PKN ORLEN REDUKUJ RAPORT ANALITYCZNY WYCENA 45,2 PLN 4 LUTY 2013

Transkrypt

1 REDUKUJ WYCENA 45,2 PLN 4 LUTY 213 Spółka zaprezentowała pod koniec 212 roku strategię na lata Podstawowy CAPEX na najbliższe 5 lat jest porównywany do wydatków zrealizowanych w latach (15,6 mld PLN vs 14,8 mld PLN, czyli średnio 3,1 mld PLN/rok). Obecnie większy nacisk położony będzie na obszar wydobywczy (2,4 mld PLN inwestycji w podstawowej puli) i energetyczny (1,8 mld PLN). Według założeń zarządu kontrybucja nowych segmentów do wyników w 217 roku sięgnie,7 mld PLN na poziomie EBITDA. Spółka zakłada, że średnioroczna EBITDA w latach wyniesie 6,3 mld PLN wobec 4, mld PLN w latach Największy wkład do poprawy ma mieć segment petrochemiczny (+1, mld PLN) na bazie lepszego otoczenia makro (Orlen spodziewa się wzrostu modelowej marży z 667 EUR/t do 812 EUR/t) oraz działań rozwojowych. Bilans spółki jest obecnie dużo zdrowszy niż kilka lat temu (na koniec 212 roku wskaźnik dług netto/oczyszczona EBITDA LIFO szacujemy na 1,3x). Zarząd spółki wysłał rynkowi komunikat, że Orlen staje się spółką dywidendową. Jednak na pierwszym miejscu stawiane jest bezpieczeństwo finansowe oraz uzyskanie dobrych ocen ze strony agencji ratingowych (chęć zdywersyfikowania finansowania), co może wpłynąć na wysokość rekomendowanej dywidendy. Obok odpisów na Unipterol, wyniki 4Q 12 rozczarowują pod względem przepływów z działalności operacyjnej. Dług netto po 4Q 12 wrósł do 6,8 mln PLN z 5,9 mln PLN po 3Q 12 (spółka odnotowała jedynie,4 mld PLN dodatnich przepływów z działalności operacyjnej, mimo sprzedaży transzy zapasów obowiązkowych w końcówce roku). Obecnie nie dostrzegamy wyraźnych fundamentalnych przesłanek do zwiększania ekspozycji na spółkę. Prezentowane w 212 roku wyniki w segmencie rafineryjnym nie były tak dobre jak wskazywały na to marże modelowe, co wygląda niekorzystnie przy założeniu słabszego otoczenia makro w 213 roku w tym zakresie. Jednocześnie w ostatnich miesiącach poprawiła się sytuacja w sektorze petrochemicznym. W długim terminie oczekujemy jednak presji na marże tradycyjnych producentów bazujących na ropie ze strony niskokosztowych fabryk z USA i Bliskiego Wschodu. Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki PKN Orlen od zalecenia Redukuj, wyznaczając cenę docelową na poziomie 45,2 PLN. W strategii zarząd określił politykę dzielenia się zyskiem z akcjonariuszami na najbliższe lata: spółka planuje wypłacać inwestorom dywidendę na poziomie do 5,% średniej kapitalizacji za poprzedni rok. Poziom 5,% implikuje wypłatę za 212 rok na poziomie maksymalnie 2, PLN/akcję (przy obecnym kursie realny div yield to 3,9%). Ostatni raz dywidenda przez PKN została wypłacona w 28 roku (1,62 PLN). Decydujący głos będzie miał tu Skarb Państwa, który wielokrotnie pozwalał sobie na wyższe wypłaty z zysków spółek niż sugerowały to zarządy. Do założeń przedstawionych w strategii podchodzimy ostrożnie. Trudno przy obecnym stanie wiedzy (zarówno w sferze zasobów jak i opodatkowania) skwantyfikować potencjalne korzyści z nakładów na poszukiwanie węglowodorów. Zwracamy także uwagę na dość optymistyczne założenia w zakresie marży petrochemicznej (założono wyraźny wzrost vs 28 12). Warto pamiętać, że spółka nie wykonała głównym celów finansowych strategii na lata Wycena DCF [PLN] 45,2 Wycena porównawcza [PLN] 5,2 Wycena końcowa [PLN] 45,2 Potencjał do wzrostu / spadku 1,8% Koszt kapitału 9,3% Cena rynkowa [PLN] 5,7 Kapitalizacja [mln PLN] Ilość akcji [mln. szt.] 427,7 Cena maksymalna za 6 mc [PLN] 53, Cena minimalna za 6 mc [PLN] 36,9 Stopa zwrotu za 3 mc 22,% Stopa zwrotu za 6 mc 37,% Stopa zwrotu za 9 mc 43,1% Struktura akcjonariatu: Skarb Państwa 27,5% ING OFE 8,8% Aviva OFE 7,% Pozostali 56,6% P 214P 215P Przychody [mld PLN] 83,5 17, 12,1 119,2 11,2 15,9 EBITDA [mld PLN] 5,5 4,4 4,3 5,4 4,8 5,2 EBITDA skoryg. [mld PLN] 5,6 5,8 4,9 5,4 4,8 5,2 EBITDA LIFO skoryg. [mld PLN] 4,2 3,5 5, 5,5 5,5 5,5 EBIT [mld PLN] 3,1 2,1 2, 3,1 2,5 2,9 Zysk netto [mld PLN] 2,4 2,4 2,3 2, 2, 2,2 Dług netto [mld PLN] 7,9 7,7 6,8 6,1 4,6 3,5 Krzysztof Pado pado@bdm.com.pl tel. ( 32) Dom Maklerski BDM S.A. ul. 3 go Maja 23, 4 96 Katowice P/BV 1,,9,8,8,8,7 PKN WIG znormalizowany P/E 9,1 9,2 9,3 1,8 11, 9,7 EV/EBITDA 5,3 6,6 6,6 5,2 5,4 4,9 EV/EBITDA skoryg 5,2 5, 5,8 5,2 5,4 4,9 EV/EBITDA LIFO skoryg. 7, 8,4 5,6 5,1 4,7 4,6 EV/EBIT 9,5 14,2 14,1 9,1 1,4 8,8 54, 5, 46, 42, 38, Model. marża raf. [USD/bbl]** 4,9 3,8 7, 5,2 5,2 5,4 Model. marża petchem. [EUR/t] *wynik skorygowany o saldo z pozostałej działalności operacyjnej, **z dyferencjałem 34, 3, sty 12 lut 12 mar 12 kwi 12 maj 12 cze 12 lip 12 sie 12 wrz 12 paź 12 lis 12 gru 12 sty 13 Publikowanie w prasie lub w Internecie w części lub całości niniejszego opracowania wymaga zgody sporządzających raport. Informacje, o których mowa w Rozporządzeniu Ministra Finansów z dnia 19 października 25 roku w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów znajdują się na ostatniej stronie Raportu.

