,8 121,0 35,5 12,0 8,0 6,1 5,7 Minimum -98,6 4,9 4,7 4,4 3,5 2,7 2,7 2,6 Mediana 9,1 7,7 6,9 5,9 6,0 5,7 5,4 5,0 * 30,3 5,8 4,8 9,6 7,8 7,0 6,4 6,8 5,9 (premia / dyskonto) -34,1% -38,1% 39,2% 33,4% 17,5% 12,5% 25,3% 20,0% Implikowana wycena Mediana 9,1 7,7 6,9 5,9 6,0 5,7 5,4 5,0 Waga wskaźnika 50,0% 50,0% Waga roku 0,0% 33,3% 33,3% 33,3% 0,0% 33,3% 33,3% 33,3% Wartość firmy na akcję (PLN) 24,5 *EV/EBITDA w oparciu o dług netto na koniec 20 **Dług netto PKN skorygowany o wartość pakietu Polkomtela 29 sierpnia

10 Rachunek wyników (mln PLN) P 2012P 2013P Przychody ze sprzedaŝy , , , , , , ,4 zmiana 2,6% 24,1% -12,1% 37,4% 40,5% 2,4% -2,8% EBIT 713,7-145,8 419, ,4 1 0,3 776,0 983,2 Rafineria 617,0-298,0 389,3 989,5 848,2 465,8 533,9 w tym LIFO 393,3-612,1 448,1 418,5 377,7-153,6-54,0 Upstream 134,0 188,0-6,7 24,7 197,3 315,3 420,0 Detal -50,0-14,0 55,6 13,9-37,4-5,5 29,3 Pozostałe 12,7-21,8-18,4 33,3 0,3 0,4 0,1 EBIT LIFO 320,4 466,3-28,3 642,9 630,6 929, ,2 EBIT 713,7-145,8 419, ,4 1 0,3 776,0 983,2 zmiana -,6% -120,4% -387,9% 152,8% -5,0% -23,0% 26,7% marŝa EBIT 5,4% -0,9% 2,9% 5,4% 3,6% 2,7% 3,6% Wynik na działalności finansowej 268,6-384,4 651,0-358,1 7,6-120,4-126,0 Wynik zdarzeń nadzwyczajnych 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pozostałe 22,3 26,6 38,8 18,7 0,0 0,0 0,0 Zysk brutto 1 004,5-503,7 1 9,6 722, ,9 655,6 857,2 Podatek dochodowy 190,3-114,3 197,8 40,6 188,1 245,9 352,9 Udziałowcy mniejszościowi 37,0 64,1 11,0 2,2 0,0 0,0 0,0 Zysk netto 777,2-453,5 900,8 679,2 827,9 4,7 504,3 zmiana 14,3% -158,4% -298,6% -24,6% 21,9% -50,5% 23,1% marŝa 5,9% -2,8% 6,3% 3,5% 3,0% 1,4% 1,8% Amortyzacja 306,2 315,0 284,8 389,9 598,2 725,7 734,4 EBITDA 1 019,9 169,2 704, , , , ,6 zmiana -6,9% -83,4% 316,5% 6,0%,7% -6,5% 14,4% marŝa EBITDA 7,8% 1,0% 4,9% 7,4% 5,8% 5,3% 6,2% Liczba akcji na koniec roku (mln) 113,7 113,7 129,9 129,9 129,9 129,9 129,9 EPS 6,8-4,0 6,9 5,2 6,4 3,2 3,9 CEPS 9,5-1,2 9,1 8,2 11,0 8,7 9,5 ROAE 14,2% -8,1% 14,8% 9,5%,5% 4,8% 5,7% ROAA 8,9% -4,1% 6,6% 4,1% 4,5% 2,2% 2,7% 29 sierpnia 2011

11 Bilans (mln PLN) P 2012P 2013P AKTYWA 9 720, , , , , , ,0 Majątek trwały 4 5,1 7 2,3 6,6 888,3 991,9 972,3 931,8 Rzeczowe aktywa trwałe 4 253, , ,9 387,5 486,8 465,1 424,8 Wartości niematerialne i prawne 65,0 55,9 89,2 94,8 99,1 1,2 1,0 Wartość firmy 58,2 45,6 46,7 46,7 46,7 46,7 46,7 Inwestycje długoterminowe 73,5 113,3 185,1 160,8 160,8 160,8 160,8 Pozostałe aktywa trwałe 58,4 154,1 6,6 198,5 198,5 198,5 198,5 Majątek obrotowy 5 212,3 5 5, , , ,3 7 9, ,2 Zapasy 2 589, , , , , ,1 4 8,6 NaleŜności krótkoterminowe 1 542, , , , , , ,1 Pozostałe aktywa obrotowe 155,5 560,4 204,3 127,7 127,7 127,7 127,7 Środki pienięŝne i ich ekwiwalent 925,0 712,8 355,1 391,3 685,5 702,3 682,7 (mln PLN) P 2012P 2013P PASYWA 9 720, , , , , , ,0 Kapitał własny 5 816, ,5 6 8, , , , ,8 Kapitał akcyjny 113,7 113,7 129,9 129,9 129,9 129,9 129,9 Pozostałe kapitały własne 5 702, , , , , , ,9 Kapitały mniejszości 334,7 396,1 