AKUMULUJ (POPRZEDNIA REKOMENDACJA: AKUMULUJ) WYCENA 38,9 PLN 23 LISTOPAD 2012 Spółka pozytywnie zaskoczyła rynek wynikami za 3Q 12. Na poziomie EBIT LIFO (po oczyszczeniu o wpływ operacyjnych różnic kursowych) były one zdecydowanie wyższe od konsensusu rynkowego i zbliżone do naszych oczekiwań (przedstawionych w raporcie nt prognoz spółek na 3Q 12). Spółka nie miała większych trudności (w przeciwieństwie do Orlenu, który pokazał słaby wynik rafinerii w Płocku) z realizacją na rynku wysokich marż rafineryjnych (przy słabym rynku krajowym Lotos wykorzystuje kanały eksportowe). Otoczenie makro w pierwszej połowie 4Q 12 było nadal bardzo dobre (marża modelowa w X 12 dla Lotosu według naszych szacunków wynosiła około 9,0 USD/bbl). Obecnie marże rafineryjne spadły, nadal są to jednak satysfakcjonujące w przypadku Lotosu poziomy około 4,0 5,0 USD/bbl. Tym samym 4Q 12 powinien wyglądać dużo lepiej niż 4Q 11, gdy oczyszczony z różnic kursowych EBIT LIFO z działalności rafineryjnej należał do najsłabszych w ostatnich latach. Zwracamy uwagę, że obecny (a także za 3Q 12) poziom marż jest wyraźnie lepszy niż zakładaliśmy w poprzednim modelu. Na razie jednak nie decydujemy się na głębsze zmiany założeń w długim terminie (m.in. ze względu na oczekiwane zwiększenie mocy rafinerii pozaeuropejskich z nastawianiem na eksport). W porównaniu z poprzednią rekomendacją uwzględniamy zmniejszenie poziomu utrzymywanych przez spółki paliwowe zapasów obowiązkowych (według rządowej propozycji do poziomu 53 dni w 2018 roku, przy jednoczesnym wprowadzaniu opłaty zapasowej zakładamy, że spółki przeniosą koszty opłaty na ceny rynkowe, w hurcie powinno to być około 3 PLN/litr; pozytywny wpływ na wycenę przy przyjętych założeniach to 7,8 PLN/akcję). Zakładamy także wprowadzenie opodatkowania wydobycia węglowodorów (10% podatek od przychodów oraz 25% tzw. cash flow tax, wcześniej przyjmowaliśmy 30% opodatkowani zysku EBIT; proponowane rozwiązanie jest wstępnie mniej korzystne, kluczowe będą jednak szczegółowe założenia projektu, których nadal brak). Pozytywny wpływ na końcową wycenę ma także niższy kurs USD/PLN (wycena długu netto) oraz spadek stopy wolnej od ryzyka. W efekcie wszystkich wprowadzonych w modelu zmian podnosimy cenę docelową z 29,4 PLN do 38,9 PLN i utrzymujemy zalecenie Akumuluj. Z czynników ryzyka dla wyników zwracamy uwagę na prawdopodobny naszym zdaniem odpis wartości projektu Yme do zera (wartość księgowa po 2Q 12 wynosiła około 330 mln PLN), po tym jak takiego procesu dokonał Talisman. Biorąc pod uwagę, ze jest to zdarzenie niegotówkowe i raczej oczekiwane, nie spodziewamy się z tego tytułu wpływu na kurs. Pod koniec 1Q 13 planowany jest także okresowy miesięczny przestój remontowy, co będzie miało negatywny wpływ na wyniki 2Q 13 (konieczność zakupu części gotowych produktów z zewnątrz, co obniży realizowaną marżę). Ocena potencjalnego zakupu sieci stacji Neste jest kwestią ceny i możliwości zmiany formuły prowadzonych stacji (w aktualnym koncepcie sieć przynosi straty). Ze względu na wstępny charakter koncepcji w modelu nie uwzględniamy kapitałowego udziału Lotosu w projekcie petrochemicznym we współpracy z Azotami Tarnów. Wartość projektu MSP szacuje na 5 6 mld PLN (z wcześniejszych informacji wynikało, że rolą Lotosu w projekcie jest wniesienie gruntu i zapewnienie wkładu do produkcji petrochemikaliów). Wycena SOTP [PLN] 38,9 Wycena porównawcza [PLN] 28,0 Wycena końcowa [PLN] 38,9 Potencjał do wzrostu / spadku 11,3% Koszt kapitału 10,3% Cena rynkowa [PLN] 34,9 Kapitalizacja [mln PLN] 4 532,6 Ilość akcji [mln. szt.] 129,9 Cena maksymalna za 6 mc [PLN] 36,1 Cena minimalna za 6 mc [PLN] 22,7 Stopa zwrotu za 3 mc 35,3% Stopa zwrotu za 6 mc 44,6% Stopa zwrotu za 9 mc 29,3% Struktura akcjonariatu: Skarb Państwa 53,2% Pozostali 46,8% 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody [mln PLN] 19 663 29 260 33 222 30 978 29 966 29 681 EBITDA raportowana [mln PLN] 1 451 1 694 796 1 388 1 641 2 018 EBITDA skoryg.* [mln PLN] 1 534 1 863 2 023 1 388 1 641 2 018 EBITDA LIFO skoryg.* [mln PLN] 1 116 872 2 088 1 558 1 776 2 024 EBIT raportowany [mln PLN] 1 061 1 086 137 758 1 014 1 274 Zysk netto raportowany [mln PLN] 679 649 775 451 647 894 Dług netto [mln PLN] 6 351 7 473 7 076 6 319 5 457 4 415 P/BV 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,4 P/E 6,7 7,0 5,8 1 7,0 5,1 EV/EBITDA 7,5 7,1 14,6 7,8 6,1 4,4 EV/EBITDA skoryg* 7,1 6,4 5,7 7,8 6,1 4,4 EV/EBITDA LIFO skoryg.* 9,8 13,8 5,6 7,0 5,6 4,4 38,0 35,0 32,0 29,0 26,0 23,0 Krzysztof Pado pado@bdm.com.pl tel. (0 32) 208 14 32 Dom Maklerski BDM S.A. ul. 3 go Maja 23, 40 096 Katowice Lotos WIG znormalizowany EV/EBIT 10,3 11,1 84,5 14,3 9,9 7,0 2 Modelowa marża raf. [USD/bbl] 3,6 3,4 5,7 4,2 4,0 4,2 *wynik skorygowany o saldo z pozostałej działalności operacyjnej(głównie z tytułu projektu Yme) lis 11 gru 11 sty 12 lut 12 mar 12 kwi 12 maj 12 cze 12 lip 12 sie 12 wrz 12 paź 12 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 2005 roku w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów znajdują się na ostatniej stronie Raportu.