2 SPIS TREŚCI: WYCENA I PODSUMOWANIE...3 WYCENA DCF WYCENA PORÓWNAWCZA GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA WPROWADZENIE STRATEGIA SPÓŁKI SEGMENT RAFINERYJNY SEGMENT DETALICZNY SEGMENT PETROCHEMICZNY... 3 WYNIKI KWARTALNE PROGNOZA DANE FINANSOWE TABELE PRZELICZENIOWE

3 WYCENA I PODSUMOWANIE Wycena spółki PKN Orlen opiera się na dwóch metodach: modelu zdyskontowanych przepływów pieniężnych (DCF) oraz wycenie porównawczej. Przy wycenie końcowej jako wagi przyjęliśmy 1% dla wyceny sporządzonej przy użyciu modelu DCF i % dla wyceny porównawczej (przyjmujemy taki poziom ze względu na ograniczoną porównywalność między PKN Orlen a innymi spółkami: m.in. różnie rozłożony ciężar działalności pomiędzy downstream/upstream/petrochemię). Wycena metodą DCF na lata sugeruje wartość 1 akcji na poziomie 45,2 PLN. Wycena porównawcza, oparta na naszych prognozach wyników na lata dała wartość 1 akcji na poziomie 5,2 PLN. Wycena końcowa 1 akcji spółki wynosi 45,2 PLN. Podsumowanie wyceny Waga Wycena Wycena DCF 1% 45,2 Wycena metodą porównawczą % 5,2 Wycena 1 akcji PKN Orlen [PLN] 45,2 Źródło: BDM S.A. Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki PKN Orlen od zalecenia Redukuj, wyznaczając cenę docelową dla 1 akcji na poziomie 45,2 PLN. Długoterminowo zasadniczym celem strategicznym Orlenu jest budowa zintegrowanego, wielosegmentowego podmiotu paliwowo energetycznego o zdywersyfikowanej strukturze aktywów (model multiutility). W 4Q 12 spółka zaprezentowała strategię na lata PKN zakłada wzrost średniorocznej skonsolidowanej EBITDA LIFO w tym okresie do 6,3 mld PLN wobec 4, mld PLN w latach Nakłady inwestycyjne mają wynieść w sumie 15,6 22,5 mld PLN (6,9 mld PLN to pula dodatkowa głównie w zakresie energetyki oraz wydobycia; w latach CAPEX wyniósł 14,8 mld PLN). Zarząd planuje także regularną wypłatę dywidendy na poziomie do 5% kapitalizacji za poprzedni rok obrotowy. Obecnie większy nacisk w zakresie inwestycji położony będzie na obszar wydobywczy i energetyczny. Według założeń zarządu kontrybucja nowych segmentów do wyników w 217 roku sięgnie,7 mld PLN na poziomie EBITDA. Zwracamy jednak uwagę, że poziom ten zależy m.in. od takich czynników jak ceny energii, wsparcie państwa, ceny gazu, efektywność zagospodarowania złóż gazu i ropy. Największy wpływ na poprawę skonsolidowanej EBITDA w najbliższych latach ma mieć segment petrochemiczny. Dostrzegamy tu czynniki ryzyka w postaci cykliczności rynku oraz niskiej konkurencyjności produkcji etylenu (i pochodnych) na bazie ropy w stosunku do gazu (przewaga kosztowa producentów z USA i Bliskiego Wschodu). Jednocześnie trudno przy obecnym stanie wiedzy (zarówno w sferze zasobów jak i opodatkowania) skwantyfikować potencjalne korzyści z nakładów na poszukiwanie węglowodorów. W modelu przyjmujemy, że cały projekt wygeneruje NPV=. Inwestorów do Orlenu ma przyciągać m.in. dywidenda. Zarząd określił także politykę dzielenia się zyskiem z akcjonariuszami na najbliższe lata: spółka planuje wypłacać inwestorom dywidendę na poziomie do 5,% średniej kapitalizacji za poprzedni rok. Poziom 5,% implikuje wypłatę za 212 rok na poziomie maksymalnie 2, PLN/akcję. Przy obecnym kursie stopa dywidendy wynosi 3,9%. Znakiem zapytania jest tu zachowanie Skarbu Państwa, który w przypadku innych spółek często sięgał po istotnie wyższe dywidendy niż propozycje zarządu. Przy prezentacji nowej strategii, zarząd spółki nie podsumował wykonania poprzedniej (29 13), której założenia wyraźnie rozjechały się z rzeczywistością. Na 213 rok zakładano wypracowanie aż 7,8 mld PLN wyniku EBITDA LIFO, natomiast w 212 spółka osiągnęła 4,5 mld PLN (5,5 mld PLN po oczyszczeniu ze zdarzeń jednorazowych). Przy czym najsłabiej w stosunku do wcześniejszych założeń performuje segment rafineryjny (bez odpisów 2,7 mld PLN vs 4,5 mld PLN), dla którego rok 212 paradoksalnie przyniósł najlepsze od lat otoczenie makro. Warto także zwrócić uwagę na zgubienie przez koncern wartości w odpisach na przestrzeni ostatnich lat (w sumie 4,4 mld PLN ujemnego salda z pozostałej działalności operacyjnej w latach 28 12, czyli 1,3 PLN/akcję). W modelu uwzględniamy wejście w życie od początku 2H 13 nowej ustawy o zapasach obowiązkowych, która nadal nie ma ostatecznego kształtu. Wpływ na wycenę w naszym modelu to +4,3 PLN/akcję; zgodnie z projektem zakładamy stopniowy odkup zapasów przez państwo, przy jednoczesnym wprowadzeniu opłaty zapasowej, w przypadku której zakładamy, że spółki przeniosą ją na ceny rynkowe wpływ około,3 PLN/litr w cenie paliwa). Zakładamy także, że Orlen będzie kontynuował politykę odsprzedaży części utrzymywanych zapasów obowiązkowych podmiotom zewnętrznym na dotychczasowym poziomie (obecnie w sumie są to 2 transze na około 1 mln ton). W 1Q 13 ma pojawić się projekt ustawy opodatkowującej wydobycie węglowodorów (w modelu przyjmujemy założenia przedstawione w raporcie dotyczącym Lotosu z listopada 212). Po podpisaniu umowy z Rosnieftem (na dostawę 18 mln ton od lutego 213 przez 3 lata) spółka ma obecnie zabezpieczone 12 mln ton rocznie dla rafinerii w Płocku (6 mln ton z Rosnieft do I 16, 3,6 mln ton z Mercuria Energy do XII 15 oraz 2,4 mln ton z Souz Petrolium do XII 14). Dostawy do Unipetrolu i Możejek realizowane są w formule spot. Umowa bezpośrednio z producentem teoretycznie powinna być korzystniejsza niż przy zakupie przez pośrednika. Trudno jednak wiarygodnie szacować skalę korzyści, tym bardziej, że nie wynikają one bezpośrednio z komunikatu spółki (należy brać też pod uwagę, ze pośrednik uzyskuje własny efekt skali przy swoich zakupach od producenta). Kontrakt Orlenu obejmuje dostawę 18, mln ton na szacunkową kwotę 15, mld USD (wg komunikatu spółki). Przyjmując, że 1 tona ropy Ural to 7,25 baryłek, otrzymujemy w przybliżeniu cenę 114,9 USD/bbl. Nie odbiega ona od rynkowych notowań (Bloomberg). Kurs ropy Ural w dniach (umowę podpisano ) wynosi 113,8 115,6 USD/bbl. 3