36,8 14,7 14,7 14,7 14,7 Zobowiązania długoterminowe 1 215, , , , , , ,8 PoŜyczki i kredyty 842, , , , , ,6 3 7,7 Pozostałe 372,7 463,8 718,2 663,1 663,1 663,1 663,1 Zobowiązania krótkoterminowe 2 353, , , , , , ,7 PoŜyczki i kredyty 517,2 507,4 758, , , , ,2 Zobowiązania handlowe 1 757, , , , , , ,3 Pozostałe 79,2 124,0 58,0 195,4 195,4 195,4 195,4 Dług* 1 360, , , , , , ,9 Dług netto 435, , , , , , ,1 (Dług netto / Kapitał własny) 7,5% 59,5% 78,5% 79,3% 70,6% 59,5% 54,2% (Dług netto / EBITDA) 0,4 19,0 7,6 4,1 3,7 3,5 2,8 BVPS 51,2 47,4 52,4 57,7 64,1 67,3 69,6 * dług netto na koniec grudnia 20 roku powiększony o aktualne zobowiązania netto wynikające z otwartych pozycji hedgingowych 29 sierpnia

12 Przepływy pienięŝne (mln PLN) P 2012P 2013P Przepływy operacyjne 157,8 311,7 695,0 880, , , ,6 Zysk netto 777,2-453,5 900,8 679,2 827,9 4,7 504,3 Amortyzacja 306,2 315,0 284,8 389,9 598,2 725,7 734,4 Kapitał obrotowy -882,9 197,4-70,5-625,7-415,8 246,4-33,0 Pozostałe -42,7 252,8-420,0 436,9-7,6 120,4 126,0 Przepływy inwestycyjne -816, , , ,9-513,7-584,8-598,0 CAPEX , , , ,0-701,8-706,2-693,8 Inwestycje kapitałowe 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pozostałe 233,8 61,4-2,4 13,1 188,1 121,3 95,8 Przepływy finansowe 513, , ,5 447,7-194,7-900,6-753,2 Emisja akcji 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Dług 556, , ,1 631,8-14,2-658,9-326,5 Dywidenda (buy-back) -40,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-204,8 Pozostałe -34,1-303,2-2,7-286,7-180,5-241,7-221,8 Zmiana stanu środków pienięŝnych -147,1-138,8-454,8 272,1 294,3 16,8-19,5 Środki pienięŝne na koniec okresu 925,0 712,8 355,1 391,3 685,5 702,3 682,7 DPS (PLN) 0,36 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,58 FCF -1 3, , ,0-282,0 300,8 796,0 637,8 (CAPEX / Przychody ze sprzedaŝy) 8,0% 15,2% 23,3% 5,4% 2,5% 2,5% 2,5% Wskaźniki rynkowe P 2012P 2013P P/E 4,4-7,6 4,4 5,8 4,8 9,6 7,8 P/CE 3,2-24,9 3,3 3,7 2,8 3,5 3,2 P/BV 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,4 P/S 0,3 0,2 0,3 0,2 0,1 0,1 0,1 FCF/EV -26,2% -28,3% -31,1% -2,8% 3,1% 8,7% 7,2% EV/EBITDA 4,1 41,7 13,2 6,8 6,1 6,1 5,2 EV/EBIT 5,9-48,4 22,2 9,3 9,7 11,8 9,0 EV/S 0,3 0,4 0,7 0,5 0,4 0,3 0,3 DYield 1,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 5,2% Cena (PLN) 30,33 Liczba akcji na koniec roku (mln) 113,7 113,7 129,9 129,9 129,9 129,9 129,9 MC (mln PLN) 3448,5 3448,5 3939,1 3939,1 3939,1 3939,1 3939,1 Kapitał udziałowców mniej. (mln PLN) 334,7 396,1 36,8 14,7 14,7 14,7 14,7 EV (mln PLN) 4 218, , , , , , ,8 29 sierpnia