SPIS TREŚCI: WYCENA I PODSUMOWANIE...3 WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM)... 14 WYCENA PORÓWNAWCZA... 16 GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA... 17 WYNIKI KWARTALNE... 18 STRUKTURA PRODUKCJI/SPRZEDAŻY U... 23 PROGNOZA 2012 2021... 27 RYNEK RAFINERYJNY... 32 RYNEK PALIWOWY W POLSCE... 38 TABELE PRZELICZENIOWE... 42 2
WYCENA I PODSUMOWANIE Wycena spółki Lotos powstała w oparciu o SOTP. Dokonaliśmy osobnej wyceny działalności rafineryjnodetalicznej (downstream) oraz poszukiwawczo wydobywczej (upstream) w oparciu o modele zdyskontowanych przepływów pieniężnych (DCF/NPV). Wycena metodą DCF na lata 2012 2021 sugeruje wartość segmentu rafineryjno detalicznego na poziomie 26,3 PLN (wycena segmentu uwzględnia cały dług spółki). Natomiast wycena metodą DCF poszczególnych projektów wydobywczych (Polska, Litwa) wraz z aktywem podatkowym uzyskanym w Norwegii, sugeruje wartość segmentu upstream na poziomie 12,5 PLN. Wycena końcowa 1 akcji spółki wynosi 38,9 PLN. Dla celów porównawczych dokonaliśmy także wyceny za pomocą mnożników rynkowych do innych spółek z branży paliwowej z regionu. Jednak ze względu na brak porównywalności między tymi spółkami a Lotosem (m.in. różnie rozłożony ciężar działalności pomiędzy downstream/upstream/petrochemię) przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie 0%. Podsumowanie wyceny Waga Wycena Wycena SOTP 100% 38,9 Rafineria i detal 26,3 Upstream 12,5 Wycena metodą porównawczą 0% 28,0 Wycena 1 akcji Lotosu [PLN] 38,9 Źródło: BDM S.A. Podtrzymujemy zalecenie Akumuluj dla Lotosu z Akumuluj, podwyższając cenę docelową z 29,4 PLN do 38,9 PLN. Wzrost wyceny wynika głównie z lepszych od wcześniej zakładanych marż rafineryjnych w 2H 12 (tym samym lepszych od oczekiwań wyników segmentu rafineryjnego) oraz uwzględnienia w modelu zmian w ustawie o zapasach obowiązkowych. Spodziewamy się wyraźnie lepszych oczyszczonych wyników za 4Q 12 r/r. Na raportowany wynik negatywny wpływ może mieć odpis na projekt Yme (na bilansie Lotosu zostało po poprzednim odpisie około 330 mln PLN wartości projektu). Jest to jednak czynnik niegotówkowy, uwzględniany przez rynek. Potencjał do ewentualnego dalszego wzrostu wyceny dostrzegamy w trwalszej poprawie marż rafineryjnych na świecie (w stosunku do poprzedniego modelu dokonaliśmy tylko nieznacznych korekt długoterminowych założeń związanych z lepszym dopasowaniem naszego modelu). Jednocześnie uważamy, że podstawy do oceny czy na rynku nastąpiły trwałe, fundamentalne zmiany w tym zakresie pojawiłyby się dopiero po okresie obserwacji marż w okresie zimowym (sezonowo jest to najsłabszy okres w roku, wpływ na rekordowo wysoki poziom marż we wrześniu/październiku miały niespodziewane ograniczenia po stronie podażowej). Marża modelowa Lotosu [USD/bbl] 2012 vs 2011 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 1Q 2Q 3Q 4Q 2,0 4,0 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg, dane historyczne: obliczenia wlasne ze wzoru na marżę modelową Lotosu na podstawie notowań Bloomberga, marża uwzględnia dyferencjał Brent Ural 3
Wyniki finansowe Bardzo dobre marże rafineryjne w drugiej połowie 3Q 12 (lipiec: 6,1 USD/bbl, sierpień: 5,7 USD/bbl, wrzesień: 10,6 USD/bbl) pozwoliły wypracować rekordowy poziom wyniku EBITDA LIFO (po oczyszczeniu o różnice kursowe i zdarzenia jednorazowe) w odniesieniu do spółki i segmentu produkcyjnego. Znaczny wzrost wyniku w stosunku do 2Q 12 (średnia marża modelowa w 3Q 12 jest tylko nieznacznie wyższa niż w 2Q 12) wynika naszym zdaniem z dwóch czynników: i) spółka w czerwcu miała możliwość zakupu taniej ropy (średnia cena Brent <100 USD/bbl po raz pierwszy od stycznia 11), która do przerobu trafiła w kolejnych tygodniach, ii) sezonowej strukturze sprzedaży (wzrost wolumenów sprzedaży diesla i benzyny vs 2Q 12). W październiku średnia marża modelowa wyniosła wg naszych obliczeń 9,0 USD/bbl (dane na podstawie Bloomberga, w X 11: 5,6 USD/bbl). W listopadzie jest to na razie 5,2 USD/bbl (w XI 11: 4,9 USD/bbl, w XII 11: 2,3 USD/bbl). Mimo osunięcia się marż od października (głównie efekt spadku marży na benzynie, przyczyn można szukać w wyraźnym odbudowaniu się zapasów w ostatnich tygodniach) są to nadal poziomy zdecydowanie wyższe niż średnia za 4Q 11, co pozwala sądzić, że wyniki 4Q 12 także będą wykazywać wyraźną dynamikę r/r (oczyszczone ze zdarzeń jednorazowych). W strukturze uzysków Lotosu benzyna stanowi 13 14%, natomiast diesel 43 46% w zależności od kwartału. Bardziej szczegółowy opis raportowanych wyników i prognoz znajduje się w dalszej części raportu. Oczyszczona EBITDA 3Q'09 4Q'09 1Q'10 2Q'10 3Q'10 4Q'10 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 Marża modelowa [USD/bbl] wg LTS 2,9 0,9 2,6 4,0 3,3 4,6 4,5 2,9 2,3 3,9 3,7 6,5 7,0 Marża modelowa [USD/bbl]wg BDM* 2,1 1,8 3,9 5,3 3,7 4,4 4,6 3,9 3,1 4,3 3,9 6,6 7,4 Rafineria: wolumen sprzedaży [tys t] 2 081,4 2 071,4 1 899,4 2 074,3 2 327,1 2 460,1 2 467,1 2 354,6 2 552,1 2 556,0 2 307,1 2 562,1 2 583,0 Upstream: wolumen sprzedaży [tys t] 28,1 56,5 87,6 51,0 28,6 26,1 46,1 79,9 47,2 48,1 87,0 8 58,5 Ropa Brent [USD/bbl] 68,1 74,5 76,4 78,2 76,9 86,5 105,4 117,0 113,4 109,4 118,6 108,3 109,5 Przychody [mln PLN] 4 132,0 4 024,5 3 904,9 4 742,7 5 279,8 5 735,4 6 515,2 6 781,4 7 597,5 8 365,5 7 832,3 8 384,1 8 568,8 Wydobycie 43,5 82,8 134,1 93,5 51,4 48,1 103,8 210,3 128,9 139,3 264,3 237,3 125,4 Produkcja 3 181,3 3 108,4 3 037,0 3 676,0 4 123,6 4 600,8 5 368,9 5 40 6 104,9 6 843,6 6 412,0 6 842,4 6 946,5 Detal 990,6 938,7 869,9 1 072,6 1 162,8 1 142,0 1 112,3 1 323,1 1 439,7 1 469,8 1 366,1 1 476,2 1 583,8 Inne/korekty 83,4 105,4 136,1 99,4 58,0 55,5 69,8 152,0 76,0 87,2 210,1 171,8 86,9 EBITDA LIFO ex/fx adj**[mln PLN] 224,8 157,3 178,9 241,0 456,9 203,0 274,7 220,4 412,2 284,1 333,6 536,0 724,5 marża 5,4% 3,9% 4,6% 5,1% 8,7% 3,5% 4,2% 3,3% 5,4% 3,4% 4,3% 6,4% 8,5% Wydobycie 16,8 12,3 55,2 50,3 20,9 6,7 46,8 59,2 71,1 27,6 165,7 158,6 77,1 Produkcja 174,9 147,2 118,7 181,9 376,7 164,0 228,3 135,5 335,5 216,7 230,6 356,7 595,3 Detal 43,4 16,8 9,3 20,7 24,6 8,8 0,8 0,4 9,9 0,8 3,9 15,0 16,6 Inne/korekty 10,3 19,0 4,3 11,9 34,7 23,5 0,4 26,1 4,3 39,0 58,8 5,7 35,5 Źródło: BDM S.A., spółka, *obliczenia własne z notowań Bloomberga, marża uwzględnia dyferencjał, wzór: = 12,2% benzyna + 5,9% benzyna surowa + 48,3% diesel + 5,4% Jet + 20,5% ciężki olej opałowy 92,3% Ural. **wynik oczyszczony o wycenę zapasów, operacyjny różnice kursowe oraz wpływ zdarzeń jednorazowych Marża rafineryjna na benzynie i dieslu [USD/t] 35 30 25 20 15 10 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 benzyna diesel Źródło: BDM S.A., Bloomberg, podstawę obliczeń stanowi ropa Brent 4