4 Wyniki finansowe Głównymi determinantami wyników spółki są: i) czynniki globalne tj. ceny ropy, marże rafineryjne i petrochemiczne na produktach (różnica pomiędzy ceną produktu a surowcem), dyferencjał Brent Ural, ii) lokalne zależności popytu i podaży, obrazujące się m.in. w premii lądowej (nadwyżce ceny z lokalnego rynku nad ceną międzynarodową). Wpływ na wyniki wywierają także kwartalne zmiany ceny ropy (przeszacowania zapasów) oraz walut (także kontrybucja do wyceny zapasów, zobowiązań finansowych i różnic kursowych z działalności operacyjnej). Modelowa marża rafineryjna PKN Orlen z dyferencjałem [USD/bbl] Modelowa marża petrochemiczna [EUR/t] 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, , Bloomberg (ostatni miesiąc) , Bloomberg (ostatni miesiąc) Spółka opublikowała dane finansowe za 4Q 12. Oczyszczone z one offów rezultaty są nieco poniżej wcześniejszych oczekiwań. Nadal słabiej niż wskazują na to marże benchmarkowe, wypada segment rafineryjny (podobnie jak w 3Q 12). Dodatkowo spółka utworzyła opis na aktywach Unipetrolu (w 4Q 11 odpis dotyczył głównie petrochemii, obecnie części rafineryjnej). Wyraźne odbicie odnotowała natomiast petrochemia (poprawa marż w podstawowych produktach a także w PTA). Słabo wypadło z kolei przepływy z działalności operacyjnej (pozytywny efekt sprzedaży transzy zapasów obowiązkowych został przykryty brakiem odroczonych płatności za ropę oraz wzrostem zaangażowania w kapitał obrotowy). Oczyszczona EBITDA 1Q'1 2Q'1 3Q'1 4Q'1 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q' P Modelowa marża rafineryjna [USD/bbl] 4, 3,7 3,1 3,3 1,5 1,4 2,7 2,9 3,3 6,8 8,4 4,4 2,1 5,7 3,7 Dyferencjał Brent Ural[USD/bbl] 1,4 1,8,9 1,5 2,9 2,9,7,3 1,3 2,1,7 1,1 1,7 1,3 1,5 Modelowa marża rafineryjna + dyf. [USD/bbl] 5,4 5,5 4, 4,8 4,4 4,3 3,4 3,2 4,6 8,9 9,1 5,5 3,8 7, 5,2 Modelowa marża petrochemiczna [EUR/t]* Rafineria: wolumen sprzedaży [tys t] Detal: wolumen sprzedaży [tys t] Petrochemia: wolumen sprzedaży [tys t] Ropa Brent [USD/bbl] 76,4 78,3 76,9 86,5 15,4 117, 113,4 19,4 118,6 18,3 19,5 11,1 111,3 111,6 111,1 Przychody [mln PLN] Rafineria Detal Petrochemia Funkcje korporacyjne EBITDA LIFO adj**[mln PLN] marża 3,53% 5,93% 6,3% 4,53% 4,21% 4,95% 2,64% 1,67% 2,75% 6,3% 4,35% 3,54% 3,26% 4,2% 4,57% Rafineria Detal Petrochemia Funkcje korporacyjne Saldo PPO/PKO , *wg spółki, **wynik oczyszczony o LIFO oraz wpływ zdarzeń jednorazowych Początek 213 roku przynosi nieco słabsze niż rok temu marże rafineryjne, jednocześnie sporo lepiej (po dołku w 3Q 12) wygląda sytuacja w segmencie petrochemicznym. Spodziewane ożywienie gospodarcze może sprzyjać dalszemu ożywieniu (do długoterminowej poprawy marż w tym segmencie podchodzimy sceptycznie ze względu na niską konkurencyjność europejskich fabryk bazujące na przeróbce ropopochodnych w stosunku do bazujących na gazie producentów z Azji i USA zapowiadane jest znaczne 4

5 zwiększenie mocy produkcyjnych m.in. w etylenie). Natomiast w przypadku rynku rafineryjnego okres zimowy wskazuje na to, że bez zakłóceń po stronie podaży (czynniki naturalne lub zamknięcia rafinerii w Europie/USA) trudno będzie o poprawę marż rafineryjnych vs 212 rok. Koniec stycznia przyniósł dość szybki wzrost cracku na benzynie (co tłumaczono jest m.in. planem zamknięcie znajdującej się na Wschodnim Wybrzeżu stosunkowo małej rafinerii Port Reading z końcem lutego), przy utrzymaniu relatywnie słabej marży na dieslu. W modelu zakładamy także, że 212 rok był górką cyklu w downstreamie. Rynek podniósł się przez ograniczenia po stronie podażowej. Długoterminowo wzrost mocy produkcyjnych w Azji (częściowo z nastawieniem na eksport) oraz spadek popytu na rynkach dojrzałych będą wywierać presję na marże rafineryjne i zamykanie nierentownych zakładów o przestarzałych technologiach. Średnią modelową marżę rafineryjną (z dyferencjałem) szacujemy w styczniu na 3,5 USD/bbl (vs 5,5 USD w 4Q 12 oraz 2,3 USD w grudniu 212). Natomiast średnią marżę petrochemiczną w styczniu szacujemy na około EUR/t (vs 729 EUR w 4Q 12 oraz 716 EUR w grudniu 212). W całym 213 roku w rafinerii przyjmujemy 5,2 USD/bbl (7, USD/bbl w 212, średnia 4,5 USD/bbl w latach ) natomiast w petrochemii 746 EUR/t. Spodziewamy się, że w 213 roku Orlen na poziomie skonsolidowanym wypracuje 119,2 mld PLN przychodów, 5,45 mld PLN EBITDA LIFO oraz 2, mld PLN zysku netto. Przy obecnym kursie implikuje to EV/EBITDA(LIFO)=5,1x oraz P/E=1,8x. W okresie przyjmujemy ostrożniejsze prognozy niż zarząd: średnioroczną EBITDA LIFO oszacowaliśmy na 5,5 mld PLN (zarząd: 6,3 mld PLN) przy CAPEX ie na poziomie 15,4 mld PLN (zarząd: 15,6 mld PLN) oraz średnich przepływach z działalności operacyjnej 5,4 mld PLN (zarząd: 5,6 mld PLN; przy czym spółka nie uwzględnia odkupu przez państwo części zapasów obowiązkowych, w naszym modelu jest to średnio +,4 mld PLN w okresie ). Bardziej szczegółowy opis raportowanych wyników i prognoz znajduje się w dalszej części raportu. Prognoza podstawowych danych finansowych [mln PLN] P 214P 215P 216P 217P 218P 219P 22P 221P 222P Modelowa marża rafineryjna [USD/bbl]* 6,4 3,8 3,5 2,1 5,7 3,7 3,7 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,8 3,8 3,8 Dyferencjał Brent Ural[USD/bbl] 2,9,8 1,4 1,7 1,3 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Modelowa marża petrochemiczna [EUR/t] USD/PLN 2,4 3,1 3, 3, 3,3 3,2 3,1 3, 2,9 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 EUR/PLN 3,5 4,3 4, 4,1 4,2 4,2 4,1 3,9 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 Przychody [mld PLN] 79,5 67,9 83,5 17, 12,1 119,2 11,2 15,9 14, 12,8 14,5 16,2 17,8 19,5 111,4 Rafineria 46, 35,3 45,5 58,5 65,9 64,9 58,7 55,5 52,6 5,9 51,1 51,3 51,4 51,6 51,8 Detal 22,5 23,7 27, 34, 38,1 38,6 36,8 36,7 37,4 37,8 39,2 4,6 42,1 43,5 45,1 Petrochemia 1,9 8,9 11, 14,3 16, 15,5 14,6 13,7 13,2 12,8 12,8 12,8 12,8 12,8 12,8 Energetyka,,,,,,,,,6,8,8,8,8,8,9 Upstream,,,,,,,,,,4,5,5,6,6,7 Funkcje korporacyjne,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1 EBITDA LIFO adj**[mld PLN] 5,8 2,48 4,24 3,48 5,5 5,45 5,53 5,45 5,54 5,75 5,81 5,86 5,94 6,2 6,11 Rafineria 3,2 1,27 2,53 1,22 2,73 2,66 2,52 2,54 2,35 2,24 2,22 2,2 2,19 2,19 2,18 Detal,97 1,27 1,12,84 1,4 1,14 1,13 1,16 1,22 1,27 1,32 1,37 1,41 1,46 1,52 Petrochemia 1,47,42 1,7 1,97 1,93 2,27 2,43 2,25 2,18 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Energetyka,,,,,,,,,26,35,37,38,4,41,43 Upstream,,,,,,,,,,29,32,36,39,43,47 Funkcje korporacyjne,55,48,49,55,64,62,54,5,48,46,48,49,5,52,54 Saldo PPO/PKO 2,35,3,1 1,39,59,,,,,,,,,,, *bez dyferencjału, **wynik oczyszczony o LIFO oraz wpływ zdarzeń jednorazowych Nasze prognozy na tle konsensu są nieco niższe na poziomie przychodów (zakładamy spadek Brent w kierunku 1 USD/bbl oraz umocnienie PLN względem USD). Poza wyższym wynikiem EBITDA dostrzegamy sporą różnicę na poziomie długu netto. Zwracamy uwagę, że spółka w strategii zakłada średnio 5,6 mld PLN przepływów z działalności operacyjnej (89% średniego wyniku EBITDA) oraz średnio 3,1 mld PLN z tytułu CAPEX u. Co implikuje przepływy netto przed spłatą kredytów oraz wypłatą dywidendy na poziomie średnio +2,5 mld PLN. W naszym modelu przyjmujemy utrzymanie polityki odsprzedaży części zapasów obowiązkowych podmiotom zewnętrznym (na poziomie z końca 212 roku) oraz odkup części zapasów przez państwo (wpływ +1,3 mld PLN w latach ). Rynek zakłada niższe niż my dywidendy 5