13 Michał Marczak tel. (+48 22) Dyrektor Zarządzający Dyrektor Departamentu Analiz Strategia, Telekomunikacja, Surowce, Metale Departament Analiz: Kamil Kliszcz tel. (+48 22) Paliwa, Chemia, Energetyka Piotr Grzybowski tel. (+48 22) IT, Media Maciej Stokłosa tel. (+48 22) Budownictwo, Deweloperzy Jakub Szkopek tel. (+48 22) Przemysł Iza Rokicka tel. (+48 22) Banki Gabriela Borowska tel. (+48 22) Handel Piotr Zybała tel. (+48 22) Deweloperzy Departament SprzedaŜy Instytucjonalnej: Piotr Dudziński tel. (+48 22) Dyrektor Marzena Łempicka Wilim tel. (+48 22) Wicedyrektor Maklerzy: Emil Onyszczuk tel. (+48 22) Michał Jakubowski tel. (+48 22) Tomasz Jakubiec tel. (+48 22) Grzegorz Strublewski tel. (+48 22) Michał Stępkowski tel. (+48 22) Paweł Majewski tel. (+48 22) Zespół Obsługi Rynków Zagranicznych Adam Prokop tel. (+48 22) Kierownik Zespołu Michał RoŜmiej tel. (+48 22) Jakub Słotkowicz tel. (+48 22) Jacek Wrześniewski tel. (+48 22) Prywatny Makler Jarosław Banasiak tel. (+48 22) Dyrektor Biura Aktywnej SprzedaŜy Dom Inwestycyjny BRE Banku S.A. ul. Wspólna 47/ Warszawa 29 sierpnia

14 Wyjaśnienia uŝytych terminów i skrótów: EV - dług netto + wartość rynkowa (EV- wartość ekonomiczna) EBIT - Zysk operacyjny EBITDA - zysk operacyjny przed operacjami finansowymi, opodatkowaniem i amortyzacją BOOK VALUE - wartość księgowa WNDB - wynik na działalności bankowej P/CE - cena do zysku wraz z amortyzacją MC/S - wartość rynkowa do przychodów ze sprzedaŝy EBIT/EV- zysk operacyjny do wartości ekonomicznej P/E - (Cena/Zysk) - Cena dzielona przez roczny zysk netto przypadający na jedną akcję ROE - (Return on Equity - Zwrot na kapitale własnym) - Roczny zysk netto dzielony przez średni stan kapitałów własnych P/BV - (Cena/Wartość księgowa) - Cena dzielona przez wartość księgową przypadającą na jedną akcję Dług netto - kredyty + papiery dłuŝne + oprocentowane poŝyczki - środki pienięŝne i ekwiwalent MarŜa EBITDA - EBITDA / Przychody ze sprzedaŝy Rekomendacje Domu Inwestycyjnego BRE Banku S.A. Rekomendacja jest waŝna w okresie 6-9 miesięcy, o ile nie nastąpi wcześniejsza jej zmiana. Oczekiwane zwroty z poszczególnych rekomendacji są następujące: KUPUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji wyniesie co najmniej 15% AKUMULUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale 5%-15% TRZYMAJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale -5% do +5% REDUKUJ - oczekujemy, Ŝe stopa zwrotu z inwestycji znajdzie się w przedziale od -5% do -15% SPRZEDAJ - oczekujemy, Ŝe inwestycja przyniesie stratę większą niŝ 15%. Rekomendacje są aktualizowane przynajmniej raz na 9 miesięcy. Niniejsze opracowanie wyraŝa wiedzę oraz poglądy jego autorów, według stanu na dzień sporządzenia opracowania. Niniejsze opracowanie zostało sporządzone z zachowaniem naleŝytej staranności, rzetelności oraz zasad metodologicznej poprawności i obiektywizmu na podstawie ogólnodostępnych informacji, które DI BRE Banku S.A. uwaŝa za wiarygodne, w tym informacji publikowanych przez emitentów, których akcje są przedmiotem rekomendacji. DI BRE Banku S.A. nie gwarantuje jednakŝe dokładności ani kompletności opracowania, w szczególności w przypadku, gdyby informacje na których oparto się przy sporządzaniu opracowania okazały się niedokładne, niekompletne, lub nie w pełni odzwierciedlały stan faktyczny. Niniejsze opracowanie nie stanowi oferty lub zaproszenia do subskrypcji