Brent [USD/bbl] 14 12 10 8 6 4 2 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Marża modelowa Lotos [USD/bbl] Dyferencjał Brent Ural 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Diesel marża [USD/t] 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Benzyna marża [USD/t] 35 30 25 20 15 10 5 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Ciężki olej opałowy marża [USD/t] 30 25 20 15 10 2008 2009 2010 2011 2012 5 10 15 20 25 30 5 35 40 2008 2009 2010 2011 2012 45 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Benzyna premia lądowa w Polsce [USD/t] Źródło: BDM S.A., Bloomberg ON premia lądowa w Polsce [USD/t] 40 35 30 35 30 25 25 20 20 15 15 10 10 5 5 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 5 Źródło: BDM S.A., Bloomberg, Eurostat, (cena detal bez podatków NWE) Źródło: BDM S.A., Bloomberg, Eurostat, (cena detal bez podatków NWE) Relatywnie wysokie marże rafineryjne w 2012 roku można tłumaczyć przede wszystkim stroną podażową: upadek Petroplusa oraz stosunkowo wysoki odsetek wstrzymanych mocy. Problemy miały/mają rafinerie za Atlantykiem. Do dziś nie uruchomiono w pełnym zakresie rozbudowanej największej w USA rafineria w Port Arthur. Pożary wybuchły w Richmond/California oraz w największym na świecie kompleksie Paraguna w Wenezueli. W połowie 3Q 12 poważne komplikacje wywołał huragan Issac. Cześć tych czynników nałożyła się na standardowy w drugiej połowie 3Q sezon przestojów remontowych w rafineriach. Dodatkowo na relatywnie niższy r/r poziomach utrzymywały się zapasy paliw w USA. Obecne osłabienie cracków na benzynie można bezpośrednio wiązać ze wzrostem zapasów (w relacji do popytu) widocznych na tym 5
produkcie. Dużo wyższe marże amerykańskich rafinerii w stosunku do europejskich to zasługa taniej ropy (utrzymujące się znaczne dyskonto WTI w stosunku do Brent, z powodu ograniczonych logistycznie możliwości eksportu amerykańskiej ropy). Odsetek wyłączonych/wstrzymanych mocy rafineryjnych w USA oraz Europie/Afryce 2% 18,0% 16,0% 14,0% 12,0% 1% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% % sty 09 kwi 09 lip 09 paź 09 sty 10 kwi 10 lip 10 paź 10 sty 11 kwi 11 lip 11 paź 11 sty 12 kwi 12 lip 12 paź 12 USA wyłączenia [%] Europa/Afryka wyłączenia [%] Źródło: BDM S.A., Bloomberg Benzyna zapasy/popyt w USA [dni] ON zapasy/popyt w USA [dni] 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 1Q 2Q 3Q 4Q 2011 2012 38 36 34 32 30 28 26 24 22 1Q 2Q 3Q 4Q 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg, DOE Benzyna zapasy/popyt w USA [dni] na tle marży na benzynie NWE [USD/t] Źródło: BDM S.A., Bloomberg, DOE ON zapasy/popyt w USA [dni] na tle marży na ON NWE [USD/t] 35 30 25 20 15 10 5 sty 10 maj 10 wrz 10 sty 11 maj 11 wrz 11 sty 12 maj 12 wrz 12 28 26 24 22 20 18 16 21 18 15 12 9 6 3 sty 10 maj 10 wrz 10 sty 11 maj 11 wrz 11 sty 12 maj 12 wrz 12 43 40 37 34 31 28 25 22 benzyna marża [USD/t] benzyna zapasy/popyt diesel marża [USD/t] diesel zapasy/popyt Źródło: BDM S.A., Bloomberg Marża rafineryjna Gulf Coast WTI Cracking [USD/bbl] Źródło: BDM S.A., Bloomberg Marża rafineryjna NWE Brent Cracking [USD/bbl] 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 1Q 2Q 3Q 4Q 2011 2012 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 1Q 2Q 3Q 4Q 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źródło: BDM S.A., Bloomberg 6
Yme Sztandarowy zagraniczny projekt wydobywczy Lotosu, złoże Yme, znajduje się w stanie zawieszenia z powodu problemów z platformą wydobywczą. Według pierwotnych założeń wydobycie miało ruszyć już w 2009 roku. Zarząd Lotosu w ciężar wyników 2Q 12 dokonał odpisu aktualizującego wartość złoża w kwocie 935 mln PLN na poziomie EBIT. Norweskie przepisy podatkowe umożliwiają obniżenie tamtejszego podatku (stawka CIT + podatek od wydobycia węglowodorów to 78%) o poniesione nakłady inwestycyjne. Rozliczenia można dokonać także w oparciu o inny projekt, bez ograniczeń czasowych. Lotos posiada aktywo z tego tytułu na 1,05 mld PLN. Pozostała w bilansie wartość projektu to 330 mln PLN. Biorąc pod uwagę, że Talisman Energy (operator złoża) dokonał w 3Q 12 odpisu projektu do zera, spodziewamy się, że Lotos dokona takiego samego działania w 4Q 12 (w myśl zasady, by nie być bardziej optymistycznym niż operator, który ma najlepszą wiedzę o złożu). Znacząca cześć odpisanej kwoty zwiększy aktywo podatkowe (po 2Q 12 wartość aktywa podatkowego powiększyła się o 70% dokonanego odpisu). Intencję zarządu jest zakup działającego złoża i wykorzystanie tarczy podatkowej w celu odzyskania gotówki. Pierwotnie planowano, że zakup może nastąpić nawet jeszcze w 2012 roku (wykorzystano, by wtedy cześć rozliczenia podatkowego do sfinansowania transakcji). Oceniamy jednak, że zarząd podchodzi dość ostrożnie do tematu selekcji złoża i nie będzie ryzykował kolejnej pomyłki. Szacujemy, że przy zakupie złoża o produkcji 5,0 tys bbl/d, spółka potrzebuje około 5 lat na odzyskanie aktywa podatkowego (po powiększeniu go o dodatkową wartość w 4Q 12). W wycenie segmentu upstream nie uwzględniamy startu wydobycia ropy z projektu Yme (poprzednio zakładaliśmy w 2H 15). Całą wartość norweskiej części Lotosu opieramy na możliwości rozliczenia aktywa podatkowego. Zakładamy zakup złoża w 2013 roku. Przyjmujemy