6 Konsensus rynkowy vs prognozy BDM [mln PLN] 213 kons 213 BDM odchylenie 214 kons 214 BDM odchylenie 215 kons 215 BDM odchylenie Przychody ze sprzedaży ,4% ,2% ,8% EBITDA ,4% ,3% ,% EBIT ,8% ,1% ,1% Zysk netto ,8% ,% ,9% Dług netto ,5% ,9% ,8% DPS 1,71 1,96 14,7% 1,52 2,25* 48,% 1,57 2,45* 56,5% Amortyzacja ,8% ,2% ,2% Źródło: BDM S.A., Bloomeberg (konsensus), *w 213 roku przyjęto średni kurs roczny wg ceny docelowej (oraz 5% div yield), w 214 wzrost wg kosztu kapitału własnego Rafineria i detal Rok 212 był bardzo dobrym okresem dla rafinerii. Szczególnie 3Q 12 przyniósł wzrost marż rafineryjnych do dawno nienotowanych poziomów. Można to tłumaczyć przede wszystkim stroną podażową: upadek Petroplusa, stosunkowo wysoki odsetek wstrzymanych mocy, czynniki niespodziewane jak huragan czy pożary. Problemy miały rafinerie za Atlantykiem, co przełożyło się na wyraźny wzrost marży na benzynie (Europa ma strukturalną nadwyżkę tego produktu). Część tych czynników nałożyła się na standardowy w drugiej połowie 3Q sezon przestojów remontowych w rafineriach. W 4Q 12 na rynek wróciły moce produkcyjne co przełożyło się na szybką kompresję marż. Dobrze obrazuje to wskaźnik amerykańskich zapasów do bieżącego popytu, który w w drugiej połowie 4Q 12 dla benzyny utrzymywał się na wyraźnie wyższym poziomie niż rok wcześniej. Na początku stycznia marże zaczęły się odbudowywać. Marża modelowa jest jednak nieco niższa niż rok temu. Uważamy, ze dopiero cały okres zimowy (przy braku kolejnych zakłóceń po stronie podaży) może dać bliższą odpowiedź w jakim miejscu znajduje się obecnie rynek rafineryjny i czy rzeczywiście zaszły na nim głębsze zmiany umożliwiające utrzymanie dobrych marż z 212 roku (w ubiegłym roku luty i marzec były bardzo słabe). W długiem terminie potencjał do wzrostu marż jest ograniczony ze względu na planowane wzrosty mocy produkcyjnych (szczególnie w Azji i na Bliskim Wschodzie z nastawieniem na zaspokojenie rynków lokalnych oraz eksport do UE i USA) i ograniczanie zużycia paliw w gospodarkach rozwiniętych. Pozytywnym czynnikiem mogłyby być równoczesne kolejne zamknięcie starych rafinerii w Europie. Ciężką sytuację mają szczególnie rafinerie pracujące w przestarzałej technologii hydroskimming. Ich zamknięcia są jednak trudne ze względów społeczno politycznych a lepsze okresy, jak 212 rok, tylko przedłużają ich żywotność. Modelowa marża rafineryjna PKN Orlen z dyferencjałem [USD/bbl] porównanie r/r 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, 2, 1Q 2Q 3Q 4Q 4, Marża rafineryjna na benzynie i dieslu [USD/t] Odsetek wyłączonych/wstrzymanych mocy rafineryjnych w USA oraz Europie/Afryce 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, sty 11 mar 11 maj 11 lip 11 wrz 11 lis 11 sty 12 mar 12 maj 12 lip 12 wrz 12 lis 12 sty 13 18,% 16,% 14,% 12,% 1,% 8,% 6,% 4,% 2,%,% sty 9kwi 9lip 9paź 9sty 1kwi 1lip 1paź 1sty 11kwi 11lip 11paź 11sty 12kwi 12lip 12paź 12sty 13 benzyna diesel USA wyłączenia [%] Europa/Afryka wyłączenia [%] 6

7 Brent [USD/bbl] 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Diesel marża [USD/t] Dyferencjał Brent Ural 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, , spółka Benzyna marża [USD/t] 2, 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Ciężki olej opałowy marża [USD/t] 3, 25, 2, 15, 1, 5,, Benzyna surowa marża [USD/t] 5, 1, 15, 2, 25, 3, 35,, Benzyna zapasy/popyt w USA [dni] 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, Destylaty zapasy/popyt w USA [dni] 27, 26, 25, 24, 23, 22, 21, 2, 19, 18, 1Q 2Q 3Q 4Q , 36, 34, 32, 3, 28, 26, 24, 22, 1Q 2Q 3Q 4Q , DOE, DOE 7

8 Benzyna zapasy/popyt w USA [dni] na tle marży na benzynie NWE [USD/t] Destylaty zapasy/popyt w USA [dni] na tle marży na ON NWE [USD/t] 35, 28 3, 26 25, 24 2, 22 15, 1, 2 5, 18, 16 sty 1 maj 1 wrz 1 sty 11 maj 11 wrz 11 sty 12 maj 12 wrz 12 sty 13 21, 43 18, 4 15, 37 12, 34 9, 31 6, 28 3, 25, 22 sty 1 maj 1 wrz 1 sty 11 maj 11 wrz 11 sty 12 maj 12 wrz 12 sty 13 benzyna marża [USD/t] benzyna zapasy/popyt diesel marża [USD/t] diesel zapasy/popyt Marża rafineryjna Gulf Coast WTI Cracking [USD/bbl] Marża rafineryjna NWE Brent Cracking [USD/bbl] 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, 1Q 2Q 3Q 4Q , 12, 1, 8, 6, 4, 2,, 1Q 2Q 3Q 4Q , dane tygodniowe Benzyna premia lądowa w Polsce [USD/t], dane tygodniowe ON premia lądowa w Polsce [USD/t] 4, 27, 35, 24, 21, 3, 18, 25, 15, 2, 12, 15, 9, 1, 6, 5, 3,,, , , Eurostat, (cena detal bez podatków NWE) Benzyna marża detaliczna [PLN/l],6,5,4,3,2,1, Źródło: BDM S.A., PKN (cena hurtowa), bankier.pl(cena detaliczna), Eurostat, (cena detal bez podatków NWE) ON marża detaliczna [PLN/l],5,45,4,35,3,25,2,15,1,5, Źródło: BDM S.A., PKN (cena hurtowa), bankier.pl(cena detaliczna) Petrochemia W 4Q 12 sytuacja na rynku petrochemicznym były sporo lepsze niż przeciętna w 212 roku. Marża modelowa liczona dla PKN Orlen była wyższa zarówno w stosunku do 3Q 12 jak i do 4Q 11. Początek nowego roku przynosi poziomy podobne jak w końcówce roku. Równocześnie zwracamy uwagę, że początek zeszłego roku był bardzo słaby (marża 5 6 EUR/t), do czego przyczyniały się głównie słabe podstawowe produkty (benzen, monomery) a także polimery. Obecnie sytuacja na większości głównych produktów wygląda dużo lepiej r/r. Poprawiać w ostatnich miesiącach zaczęła się m.in sytuacja na PTA (w 212 na rynku europejskim pojawiły się nowy moce w Portugalii). Słabo wygląda natomiast poziom 8