lub zakupu instrumentów finansowych. Niniejszy dokument ani Ŝaden z jego zapisów nie będzie stanowić podstawy do zawarcia umowy lub powstania zobowiązania. Niniejsze opracowanie jest przedstawione wyłącznie w celach informacyjnych i nie moŝe być kopiowane lub przekazywane osobom trzecim. W szczególności ani niniejszy dokument, ani jego kopia nie mogą zostać bezpośrednio lub pośrednio przekazane lub wydane w USA, Australii, Kanadzie, Japonii. DI BRE Banku S.A. nie ponosi odpowiedzialności za decyzje inwestycyjne podjęte na podstawie niniejszego opracowania, ani za szkody poniesione w wyniku decyzji inwestycyjnych podjętych na podstawie niniejszego opracowania. Do rekomendacji wybrano istotne dane z całej historii Spółki będącej przedmiotem rekomendacji ze szczególnym uwzględnieniem okresu jaki upłynął od poprzedniej rekomendacji Inwestowanie w akcje wiąŝe się z szeregiem ryzyk związanych miedzy innymi z sytuacją makroekonomiczną kraju, zmianą regulacji prawnych, zmianami sytuacji na rynkach towarowych. Wyeliminowanie tych ryzyk jest praktycznie niemoŝliwe. Jest moŝliwe, Ŝe DI BRE Banku S.A. świadczy, będzie świadczyć, lub w przeszłości świadczył usługi na rzecz przedsiębiorców i innych podmiotów wymienionych w niniejszym opracowaniu. Raport nie został przekazany do emitenta przed jego publikacją. DI BRE Banku, jego akcjonariusze i pracownicy mogą posiadać długie lub krótkie pozycje w akcjach emitenta lub innych instrumentach finansowych powiązanych z akcjami emitenta. Powielanie bądź publikowanie niniejszego opracowania lub jego części, lub rozpowszechnianie w inny sposób informacji zawartych w niniejszym opracowaniu wymaga uprzedniej, pisemnej zgody DI BRE Banku S.A. Adresatami rekomendacji są wszyscy Klienci Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA. Nadzór nad działalnością Domu Inwestycyjnego BRE Banku SA sprawuje Komisja Nadzoru Finansowego. Osoby, które nie uczestniczyły w przygotowaniu rekomendacji ale miały lub mogły mieć dostęp do rekomendacji przed jej przekazaniem do publicznej wiadomości, to osoby zatrudnione w DI BRE Banku S.A. upowaŝnione do bezpośredniego dostępu do pomieszczeń, w których opracowywane były rekomendacje, inne niŝ analitycy wymienieni jako sporządzający niniejszą rekomendację. Silne i słabe strony metod wyceny zastosowanych w rekomendacji: DCF uwaŝana za najbardziej właściwą metodologicznie techniką wyceny; polega ona na dyskontowaniu przepływów finansowych generowanych przez spółkę; jej wadą jest duŝa wraŝliwość na zmiany załoŝeń prognostycznych w modelu Wskaźnikowa opiera się na porównaniu mnoŝników wyceny firm z branŝy; prosta w konstrukcji, lepiej niŝ DCF odzwierciedla bieŝący stan rynku; do jej wad moŝna zaliczyć duŝą zmienność (wahania wraz z indeksami giełdowymi) oraz trudność w doborze grupy porównywalnych spółek. Ostatnie wydane rekomendacje dotyczące rekomendacja Sprzedaj data wydania kurs z dnia rekomendacji 38,49 WIG w dniu rekomendacji 47457,37 29 sierpnia