teoretyczne założenie, że spółka dokona zakupu działającego złoża po wartości odpowiadającej NPV znajdującej się w nim do wydobycia ropy (uwzględniając pewne dyskonto za ryzyko zmian cen ropy) sytuacja win win dla obu stron transakcji (sprzedający otrzymuje gotówkę, Lotos rozlicza aktywo podatkowe, nie płacąc podatku od wydobywanej ropy). Sieć detaliczna Na koniec 3Q 12 Lotos posiadał 368 stacji paliw (liczba ta nie zmieniła się od 4Q 11, daje to 5,4% udział w rynku). Udział spółki w rynku detalicznym (liczony wolumenem paliw) wynosi około 8%, natomiast w rynku hurtowym 35% w przypadku ON i 29% dla benzyny. Docelowo Lotos powinien dążyć do zapewnienia sobie stabilnego odbioru wolumenów przez własną sieć detaliczną. Sprzedaż detaliczna za ostatnie 4Q wyniosła 5,9 mld PLN (wolumen 1,03 mln ton). W mediach pojawiły się informacje o wystawieniu sieci stacji Neste na sprzedaż (106 obiektów, liczba ta nie zmienia się w zasadzie od końca 2008 roku). Ze sprawozdania Neste Polska sp. z o.o. za 2011 wynika, ze miała ona 1,0 mld PLN przychodów oraz 28,5 mln PLN straty ze sprzedaży (w 2010 roku zysk wynosił 1,8 mln PLN). Z kluczowych pozycji bilansu wartość środków trwałych wynosiła 179 mln PLN, 40,6 mln PLN długu netto oraz 71,9 mln PLN innych zobowiązań wobec jednostek powiązanych (prawdopodobnie może chodzić to o jakiś rodzaj finansowania od spółki matki). Ocena potencjalnego zakupu sieci stacji Neste jest kwestią płaconej ceny (wartość bilansowa środków trwałych jest niewiele wyższa niż zadłużenie spółki), charakteru transakcji (sprzedaż całej spółki z zadłużeniem?, sprzedaż wszystkich/wybranych stacji?) i przede wszystkim możliwości zmiany formuły prowadzonych stacji. W aktualnym koncepcie sieć przynosi straty: stacje położone są co prawda w dużych miastach, ale zwykle na małych działkach, na których trudno o dobudowanie sklepu, które przy wysokich cenach paliw (i stosunkowo niskich różnicach w cenach pomiędzy stacjami premium a ekonomicznymi) obecnie generują gros marży w detalu. Zwracamy uwagę, że Lotos jest dostawcą paliw dla Neste na 2012 rok (wartość kontraktu to 960 mln PLN). Zapasy obowiązkowe W ostatnich tygodniach rząd zaprezentował projekt zmian w ustawie o zapasach ropy naftowej. W proponowanym projekcie (do którego spółki paliwowe mają 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 7
przeniesienie opłaty w całości na rynek w postaci podwyżek cen hurtowych. Wprowadzenie zmian od połowy 2013 roku postrzegamy pozytywnie dla wyceny spółki. Wartość zapasów obowiązkowych w Lotosie to około 4,4 mld PLN (stan po 1H 12, zwracamy uwagę, że poziom obliczany jest według danych za poprzedni rok kalendarzowy), czyli 33,6 PLN/akcję. Według obecnych przepisów spółki paliwowe (producenci i handlowcy) muszą utrzymywać zapasy na poziomie 76 dni przywozu netto lub produkcji (+10% z tytułu technicznej). Spadek pozycji wprost o proponowane 23 dni oznaczałby +10,2 PLN/akcję w wycenie. Zdyskontowana wartość rozłożona do 2018 roku (przy uwzględnieniu zmian poziomu produkcji w kolejnych latach) daje w naszym modelu 7,8 PLN/akcję. Nowelizacji ustawy wymaga od nas dyrektywa unijna z 2009 roku, która powinna być implementowana do końca bieżącego 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 90 dniowego przywozu neto lub 61 dniowego zużycia (wyższa wartość). Z tego do 2017 roku za co najmniej 30% obowiązku ma odpowiadać krajowa centrala zapasów. Obecnie w Polsce obowiązuje ustawa, która zakłada, że krajowe zapasy interwencyjne zaspakajają 90 dniowe zużycie (+10% rezerwy), z czego podmioty prywatne są zobowiązane do utrzymywania zapasów obowiązkowych na poziomie 76 dniowego przywozu (lub produkcji). Do zmiany ustawy przymierzano się już w 2010 roku. Przedstawiono wtedy projekt zakładający dwa warianty zmian: jednorazowy odkup zapasów przez FIZ stworzony przez BGK lub 10 letni odkup zapasów przez ARM. Ministerstwo Gospodarki skłaniało się ku temu drugiemu rozwiązaniu, ostatecznie projekt upadł. Podatek od wydobycia węglowodorów Rząd przedstawił także propozycje do projektu ustawy opodatkowującej wydobycie węglowodorów (szczegółowy projekt ma być opublikowany jeszcze w tym roku). Proponuje się wprowadzenie dwustopniowego modelu: i) podatek typu royalty (stawka liczona od przychodów: 5% w przypadku gazu i 10% 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 2015 roku. W poprzednim modelu zakładaliśmy 30% podatek liczony od EBIT od 2016 roku. Obecnie proponowane rozwiązania mają negatywny wpływ na otrzymaną przez nas wycenę biznesu wydobywczego Lotosu. Według naszych założeń royalty na poziomie 10% jest kwotowo niewiele niższe niż stawka 30% liczona od EBIT, dodatkowo należy doliczyć cash flow tax. Łączny negatywny wpływ nowego modelu w porównaniu do przyjęcia założenia o 30% opodatkowania EBIT szacujemy na poziomie 2,2 PLN/akcję. Przy braku opodatkowania wydobycia wycena byłaby wyższa o 4,5 PLN/akcję w stosunku do uzyskanej obecnie. 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. 40% 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). Zadłużenie netto Poziom zapasów obowiązkowych oraz przeprowadzony program inwestycyjny są głównymi determinantami obecnie wysokiego długu netto spółki. Zadłużenie netto po 3Q 12 wynosiło 6,54 mld PLN (z uwzględnieniem pozostałych zobowiązań finansowych; głównie jest to kredyt w USD). Po skorygowaniu o finansowanie odpowiadające zapasom obowiązkowym jest to około 2,1 mld PLN (zwracamy uwagę, że Lotos nie stosuje mechanizmu odsprzedaży części zapasów obowiązkowych podmiotom zewnętrznym, co wykorzystywane jest przez Orlen). Relatywnie zadłużenie nie jest więc wysokie, jeżeli spółka wygeneruje w 2012 roku według naszych prognoz oczyszczoną EBITDA LIFO na poziomie 2,1 mld PLN (w słabych dla rafinerii latach było to 1,1 mld PLN w 2010 i 0,9 mld PLN w 2011). Rocznie do spłaty spółka ma po około 430 500 mln PLN (głównie kredyt dolarowy na program 10+). Efektywna stopa procentowa w latach 2009 11 wynosiła około 3,0%. 8