9 teoretycznych marż dla Anwilu (wyraźnie osłabienie PCW etylen, tylko nieznaczne odbicie na podstawowym nawozie jakim jest saletra amonowa). Modelowa marża petrochemiczna [EUR/t] porównanie r/r 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 1Q 2Q 3Q 4Q , dane tygodniowe Marża polietylen benzyna surowa [EUR/t] Marża polipropylen benzyna surowa [EUR/t] Marża PTA benzyna surowa [EUR/t] Marża etylen benzyna surowa [EUR/t] Marża propylen benzyna surowa [EUR/t] Marża benzen benzyna surowa [EUR/t]

10 Marża PCW etylen* [EUR/t] Marża saletra amonowa gaz [EUR/t] , etylen=47% Źródło: BDM S.A., Azoty Tarnów 1

11 Polityka dywidendowa W nowej strategii zarząd przedstawił aktualne założenia odnośnie wypłaty dywidendy. Polityka zawarta w poprzedniej (29 13) oparta była na wskaźniku FCFE (wolnych przepływach dla akcjonariuszy). Spółka miała wypłacać minimum 5% FCFE, przy utrzymaniu maksymalnego poziomu wskaźnika D/E na poziomie 3 4%. Ostatecznie nie wypłacono żadnej dywidendy (nominalnie D/E nie spadło w tym okresie <4%, jednak w sytuacji gdyby skorygować dług o gotówkę w posiadaniu spółki, to przesłanki to wypłaty dywidendy były np. po sprzedaży udziałów w Polkomtelu). Ostatni raz dywidenda przez PKN została wypłacona w 28 roku (1,62 PLN) a wcześniej w 25 roku (2,13 PLN). Obecnie zarząd przyjął inną koncepcję: spółka planuje wypłacać inwestorom dywidendę na poziomie do 5,% średniej kapitalizacji za poprzedni rok (dokładnie zarząd zapisał, że będzie stopę stopniowo zwiększał do 5,% nie widzimy jednak przeciwwskazań, by taki poziom osiągnąć już teraz). W 213 roku implikuje to poziom 1,96 PLN/akcję. Przy obecnym kursie rynkowym jest to 3,9%. Na tle innych blue chipów nie jest to poziom przesadnie atrakcyjny. Jednocześnie zwracamy uwagę, że taki poziom implikowany jest przez założenia zarządu. W poprzednich latach Ministerstwo Skarbu wielokrotnie pokazało, że forsuje własną politykę. Zarząd określa poziom 5,% jako poziom dobrych praktyk rynkowych odnosząc się do zachodnich koncernów rafineryjnych. Prognozowany poziom stopy dywidendy z zysku za 212 rok dla spółek z WIG2 1,% 9,5% 9,% 8,3% 8,% 7,% 7,% 6,4% 6,% 5,6% 5,3% 5,1% 4,9% 5,% 4,4% 4,2% 4,% 3,9% 3,7% 4,% 3,% 2,7% 2,2% 1,9% 2,% 1,%,%,7%,%,%,%, obliczenia własne (PKN, Lotos, KGHM, Bogdanka. JSW, Synthos), wg kursów z Prognozowany poziom stopy dywidendy z zysku za 212 rok dla wybranych spółek rafineryjnych 8,% 7,6% 7,% 6,% 6,1% 5,9% 5,7% 5,6% 5,% 4,% 5,2% 5,1% 5,% 5,% 4,8% 4,6% 4,3% 4,2% 4,1% 3,9% 3,6% 3,5% 3,3% 3,3% 3,2% 3,% 2,% 2,8% 2,7% 2,6% 2,5% 2,2% 2,2% 2,1% 1,9% 1,8% 1,5% 1,5% 1,4% 1,1% 1,%,5%,1%,%, wg kursów z

12 WYCENA DCF Wycenę metodą DCF otrzymaliśmy prognozując w horyzoncie 1 letnim free cash flows, a następnie dyskontując je średnim ważonym kosztem kapitału (WACC). Koszt kapitału własnego został oszacowany na podstawie rentowności 1 letnich obligacji skarbowych (4,25%), premii za ryzyko rynkowe oraz współczynnika beta na poziomie 1,. Główne założenia modelu: Założenie dotyczące przychodów i marż poszczególnych segmentów przedstawiono w osobnych tabelach. Prognozę ceny ropy Brent oparto o krzywą forward z notowań na NYMEX do końca 214 roku. W kolejnych okresach przyjęto stały poziom 1 USD/bbl. Wycena uwzględnia rozwój nowych segmentów działalności energetyka i upstream. Wycena nie uwzględnia akwizycji lub dezinwestycji. Wycena uwzględnia potencjalny odkup części zapasów obowiązkowych przez państwo według zaprezentowanego projektu ustawy (jednocześnie uważamy, że w zamian możliwe jest wprowadzenie dodatkowych opłat, które obciążą spółkę i które w przy słabej koniunkturze gospodarczej będą trudno transferowalne na konsumentów). Ujęcie odkupu 3% zapasów obowiązkowych na przestrzeni 5 lat od 213 roku, przy przełożeniu kosztów (opłata zapasowa) na rynek końcowy, przekłada się na wzrost wyceny o 4,3 PLN Efektywną stopa podatkowa przyjęliśmy na poziomie 19%. Jednocześnie w segmencie wydobywczym uwzględniliśmy wprowadzenie opodatkowania węglowodorów (5/1% stawki liczonej od przychodów, 25% cash flow tax, przyjmujemy, że podatki nie zmniejszą podstawy opodatkowania do CIT). CAPEX w okresie rezydualnym jest równy amortyzacji. W udziałach mniejszości uwzględniamy rynkową wartość pakietu akcji Unipetrolu w rękach akcjonariuszy mniejszościowych. Wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCF) po okresie szczegółowej prognozy ustaliliśmy na poziomie 1,%. Do obliczeń przyjęliśmy 427,7 mln akcji. Końcowa wartość w przeliczeniu na jedną akcję jest wyceną na dzień 4 luty 213 roku. Metoda DCF dała wartość spółki na poziomie 19,3 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 45,2 PLN. Prognoza podstawowych danych Podstawowe dane: Brent [usd/bbl] 61,4 79,5 111,3 111,6 111,1 13,8 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, Ural [usd/bbl] 6,6 78,1 19,6 11,3 19,6 12,3 98,5 98,5 98,5 98,5 98,5 98,5 98,5 98,5 Dyferencjał [usd/bbl],8 1,4 1,7 1,3 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Modelowa marża rafineryjna [USD/bbl]* 3,8 3,5 2,1 5,7 3,7 3,7 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,8 3,8 3,8 Modelowa marża petrochemiczna [EUR/t] USD/PLN (średni) 3,12 3,2 2,96 3,26 3,19 3,8 3, 2,9 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 USD/PLN (eop) 2,85 2,96 3,42 3,1 3,2 3,8 3, 2,9 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 EUR/PLN (średni) 4,33 3,99 4,12 4,19 4,21 4,5 3,9 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8, * bez dyferencjału 12