Przepływy, skorygowana EBITDA i dług netto 8,00 6,00 4,00 2,00 0 2,00 4,00 6,00 8,00 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12 3Q'12 1,20 0,90 0,60 0,30 0 0,30 0,60 0,90 1,20 dług netto CF operacyjny CF inwestycyjny skoryg EBITDA LIFO ex/fx Źródło: BDM S.A., spółka, EBITDA skorygowana o przeszacowanie zapasów, operacyjne różnice kursowe oraz zdarzenia jednorazowe, dług netto bez pozostalych zobowiązań finansowych (leasing, hedging, które wynoszą około 300 400 mln PLN w zależności od kwartału) Kapitał obrotowy 1 8,0 6,0 4,0 1,5 1,8 2,0 1,6 1,3 1,7 1,8 1,7 1,8 1,9 1,9 1,9 2,3 2,4 2,4 2,3 2,3 2,4 2,6 2,0 2,0 4,0 6,0 2,9 3,1 3,4 2,4 2,5 2,9 2,9 3,0 3,1 3,8 3,9 4,5 4,7 5,3 5,8 5,9 6,2 5,8 5,8 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12 3Q'12 2,4 2,5 2,5 2,5 3,1 3,0 3,1 2,7 3,1 3,7 3,6 3,9 4,6 4,4 5,3 5,2 4,7 4,8 4,9 zapasy należności handlowe zobowiązania handlowe kapitał obrotowy netto Źródło: BDM S.A., spółka Projekt petrochemiczny W ostatnich miesiącach spółka jest aktywna na polu zawierania sojuszy z partnerami w celu realizacji potencjalnie kapitałochłonnych projektów na bazie posiadanych już przez Lotos aktywów (złoża, nieruchomości). Ze względu na brak szczegółów (m.in. na temat wysokość nakładów inwestycyjnych do poniesienia po stronie Lotosu) nie uwzględniamy ich w modelu. W dniu 23 listopada Lotos podpisał porozumienie z Azotami Tarnów dotyczące wykonania wstępnego studium wykonalności dla dwóch potencjalnych projektów inwestycyjnych: i) instalacji krakingu parowego (produkcja olefin: etylen, propylen) i produkcji polietylenu (surowcem jest etylen), ii) kompleksu instalacji aromatów. Główne aromaty to benzen (wykorzystywany do produkcji kaprolaktamu w Puławach, który z kolei stanowi surowiec do produkcji poliamidu w Tarnowie), toluen czy ksylen. Podstawowy surowiec do produkcji olefin i aromatów stanowi ropa naftowa. Wyniki analizy powyższych inwestycji mają pozwolić na podjęcie do końca 2013 roku decyzji o powołaniu spółki celowej do realizacji jednego z dwóch wariantów. Finansowanie projektu mogłoby opierać się na programie Inwestycje Polskie. Mikołaj Budzanowski, minister skarbu, poinformował, że inwestycja w nową instalację w Gdańsku w 2014 roku, a oddanie do użytku zakładu przewidziane jest na przełom 2017 2018 roku. Ze względu na wstępny charakter koncepcji w modelu nie uwzględniamy kapitałowego udziału Lotosu w projekcie. Wartość projektu MSP szacuje na 5 6 mld PLN. Z wcześniejszych informacji wynikało, że rolą Lotosu w projekcie jest wniesienie gruntu i zapewnienie wkładu do produkcji petrochemikaliów. 9
Marże petrochemiczne [EUR/t] 700 600 500 400 300 200 100 0 1Q'09 2Q'09 3Q'09 4Q'09 1Q'10 2Q'10 3Q'10 4Q'10 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 Benzen Etylen Propylen Polietylen Źródło: BDM S.A., PKN Orlen Projekty gazowe (Bałtyk, łupki) Pod koniec października Lotos Petrobaltic i CalEnergy Resources Poland (spółka znajduje się w portfelu Berkshire Hathaway) podpisały umowę na wspólne zagospodarowanie położonych na Morzu Bałtyckim złóż gazowych B4 i B6 (szacunki mówią o zasobach na poziomie 4 mld m3 gazu). Projekt przewiduje współpracę w formule spółki celowej, w której udział w zysku i kosztach będzie kształtował się na poziomie 51% dla Lotos Petrobaltic i 49% dla CalEnergy Resources. Pozyskanie danych sejsmicznych i wybór wstępnej koncepcji zagospodarowania zaplanowano na lata 2013 2014 (koszty pokryje CalEnergy). Po zakończeniu tego etapu, partnerzy będą mogli podjąć ostateczną decyzję inwestycyjną odnośnie zagospodarowania złóż. Zwracamy uwagę, że opłacalność wydobycia będzie w dużej mierze uzależniona od kształtu ustawy o podatku od wydobycia węglowodorów. We wrześniu Lotos i PGNiG zawarły porozumienie dotyczące współpracy w zakresie poszukiwań i wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej ze złóż konwencjonalnych i niekonwencjonalnych, a także współpracy handlowej. Spółki mają przede wszystkim przeanalizować potencjał wydobywczy czterech koncesji poszukiwawczych należących do PGNiG. Porozumienie zakłada możliwość pozyskania przez Lotos udziałów w każdej z koncesji. PGNiG natomiast zastrzegło sobie prawo do sprawowania funkcji operatora na każdej z koncesji. 10
WYCENA SEGMENTU RAFINERII I DETALU (DOWNSTREAM) Wycenę metodą DCF otrzymaliśmy prognozując w horyzoncie 10 letnim free cash flows, a następnie dyskontując je średnim ważonym kosztem kapitału (WACC). Koszt kapitału własnego został oszacowany na podstawie rentowności 10 letnich obligacji skarbowych (4,75%), premii za ryzyko rynkowe oraz współczynnika beta na poziomie 1,1. 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 2014 roku. W kolejnych okresach przyjęto stały poziom 100 USD/bbl. Dług netto dotyczy całej spółki. Uwzględnia także pozostałe zobowiązania finansowe (lesasing, transakcji zabezpieczających) na koniec 2011 roku. Wartość kredytów walutowych została skorygowana według średnich kursów za listopad (EUR/PLN=4,14, USD/PLN=3,24). Wycena nie uwzględnia akwizycji ani zwiększenia przez spółkę mocy produkcyjnych. Wycena uwzględnia odkup 30% zapasów obowiązkowych przez państwo (zmniejszenie podstawy obowiązku z 76 dni do 53 dni). Zakładamy, że koszty związane z wprowadzeniem opłaty zapasowej zostaną przerzucone na odbiorców (poziom opłaty w przeliczeniu na litr paliwa jest relatywnie niski, opłatę będą ponosić wszyscy legalni uczestnicy rynku: producenci i importerzy). Pozytywny wpływ na wycenę przyjętych założeń to 7,8 PLN. Efektywną stopa podatkowa dla segmentu przyjęliśmy na poziomie 19%. Wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCF) po okresie szczegółowej prognozy ustaliliśmy na poziomie 1,0%. Do obliczeń przyjęliśmy 129,9 mln akcji. Końcowa wartość w przeliczeniu na jedną akcję jest wyceną na dzień 23 listopada 2012 roku. Metoda DCF dała wartość segmentu downstream skorygowanego o dług netto spółki na poziomie 3,42 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 26,3 