13 Model DCF 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P 22P 221P 222P Przychody ze sprzedaży [mld PLN] 119,2 11,2 15,9 14, 12,8 14,5 16,2 17,8 19,5 111,4 EBIT [mld PLN]* 3,6 2,52 2,87 2,95 2,98 3,24 3,3 3,37 3,45 3,54 EBIT LIFO [mld PLN]* 3,14 3,22 3,14 3,16 3,18 3,24 3,3 3,37 3,45 3,54 Stopa podatkowa 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% 19,% Podatek od EBIT [mld PLN],58,48,55,56,57,62,63,64,66,67 Podatek od węglowodorów [mld PLN],,,,,4,4,4,5,5,6 NOPLAT [mld PLN]* 2,48 2,4 2,33 2,39 2,38 2,58 2,63 2,68 2,74 2,81 Amortyzacja [mld PLN] 2,31 2,31 2,32 2,38 2,56 2,57 2,57 2,57 2,57 2,57 CAPEX [mld PLN] 2,83 3,16 3,36 3,1 3,2 2,39 2,37 2,42 2,54 2,57 Inwestycje w kapitał obrotowy [mld PLN]*,2,47,5,35,18,24,15,13,13,13 FCF [mld PLN] 1,78 1,66 1,78 2,11 2,1 3, 2,68 2,7 2,64 2,67 DFCF [mld PLN] 1,65 1,42 1,4 1,52 1,39 1,82 1,49 1,38 1,23 1,14 Suma DFCF [mld PLN] 14,45 Wartość rezydualna [mld PLN] 31,5 wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym: 1,% Zdyskontowana wart. rezydualna [mld PLN] 13,47 Wartość firmy EV [mld PLN] 27,92 Dług netto 212 [mld PLN]** 6,76 Udziały mniejszości [mld PLN] 1,82 Wartość kapitału[mld PLN] 19,35 Ilość akcji [mln szt.] 427,7 Wartość kapitału na akcję [PLN] 45,2 Przychody zmiana r/r,8% 7,5% 3,8% 1,9% 1,1% 1,7% 1,6% 1,6% 1,6% 1,7% EBIT zmiana r/r 51,% 17,5% 13,8% 2,6% 1,1% 8,8% 1,8% 2,2% 2,4% 2,6% FCF zmiana r/r 6,4% 7,3% 18,3%,4% 43,% 1,7%,8% 2,1% 1,1% Marża EBITDA 4,5% 4,4% 4,9% 5,1% 5,4% 5,6% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% Marża EBIT 2,6% 2,3% 2,7% 2,8% 2,9% 3,1% 3,1% 3,1% 3,2% 3,2% Marża NOPLAT 2,1% 1,9% 2,2% 2,3% 2,3% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% CAPEX / Przychody 2,4% 2,9% 3,2% 2,9% 2,9% 2,3% 2,2% 2,2% 2,3% 2,3% CAPEX / Amortyzacja 122,7% 136,9% 145,1% 126,6% 117,7% 92,9% 92,3% 94,3% 98,7% 1,1% Zmiana KO / Przychody,%,4%,5%,3%,2%,2%,1%,1%,1%,1% Zmiana KO / Zmiana przychodów 2,1% 5,2% 11,9% 17,8% 15,4% 13,6% 9,% 7,7% 7,7% 7,4% Źródło: BDM S.A. Kalkulacja WACC 213P 214P 215P 216P 217P 218P 219P 22P 221P 222P Stopa wolna od ryzyka 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% 4,25% Premia za ryzyko 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% 5,% Beta 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, Premia kredytowa 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% 1,5% Koszt kapitału własnego 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% 9,3% Udział kapitału własnego 84,6% 86,6% 88,7% 9,9% 93,2% 95,4% 97,5% 98,3% 99,2% 1,% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% 4,7% Udział kapitału obcego 15,4% 13,4% 11,3% 9,1% 6,8% 4,6% 2,5% 1,7%,8%,% WACC 8,5% 8,6% 8,7% 8,8% 8,9% 9,% 9,1% 9,2% 9,2% 9,3% Źródło: BDM S.A., *NOPLAT obliczony na podstawie EBIT, kapitał obrotowy oczyszczony z wyceny zapasów (wycena zapasów ujęta jest w wyniku EBIT), EBIT LIFO podany dla celów porównawczych; NOPLAT>222 uwzględnia dodatkowe obciążenie z tyt. podatku od węglowodorów osiągnięcie poziomu konieczności zapłaty cash flow tax (założono, że wartość segmentu upstream daje NPV=) ** kredyty walutowe wg kursów wymiany na

14 Wrażliwość modelu DCF: beta / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym 3,% 2,% 1,%,% 1,% 2,% 3,% 4,% 5,%,7 42,4 45,5 49,1 53,8 59,8 67,9 79,5 97,2 127,7,8 39,4 42, 45,2 49,2 54,3 61, 7,2 83,8 15,8 beta,9 36,6 39, 41,7 45,2 49,5 55,1 62,6 73,3 89,7 1, 34,1 36,1 38,6 41,5 45,2 49,9 56,1 64,7 77,3 1,1 31,8 33,6 35,7 38,3 41,5 45,5 5,6 57,6 67,5 1,2 29,6 31,2 33,1 35,4 38,1 41,5 45,9 51,7 59,6 1,3 27,6 29,1 3,7 32,7 35,1 38,1 41,8 46,6 53, Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym 3,% 2,% 1,%,% 1,% 2,% 3,% 4,% 5,% 3% 45,8 49,2 53,5 59, 66,2 76,2 9,9 114,6 159,4 4% 39,4 42, 45,2 49,2 54,3 61, 7,2 83,8 15,8 Premia za ryzyko 5% 34,1 36,1 38,6 41,5 45,2 49,9 56,1 64,7 77,3 6% 29,6 31,2 33,1 35,4 38,1 41,5 45,9 51,7 59,6 7% 25,8 27,1 28,5 3,3 32,4 35, 38,1 42,2 47,5 8% 22,5 23,5 24,7 26,1 27,7 29,6 32, 34,9 38,7 9% 19,6 2,4 21,4 22,5 23,7 25,3 27,1 29,3 32, Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / beta Beta,7,8,9 1, 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 3% 8,8 75,4 7,6 66,2 62,3 58,6 55,3 52,3 49,5 4% 69,1 63,5 58,6 54,3 5,4 46,9 43,7 4,8 38,1 Premia za ryzyko 5% 59,8 54,3 49,5 45,2 41,5 38,1 35,1 32,4 29,9 6% 52,3 46,9 42,2 38,1 34,6 31,4 28,6 26, 23,7 7% 46, 4,8 36,3 32,4 29, 26, 23,4 21, 18,9 8% 4,8 35,7 31,4 27,7 24,5 21,7 19,2 17, 15, 9% 36,3 31,4 27,3 23,7 2,7 18, 15,7 13,6 11,8 Źródło: BDM S.A. 14

15 WYCENA PORÓWNAWCZA Wyceny porównawczej dokonaliśmy w oparciu o konsensus rynkowy dla prognoz na lata dla spółek rafineryjnych z regionu CEE. Analizę oparto na wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA. Dla każdego roku przyjęliśmy wagę równą 33%. Porównując wyniki PKN ze wskaźnikami innych spółek otrzymaliśmy wartość spółki na poziomie 21,5 mld PLN mln PLN, co odpowiada 5,2 PLN na jedną akcję. Ze względu na brak pełnej porównywalności PKN do innych spółek z branży (spółka nie posiada segmentu wydobywczego, posiada natomiast silnie rozwiniętą petrochemię) przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie %. Zwracamy uwagę, że spółki o dużej kontrybucji upstream u do wyniku operacyjnego są wyceniane wyraźnie niżej niż spółki oparte na downstreamie. Spółka jest wyceniania z dyskontem do grupy porównawczej na wskaźniku EV/EBITDA, natomiast z premią na P/E. Wycena porównawcza P/E EV/EBITDA 213P 214P 213P 214P Lotos (Polska) 12,9 8,1 8,3 6,7 MOL (Węgry) 9,7 9,4 4,2 3,8 OMV (Austria) 6,9 6,5 2,7 2,5 Tupras Turkiye (Turcja) 11, 11,1 9,5 9,4 Mediana 1,3 8,7 6,2 5,2 PKN Orlen 1,8 11, 5,2 5,4 Premia/dyskonto do PKN 4,8% 26,9% 16,9% 3,5% Wycena 1 akcji wg wskaźnika [PLN] 48,4 4, 63,9 48,6 Waga roku 5% 5% 5% 5% Wycena 1 akcji wg wskaźników [PLN] 44,2 56,3 Waga wskaźnika 5% 5% Wycena końcowa 1 akcji [PLN] 5,2 Porównanie rentowności EBITDA PKN Lotos MOL OMV Tupras,% 3,% 6,% 9,% 12,% 15,% Źródło: BDM S.A