PLN. Prognoza podstawowych danych Podstawowe dane: 2007 2008 2009 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Brent [usd/bbl] 72,4 97,1 61,6 79,5 111,3 111,8 107,2 102,1 10 10 10 10 10 10 10 Ural [usd/bbl] 69,2 94,7 61,0 78,2 109,1 110,4 106,2 101,1 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 Dyferencjał [usd/bbl] 3,2 2,4 0,5 1,2 1,7 1,4 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Marża modelowa [USD/bbl]* 7,7 9,5 2,9 4,3 4,0 5,9 4,2 4,0 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,1 USD/PLN (średni) 2,77 2,41 3,12 3,02 2,96 3,26 3,16 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 USD/PLN (eop) 2,44 2,96 2,85 2,96 3,42 3,19 3,15 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 3,14 Cena produktów [USD/t]: Benzyna 711,0 844,8 591,4 741,4 984,6 1 037,0 973,2 931,6 914,8 914,1 913,5 912,8 912,2 911,6 910,9 ON 671,0 948,1 537,4 696,2 964,1 986,9 943,2 899,9 884,6 885,0 885,3 885,4 885,4 885,4 885,4 COO 339,2 459,9 344,8 442,4 609,8 633,2 592,5 550,8 538,1 538,1 538,1 538,1 538,1 538,1 538,1 Marża na produktach [USD/t]**: Benzyna 161,4 104,8 123,0 139,0 144,1 188,6 161,5 158,8 157,8 157,1 156,5 155,8 155,2 154,6 153,9 ON 121,4 208,0 69,0 93,8 123,6 138,4 131,6 127,1 127,6 128,0 128,3 128,4 128,4 128,4 128,4 COO 210,3 280,1 123,6 160,1 230,8 215,2 219,1 222,1 218,9 218,9 218,9 218,9 218,9 218,9 218,9 Źródło: BDM S.A., Bloomberg, * obliczenia własne na podstawie notowań z Bloomberga (uwzględnia dyferencjał), **cena z notowań NWE Brent (1t =7,57 bbl) 11
Model DCF dla działalności rafineryjnej i handlu 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 33 006 30 757 29 757 29 476 29 714 29 539 29 920 29 963 30 007 30 053 EBIT [mln PLN]* 1 053,9 491,3 799,5 1 025,4 1 057,0 951,2 1 046,6 1 057,9 1 061,9 1 070,9 EBIT LIFO [mln PLN]* 1 119,0 661,7 934,1 1 031,6 1 057,5 952,1 1 047,3 1 058,0 1 062,1 1 071,1 Stopa podatkowa 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% 19,0% Podatek od EBIT [mln PLN] 200,2 93,4 151,9 194,8 200,8 180,7 198,9 201,0 201,8 203,5 NOPLAT [mln PLN]* 853,6 398,0 647,6 830,6 856,2 770,5 847,7 856,9 860,1 867,4 Amortyzacja [mln PLN] 525,2 518,6 501,3 499,2 492,4 497,7 493,1 489,2 484,4 481,4 CAPEX [mln PLN] 40 40 40 40 40 40 45 48 485,0 49 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN]* 601,1 405,9 348,2 114,3 183,1 194,1 191,7 52,4 6,3 6,4 FCF [mln PLN] 377,8 922,4 1 097,1 1 044,1 1 131,7 1 062,2 1 082,6 813,7 853,2 852,4 DFCF [mln PLN] 374,5 842,8 922,8 807,0 802,2 689,4 642,1 440,3 42 380,6 Suma DFCF [mln PLN] 6 321,5 Wartość rezydualna [mln PLN] 9 401,5 wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym: 1,0% Zdyskontowana wart. rezydualna [mln PLN] 4 197,6 Wartość firmy EV [mln PLN] 10 519,1 Dług netto 2011 [mln PLN] 7 098,9 Wartość kapitału[mln PLN] 3 420,3 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość kapitału na akcję [PLN] 26,3 *NOPLAT obliczony na podstawie EBIT, kapitał obrotowy oczyszczony z wyceny zapasów (wycena zapasów ujęta jest w wyniku EBIT), EBIT LIFO podany dla celów porównawczych Przychody zmiana r/r 13,6% 6,8% 3,3% 0,9% 0,8% 0,6% 1,3% 0,1% 0,1% 0,2% EBIT zmiana r/r 0,7% 53,4% 62,7% 28,2% 3,1% 1% 1% 1,1% 0,4% 0,8% FCF zmiana r/r 0,5% 144,2% 18,9% 4,8% 8,4% 6,1% 1,9% 24,8% 4,9% 0,1% Marża EBITDA 4,8% 3,3% 4,4% 5,2% 5,2% 4,9% 5,1% 5,2% 5,2% 5,2% Marża EBIT 3,2% 1,6% 2,7% 3,5% 3,6% 3,2% 3,5% 3,5% 3,5% 3,6% Marża NOPLAT 2,6% 1,3% 2,2% 2,8% 2,9% 2,6% 2,8% 2,9% 2,9% 2,9% CAPEX / Przychody 1,2% 1,3% 1,3% 1,4% 1,3% 1,4% 1,5% 1,6% 1,6% 1,6% CAPEX / Amortyzacja 76,2% 77,1% 79,8% 80,1% 81,2% 80,4% 91,3% 98,1% 100,1% 101,8% Zmiana KO / Przychody 1,8% 1,3% 1,2% 0,4% 0,6% 0,7% 0,6% 0,2% % % Zmiana KO / Zmiana przychodów 15,2% 18,0% 34,8% 40,8% 77,0% 110,6% 50,3% 121,8% 14,2% 14,0% Źródło: BDM S.A. Kalkulacja WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Stopa wolna od ryzyka 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% 4,75% Premia za ryzyko 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% Beta 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 Premia kredytowa 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% 1,50% Koszt kapitału własnego 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% 10,3% Udział kapitału własnego 64,4% 66,0% 68,8% 72,5% 76,6% 80,2% 84,0% 87,8% 93,7% 10% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% Udział kapitału obcego 35,6% 34,0% 31,2% 27,5% 23,4% 19,8% 16,0% 12,2% 6,3% % WACC 8,4% 8,5% 8,6% 8,8% 9,0% 9,2% 9,4% 9,6% 9,9% 10,3% Źródło: BDM S.A. 12
Wrażliwość modelu DCF: beta / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym 3,00% 2,00% 1,00% 0% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 0,7 26,1 29,3 33,2 38,0 44,1 52,2 63,4 79,9 106,4 0,8 23,2 26,0 29,4 33,6 38,8 45,7 54,8 67,9 87,9 beta 0,9 20,5 23,0 26,0 29,7 34,2 4 47,6 58,2 73,7 1,0 18,0 20,2 22,9 26,1 3 35,0 41,4 50,1 62,4 1,1 15,7 17,7 20,1 22,9 26,3 30,6 36,1 43,3 53,2 1,2 13,5 15,3 17,5 2 23,0 26,7 31,4 37,4 45,6 1,3 11,5 13,2 15,0 17,3 2 23,2 27,2 32,4 39,2 Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym 3,00% 2,00% 1,00% 0% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 1% 44,6 50,7 58,6 69,1 84,1 106,7 145,3 225,7 495,0 2% 35,1 39,5 45,1 52,3 61,8 75,3 95,6 129,6 198,5 Premia za ryzyko 3% 27,4 30,7 34,8 39,9 46,4 55,1 67,3 85,5 115,5 4% 21,0 23,6 26,7 30,4 35,1 41,0 49,0 6 76,2 5% 15,7 17,7 20,1 22,9 26,3 30,6 36,1 43,3 53,2 6% 11,1 12,7 14,6 16,8 19,4 22,5 26,5 31,5 38,0 7% 7,2 8,5 1 11,7 13,7 16,1 19,0 22,6 27,2 Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / beta Beta 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1% 94,8 91,9 89,2 86,6 84,1 81,6 79,3 77,1 74,9 2% 77,1 72,8 68,9 65,3 61,8 58,6 55,6 52,8 50,2 Premia za ryzyko 3% 63,5 58,6 54,2 50,2 46,4 43,0 39,8 36,9 34,2 4% 52,8 47,6 43,0 38,8 35,1 31,6 28,5 25,6 23,0 5% 44,1 38,8 34,2 3 26,3 23,0 2 17,2 14,7 6% 36,9 31,6 27,0 23,0 19,4 16,1 13,2 10,6 8,2 7% 30,8 25,6 21,1 17,2 13,7 10,6 7,8 5,3 3,0 Źródło: BDM S.A. 13
WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM) Dokonaliśmy trzech wycen cząstkowych segmentu wydobywczego: Norwegia (aktywo podatkowe), Litwa (Geonafta), Polska (szelf Morza Bałtyckiego: złoża B3 i B8). Dla kalkulacji kosztu kapitału przyjęto: stopą wolną od ryzyka (Norwegia: 2,2%; Polska i Litwa: 4,75%), premia kredytowa=1,5%, premia za ryzyko=5,0%, beta=1,1, udział kapitału własnego=100%. Ceny ropy przyjęto na takich samych poziomach jak w przypadku segmentu downstream. Główne założenia modelu: W wycenie ujęto obecne zasoby 2P (pewne i prawdopodobne). Przyjęto, że produkcja ze złoża B8 ruszy w 2H 2015 roku. Zakładamy CAPEX na poziomie 800 mln PLN (w tym około 25% zostało już poniesione). W porównaniu do poprzedniego modelu z wyceny usunięto złoże Yme. W zamian założono, że pozostająca obecnie w bilansie Lotosu wartość projektu (około 330 mln PLN) zostanie odpisana, a 70% tej kwoty powiększy dotychczasowe aktywo podatkowe (1,05 mld PLN). Założono wydobycie do wyczerpania obecnych zasobów 2P ze wszystkich złóż, odpowiednio B3 (2017), B8 (2031), Geonafta (2021). Wycena uwzględnia zdyskontowaną wartość rezerw na likwidację według wartości bilansowych. Przyjęto, że realizowana cena sprzedaży ropy będzie równa ropie Brent (BFOE). Wycena uwzględnia wartość aktywa podatkowego (wynik poniesienia nakładów inwestycyjnych związanych ze złożem Yme). Aktywo rozliczyliśmy w teoretycznym modelu w okresie ponad 5 lat i zdyskontowaliśmy do wartości bieżących. Dla rozliczenia aktywa podatkowego spółka musi nabyć inne złoże w Norwegii. Zakładamy, że nabyte zostanie złoże o NPV=0 (bez uwzględniania powyższej tarczy podatkowej) zapewniające wydobycie 5,0 tys bbl/dzień. Zwracamy uwagę, że aktywo podatkowe nie wygasa w czasie, więc spółka może nie mieć presji na jego szybkie rozliczenie. W przypadku zasobów polskich założono obłożenie produkcji od 2015 roku podatkiem od wydobycie węglowodorów (10% stawki od przychodów oraz 25% tzw cash flow tax, który umożliwi odliczenie nakładów inwestycyjnych. W poprzednim modelu przyjmowaliśmy 30% stawkę od poziomu EBIT (od 2016 roku). Na Litwie koszt opłat eksploatacyjnych uwzględniono w koszcie wydobycia. Wycena nie uwzględnia aktywów poszukiwawczych oraz złóż gazowych (konieczne zaangażowanie zewnętrznego inwestora, który sfinansuje CAPEX). Do obliczeń przyjęliśmy 129,9 mln akcji. Końcowa wartość przypadająca na jedną akcję jest wyceną na dzień 23 listopada 2012 roku. Otrzymaliśmy wartość segmentu upstream na poziomie 1,63 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 12,5 PLN. Segment wydobywczy podsumowanie wyceny DCF Podsumowanie mln PLN PLN/akcję Norwegia Yme Norwegia aktywo podatkowe 991,8 7,6 Litwa 349,0 2,7 Polska 284,7 2,2 suma 1 625,5 12,5 Źródło: DM BDM S.A. Norwegia aktywo podatkowe 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P Wydobycie [bbl/d] 5,0 5,0 5,0 5,0 1,8 Wydobycie [tys bbl/rok] 1 825,0 1 825,0 1 825,0 1 825,0 653,6 Brent [USD/bbl] 111,8 107,2 102,1 10 10 10 Koszt [USD/bbl] 4 4 4 4 4 EBITDA [mln USD] 122,7 113,3 109,5 109,5 39,2 Podatek 78% (tarcza podatkowa) [mln USD] 95,7 88,4 85,4 85,4 30,6 Podatek 78% (tarcza podatkowa) [mln PLN] 302,6 277,3 267,9 267,9 96,0 DFCF tarczy podatkowej [mln PLN] 278,7 237,1 212,8 197,5 65,7 WACC 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% 7,7% Suma DFCF [mln PLN] 991,8 Wartość aktywa podatkowego [mln PLN] 991,8 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 7,6 Źródło: DM BDM S.A. 14
Model DCF (segment wydobywczy) Litwa 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 220,6 221,5 209,3 205,0 205,0 205,0 205,0 205,0 205,0 200,5 Zasoby ropy [mln bbl] 5,9 5,2 4,6 3,9 3,3 2,6 1,9 1,3 0,6 Wydobycie [tys bbl] 604 653 653 653 653 653 653 653 653 639 EBITDA [mln PLN] 139,8 135,8 121,1 113,8 110,7 107,6 104,5 101,5 98,4 93,2 Marża EBITDA 63% 61% 58% 56% 54% 53% 51% 50% 48% 47% Koszt [USD/bbl] 41 42 43 45 46 48 49 51 52 54 EBIT [mln PLN] 91,0 83,0 68,4 61,0 57,9 54,9 51,8 48,7 45,6 41,6 Podatek od EBIT[mln PLN] 13,6 12,5 10,3 9,2 8,7 8,2 7,8 7,3 6,8 6,2 NOPLAT [mln PLN] 77,3 70,6 58,1 51,9 49,2 46,6 44,0 41,4 38,8 35,4 Amortyzacja [mln PLN] 48,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 51,6 CAPEX [mln PLN] 48,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 52,8 51,6 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 77,3 70,6 58,1 51,9 49,2 46,6 44,0 41,4 38,8 35,4 DFCF [mln PLN] 76,5 63,3 47,3 38,3 33,0 28,3 24,2 20,7 17,6 14,5 WACC 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% Suma DFCF [mln PLN] 363,7 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 14,7 Wartość złóż [mln PLN] 349,0 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 2,7 Polska 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2020P 2031P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 547,5 399,1 373,3 618,2 870,8 761,8 512,5 512,5 512,5 512,5 512,5 Zasoby ropy [mln bbl] 32,4 31,2 3 28,1 25,3 22,9 21,2 19,6 18,0 16,3 Wydobycie [tys bbl] 1 461 1 177 1 165 1 971 2 776 2 428 1 634 1 634 1 634 1 634 1 634 EBITDA [mln PLN] 332,9 231,6 208,7 295,6 415,7 355,7 217,4 216,1 214,8 213,5 204,5 Marża EBITDA 61% 58% 56% 48% 48% 47% 42% 42% 42% 42% 40% Koszt [USD/bbl] 45 45 45 52 52 53 58 58 58 58 60 EBIT [mln PLN] 272,9 183,2 145,1 187,9 264,1 223,1 128,1 126,8 125,6 124,3 115,3 Podatek od wydobycia węglowodorów [mln PLN] 102,5 127,4 104,2 51,3 61,6 90,2 89,9 87,7 Podatek od EBIT[mln PLN] 51,9 34,8 27,6 35,7 50,2 42,4 24,3 24,1 23,9 23,6 21,9 NOPLAT [mln PLN] 221,1 148,4 117,5 49,7 86,5 76,5 52,5 41,1 11,5 10,8 5,7 Amortyzacja [mln PLN] 6 48,3 63,6 107,6 151,6 132,6 89,2 89,2 89,2 89,2 89,2 CAPEX [mln PLN] 20 20 25 10 91,0 87,5 58,9 58,9 58,9 58,9 58,9 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 81,1 3,2 68,8 57,3 147,2 121,6 82,9 71,5 41,8 41,1 36,1 DFCF [mln PLN] 80,2 2,9 56,0 42,3 98,6 73,9 45,7 35,7 19,0 16,9 5,6 WACC 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% 10,25% Suma DFCF [mln PLN] 448,2 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 163,5 Wartość złóż[mln PLN] 284,7 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 2,2 Źródło: DM BDM S.A. 15