16 PKN Orlen: konsensus dla EV/EBITDA na 1 rok do przodu Lotos: konsensus dla EV/EBITDA na 1 rok do przodu 9, 71, 9, 69, 8, 63, 8, 61, 7, 55, 7, 53, 6, 5, 47, 39, 6, 5, 4, 45, 37, 29, 4, 31, 3, 21, 3, 23, 2, 13, 2, 15, , 5, EV/EBITDA (+1 rok) PKN EV/EBITDA (+1 rok) LTS PKN vs Lotos: konsensus dla EV/EBITDA na 1 rok do przodu 8,5 8, 7,5 7, 6,5 6, 5,5 5, 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, % 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 1% 2% 3% 4% 5% premia/dyskonto (LTS/PKN) Lotos EV/EBITDA (+1 rok) avg LTS PKN EV/EBITDA (+1 rok) avg PKN 16

17 GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA Ryzyko koniunktury gospodarczej Sytuacja finansowa PKN Orlen jest uzależniona od sytuacji ekonomicznej w Polsce i na świecie. Na generowane wyniki finansowe mają wpływ: tempo wzrostu PKB, poziom inflacji, stopa bezrobocia oraz wysokość dochodów osobistych ludności, polityka fiskalna i monetarna państwa, rozwój infrastruktury drogowej w Polsce oraz rozwój sektora usług i handlu detalicznego. Spółka narażona jest na ryzyko zmiany marży rafineryjnej, marży petrochemicznej, kursów wymiany walut i stóp procentowych, Czynniki te są pochodną koniunktury gospodarczej. Ryzyko regulacji prawnych i podatkowych Na działalność oraz wyniki finansowe spółki wpływają regulacje prawno podatkowe (zarówno wewnętrzne regulacje prawa polskiego jak i zewnętrzne regulacje UE) odnoszące się do takich zagadnień, jak: zapasy obowiązkowe, normy jakości produktów, ochrona środowiska, magazynowanie paliw, realizacja Narodowego Celu Wskaźnikowego, opodatkowanie wydobycia. W konsekwencji wprowadzenie nowych regulacji lub przyjęcie innych założeń niż wykorzystaliśmy w modelu (m.in. w zakresie zapasów obowiązkowych i opodatkowania wydobycia węglowodorów) może wpływać w przyszłości na wzrost kosztów działalności i nakładów inwestycyjnych. Ryzyko zmian cen surowców i produktów Ryzyko marży rafineryjnej i petrochemicznej odnosi się do zmian między ceną sprzedawanych produktów a ceną kupowanego surowca. Ropa naftowa jest głównym surowcem wykorzystywanym do produkcji. Światowe ceny tego surowca podlegają znacznym wahaniom wynikającym ze zmian w globalnym poziomie popytu i podaży oraz z powodów politycznych. PKN dokonuje zakupów ropy naftowej na podstawie kontraktów terminowych oraz kontraktów spotowych. Z drugiej strony ceny produktów naftowych oferowanych przez spółkę zależą od cen notowanych na światowych giełdach. Wyniki spółki są więc uzależnione od różnicy pomiędzy cenami ropy a cenami produktów naftowych/petrochemicznych na rynkach światowych. Część podmiotów może osiągać przewagę konkurencyjną dzięki wykorzystaniu tańszych lokalnie surowców (ropa/gaz). Ryzyko związane z dostawami surowców Dostawy surowców są realizowane w głównej mierze poprzez system rurociągów, transport lądowy oraz morski. Ryzyko związane z dostawą surowców wynika z konieczności terminowego zabezpieczenia dopływu surowców do produkcji. Czynniki, które mają istotny wpływ na realizację dostaw surowców dotyczą głównie sytuacji politycznej w państwach eksportujących ropę, sprawności systemu rurociągów i linii kolejowych oraz warunków pogodowych. Ryzyko wahań kursów walutowych Głównym źródłem ryzyka kursowego są kredyty w walutach obcych, import surowców, eksport produktów oraz sprzedaż krajowa indeksowana do walut. Ekspozycja walutowa jest zabezpieczana instrumentami typu forward lub swap. Dla kursu USD/PLN występuje częściowo naturalny hedging, gdyż przychody ze sprzedaży produktów uzależnionych od kursu USD są równoważone przez koszty zakupu ropy w tej samej walucie. W przypadku kursu EUR/PLN (w walucie tej denominowane są przychody ze sprzedaży produktów petrochemicznych) hedging naturalny występuje w ograniczonym zakresie (np. odsetki od kredytów denominowane w EUR, część zakupów inwestycyjnych). Ryzyko konkurencji Walka konkurencyjna pomiędzy głównymi operatorami na krajowym rynku produktów naftowych dotyczy głównie segmentu detalicznej sprzedaży paliw, gdzie oprócz krajowych podmiotów działają również koncerny zagraniczne. Intensywne działania konkurencyjne są prowadzone przez prawie wszystkie największe koncerny paliwowe. Na detaliczny rynek paliw w Europie Środkowo Wschodniej znaczący wpływ wywiera aktywność rosyjskich koncernów naftowych, będących głównymi dostawcami surowca dla lokalnych spółek. Rosyjskie koncerny wykazują zainteresowanie współpracą i inwestycjami w środkowoeuropejskie spółki paliwowe. Na wzrost konkurencji może także wpłynąć rozwój sieci stacji paliw przez hipermarkety, które oferują znacząco niższe ceny od pozostałych operatorów na rynku detalicznej sprzedaży paliw. Ryzyka związane z działalnością poszukiwawczą (i potencjalnie wydobywczą), m.in.: związane z oszacowaniem wielkości złóż, związane z uruchomieniem wydobycia z nowych złóż, przyszłe ceny gazu i ropy naftowej, nie przedłużenie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie kopalin, brak zgody innych udziałowców (partnerów) w projektach na ich dalszą realizację. 17

18 Potencjalne zmiany prawne Zapasy obowiązkowe W końcówce 212 roku rząd zaprezentował projekt zmian w ustawie o zapasach ropy naftowej. Nowelizacji ustawy wymaga od nas dyrektywa unijna z 29 roku, która miała być implementowana do końca 212 roku. Tempo prac nad ustawą wskazuje jednak, że realny termin to 1H 13. Dyrektywa wymaga, by państwa członkowskie utrzymywały zapasy naftowe (ropa i produkty) na poziomie 9 dniowego przywozu neto lub 61 dniowego zużycia (wyższa wartość). Z tego do 217 roku za co najmniej 3% obowiązku ma odpowiadać krajowa centrala zapasów. Obecnie w Polsce obowiązuje ustawa, która zakłada, że krajowe zapasy interwencyjne zaspakajają 9 dniowe zużycie (+1% rezerwy technicznej), z czego podmioty prywatne są zobowiązane do utrzymywania zapasów obowiązkowych na poziomie 76 dniowego przywozu (lub produkcji). W proponowanym projekcie (do którego spółki paliwowe miały wiele zastrzeżeń formalnych) w zamian za zmniejszenia poziomu zapasów spółki będą wnosić do ARM opłatę zapasową, która posłuży na zakup a później utrzymywanie zwiększonych zapasów po stronie państwa. W uzasadnieniu do projektu rząd określa poziom opłaty w pierwszym okresie funkcjonowania nowego systemu na około 33 PLN/t ekwiwalentu ropy (czyli około,3 PLN/litr w cenie hurtowej), naliczanej od przywozu netto ropy i produktów ropopochodnych. Uważamy, że przeniesienie takie kwoty na rynek w cenie detalicznej jest akceptowalne (z czasem opłata spadnie skończy się okres wzrostu rezerw w posiadaniu ARM). W modelu przyjmujemy przeniesienie opłaty w całości na rynek w postaci podwyżek cen hurtowych. Wprowadzenie zmian od połowy 213 roku postrzegamy pozytywnie dla wyceny spółki. Wartość zapasów obowiązkowych na bilansie PKN Orlen na koniec 212 roku wyniosła około 7, mld PLN (czyli 16,4 PLN/akcję) z czego 9% dotyczyło rynku polskiego (+około 2,4 mld PLN odsprzedane podmiotom zewnętrznym PKN prowadzi politykę odsprzedaży części zapasów obowiązkowych do podmiotów zewnętrznych, spółek celowych założonych przez banki). Zdyskontowana wartość zmniejszenia poziomu zapasów w Polsce o 23 dni rozłożona do 218 roku (przy uwzględnieniu zmian poziomu produkcji w kolejnych latach) daje w naszym modelu +4,3 PLN/akcję. Podatek od wydobycia węglowodorów Rząd przedstawił także propozycje do projektu ustawy opodatkowującej wydobycie węglowodorów. Szczegółowy projekt ma być opublikowany w 1Q 13 (wcześniej zapowiadano, że pojawi się jeszcze w 212 roku). Proponuje się wprowadzenie dwustopniowego modelu: i) podatek typu royalty (stawka liczona od przychodów: 5% w przypadku gazu i 1% w przypadku ropy), ii) podatek typu cash flow tax (25% podatek od skumulowanych dodatnich przepływów pieniężnych; taka konstrukcja umożliwiałaby odliczenie w pierwszym okresie nakładów inwestycyjnych). Spółki wydobywcze byłyby nadal obciążone 19% podatkiem CIT. Propozycje nie określają szczegółów (m.in. kluczowa kwestia podstawy opodatkowania dla cash flow tax). Spodziewamy się, że podobnie jak ma to miejsce w przypadku podatku od wydobycia miedzi, dodatkowe podatki nie będą stanowić kosztów uzyskania przychodów dla kalkulacji CIT. Opodatkowanie miałoby wejść w życie w 215 roku. W założeniach przyjmujemy najmniej korzystny scenariusz, czyli nowe podatki nie będą zmniejszały podstawy opodatkowania do CIT, a podatek typu royalty nie będzie kosztem uzyskania przychodu do cash flow tax. Według wyliczeń rządu łącznie wszystkie obciążenia podatkowe (tzw. government take), włącznie z np. CIT i podatkiem od nieruchomości, wyniosą ok. 4% zysków brutto przemysłu wydobywczego. Według naszych szacunków są to obliczenia zaniżone. Podobnego zdania jest OPPPW (organizacja zrzeszająca firmy zajmujące się poszukiwaniami i wydobyciem węglowodorów w Polsce). 18

19 WPROWADZENIE Ogólna charakterystyka PKN Orlen jest jednym z największych kompleksów rafineryjno petrochemicznych działających w Europie Środkowo Wschodniej o maksymalnych możliwościach przerobu 31 milionów ton ropy naftowej w skali roku (w 212 roku przerób wyniósł 27,9 mln ton, wobec 27,8 mln ton rok wcześniej). Spółka zarządza siedmioma rafineriami w Polsce, Czechach i na Litwie a głównym aktywem jest zintegrowany kompleks rafineryjno petrochemiczny w Płocku. Orlen jest także właścicielem największej w Europie Środkowej sieci około 2,7 tys stacji paliw zlokalizowanych w Polsce, Niemczech, Czechach i na Litwie. Grupa posiada infrastrukturę logistyczną obejmująca bazy magazynowe oraz sieci własnych i dzierżawionych rurociągów. Obecnie PKN jest największym przedsiębiorstwem w Polsce pod względem przychodów. Głównymi produktami oferowanymi przez Orlen są: w ramach segmentu rafineryjnego: benzyna, olej napędowy, lekki olej opałowy, paliwo Jet A 1, gaz płynny, ciężki olej opałowy, w ramach segmentu petrochemicznego: etylen, propylen, polietylen, polipropylen, kwas tereftalowy, benzen, butadien, aceton, fenol, glikole, toluen, ortoksylen, PCW, granulaty PCW, saletra amonowa, soda kaustyczna, ług sodowy. Około 43% sprzedaży generowane jest na rynku krajowym. Pozostałe kluczowe rynki to Niemcy, Czechy oraz kraje bałtyckie. Struktura sprzedaży grupy według kraju zleceniodawcy (211) Pozostałe 21% Litwa, Łotwa, Estonia 8% Polska 43% Czechy 11% Niemcy 17% Podstawowa struktura grupy PKN Orlen Orlen Lietuva 1% PKN Orlen Jednostka dominująca Anwil 1% Basell Orlen Polyolefins 5% Unipetrol 63% Orlen Deutschland 1% Orlen Upstream 1% 19

20 Wyniki wg spółek i segmentów [mln PLN] 4Q'9 1Q'1 2Q'1 3Q'1 4Q'1 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q'12 Razem przychody PKN Unipetrol Lietuva pozostałe i korekty Razem EBIT LIFO PKN Unipetrol Lietuva pozostałe i korekty Rafineria przychody Rafineria EBIT LIFO PKN Unipetrol Lietuva pozostałe i korekty Detal przychody Detal EBIT PKN Unipetrol Lietuva pozostałe i korekty Petrochemia przychody Petrochemia EBIT LIFO PKN Unipetrol Lietuva pozostałe i korekty Funkcje korporacyjne przychody Funkcje korporacyjne EBIT Przychody wyłączenia (prezentacja) PKN Orlen jednostka dominująca Głównym przedmiotem działalności jest przerób ropy naftowej, wytwarzanie produktów rafineryjnych (m.in. olej napędowy, benzyna, ciężki olej opałowy) i petrochemicznych w zakładach w Płocku (m.in. benzen, etylen, propylen, PTA) oraz sprzedaż hurtowa i detaliczna produktów spółki. Wyniki jednostki dominującą stanowią główną kontrybucją do wyników skonsolidowanych (około 7 75% skonsolidowanych przychodów w zależności od kwartału). Wyniki jednostkowe PKN [mln PLN] 1Q'1 2Q'1 3Q'1 4Q'1 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 4Q' Przychody EBITDA LIFO EBIT LIFO EBITDA EBIT netto Źródło: BDM S.A., *dane z prezentacji (uwzględniają korekty na potrzeby konsolidacji) Unipetrol Grupa Unipetrol (Grupa Unipetrol) powstała w 1994 roku w wyniku restrukturyzacji czeskiego przemysłu naftowego i petrochemicznego. W 25 roku Orlen nabył 63,% akcji spółki za 486 mln EUR. Głównym przedmiotem działalności Grupy Unipetrol jest przerób ropy naftowej oraz produkcja i dystrybucja produktów rafineryjnych, petrochemicznych i chemicznych. Obecna kapitalizacji spółki na giełdzie w Pradze wynosi blisko 5, mld PLN. Gotówka netto na koniec 4Q 12 to,1 mld PLN. 2