WYCENA PORÓWNAWCZA Wyceny porównawczej dokonaliśmy w oparciu o konsensus rynkowy dla prognoz na lata 2012 2014 dla spółek rafineryjnych z regionu CEE. Analizę oparto na wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA dla lat 2012 2014. Dla każdego roku przyjęliśmy wagę równą 33%. Porównując wyniki Lotosu ze wskaźnikami innych spółek otrzymaliśmy wartość spółki na poziomie 3,3 mld PLN mln PLN, co odpowiada 25,5 PLN na jedną akcję. Ze względu na brak pełnej porównywalności Lotosu do innych spółek z branży: i) Lotos nie posiada segmentu petrochemicznego, ii) kontrybucja segmentu upstream jest na razie relatywnie niewielka, iii) istnieją różnice pomiędzy lokalnymi przepisami prawa w kwestii np. zapasów obowiązkowych, przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie 0%. Zwracamy uwagę, że spółki o dużej kontrybucji upstream u do wyniku operacyjnego są wyceniane wyraźnie niżej niż spółki oparte na downstreamie. Wycena porównawcza P/E EV/EBITDA 2012P 2013P 2014P 2012P 2013P 2014P Orlen (Polska, D) 8,7 12,5 11,8 5,4 5,7 5,2 MOL (Węgry, D/U) 10,6 8,6 8,4 4,3 3,8 3,4 OMV (Austria, D/U) 6,2 6,3 5,8 2,6 2,5 2,4 Tupras Turkiye (Turcja, D) 9,7 9,6 10,1 8,1 8,3 8,9 Mediana 9,2 9,1 9,2 4,8 4,8 4,3 Lotos (D/U)* 5,8 1 7,0 5,7 7,8 6,1 Premia/dyskonto do Lotosu 36,4% 10,5% 23,9% 18,5% 63,6% 40,9% Wycena 1 akcji wg wskaźnika [PLN] 54,8 31,6 45,9 20,9 2,4 12,6 Waga roku 33% 33% 33% 33% 33% 33% Wycena 1 akcji wg wskaźników [PLN] 44,1 12,0 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena końcowa 1 akcji [PLN] 28,0 Źródło: BDM S.A., Bloomberg, D=Downstream, U=Upstream, *wynik netto nieoczyszony (negatywny wpływ na EBITDA odpisu na Yme, równoważony jest przez rozpoznanie aktywa z tytułu podatku odroczonego), wynik EBITDA jest natomiast oczyszczony o wpływ Yme Porównanie rentowności EBITDA Lotos Orlen MOL OMV Tupras Turkiye 0% 2,00% 4,00% 6,00% 8,00% 10% 12,00% 14,00% 16,00% 2011 2012 2013 2014 Źródło: BDM S.A., EBITDA Lotosu oczyszczona o one offy 16
GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA Ryzyko koniunktury gospodarczej Sytuacja finansowa Lotosu 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, 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 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. Lotos dokonuje zakupów ropy naftowej na podstawie kontraktów terminowych oraz kontraktów spotowych. Z drugiej strony ceny produktów naftowych oferowanych przez Lotos zależą od cen notowanych na światowych giełdach. Wyniki spółki są więc uzależnione od różnicy pomiędzy cenami ropy a cenami produktów naftowych na rynkach światowych, a zmiany w wielkości realizowanej marży rafineryjnej dotyczą w podobnym stopniu wszystkich podmiotów działających na rynku. Ryzyko wahań kursów walutowych Głównym źródłem ryzyka kursowego są kredyty w walutach obcych, import surowców, eksport produktów oraz sprzedaż krajowa indeksowana do walut. Naturalną walutą rynku, na którym działa Lotos jest USD. Waluta ta jest używana w kwotowaniach cen rynkowych ropy naftowej i produktów naftowych. W związku z tym z tytułu działalności operacyjnej Lotos ma strukturalnie długą pozycję w USD. Z tego też względu finansowanie Programu 10+ oparto na kredytach w USD, w celu zmniejszenie długiej pozycji. Wartość kredytów walutowych w Lotosie na koniec 1H 12 2,0 mld USD i 8 mln EUR. Spółka aktywnie zarządza swoją pozycją walutową, przy użyciu walutowych transakcji zabezpieczających. Ryzyko poziomu zadłużenia Spółka posiadała na koniec 3Q 12 dług netto na poziomie 6,2 mld PLN (liczony jako kredyty, pożyczki i obligacje środki pieniężne) oraz inne zobowiązania finansowe na poziomie 355 mln PLN (ujemna wycena hedgingu, leasing finansowy). Około 90% zadłużenie nominowane jest w USD. Wysokie zadłużenie jest pochodną sfinansowanie Programu 10+ (projekt planowano przy dużo korzystniejszym kursie USD/PLN) oraz wzrostu zapotrzebowania na kapitał obrotowy (finansowani zapasów obowiązkowych przy relatywnie wysokim kursie ropy, wzrost zapotrzebowani na kapitał obrotowy przy wzroście produkcji). W raportach dotyczących zadłużenia nie pojawiają się informacje na temat kowenantów. O zadłużeniu spółki, zapadalności kredytów, ich strukturze walutowej więcej piszemy w osobnym rozdziale. 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 poszukiwawczo wydobywczą, m.in.: związane z oszacowaniem wielkości złóż, związane z uruchomieniem wydobycia z nowych złóż (w modelu zakładamy, że wydobycie z projektu B8 ruszy w 2H 2015 roku) 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
WYNIKI KWARTALNE Wyniki skonsolidowane [mln PLN] 1Q'09 2Q'09 3Q'09 4Q'09 1Q'10 2Q'10 3Q'10 4Q'10 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 Dated Brent FOB 44,5 59,1 68,1 74,5 76,4 78,2 76,9 86,5 105,4 117,0 113,4 109,4 118,6 108,3 109,5 Ural CIF Rotterdam 43,7 58,5 67,8 74,2 75,3 76,9 75,6 85,2 102,6 113,7 111,5 108,6 116,9 106,3 108,7 Dyferencjał Brent Ural 0,8 0,7 0,3 0,3 1,1 1,3 0,9 1,3 2,9 2,9 0,8 0,3 1,3 2,1 0,7 Modelowa marża rafineryjna* 4,2 3,8 2,9 0,9 2,6 4,0 3,3 4,6 4,5 2,9 2,3 3,9 3,7 6,5 7,0 USD/PLN średni 3,4 3,3 2,9 2,8 2,9 3,2 3,1 2,9 2,9 2,8 2,9 3,3 3,2 3,3 3,3 USD/PLN [eop] 3,5 3,2 2,9 2,9 2,9 3,4 2,9 3,0 2,8 2,8 3,3 3,4 3,1 3,4 3,2 Przerób ropy [tys t] 1 160 1 229 1 514 1 558 1 615 2 061 2 196 2 224 2 223 2 220 2 360 2 362 2 273 2 416 2 450 Wykorzystanie mocy 97,3% 97,9% 101,1% 103,1% 102,7% 81,1% 85,7% 84,0% 86,2% 99,7% 92,1% 89,2% 86,8% 92,2% 98,7% Sprzedaż produktów [tys t] 1 645 1 801 2 081 2 071 1 899 2 074 2 327 2 460 2 467 2 355 2 552 2 556 2 307 2 562 2 583 Wydobycie ropy [tys t] 33,1 38,0 43,5 60,9 76,4 38,5 37,5 34,1 50,3 56,9 57,3 62,7 84,1 65,9 57,0 Sprzedaż ropy [tys t] 38,8 57,6 28,1 56,5 87,6 51,0 28,6 26,1 46,1 79,9 47,2 48,1 87,0 8 58,5 w tym poza Lotos [tys t] 17,4 22,2 2 19,5 18,1 22,9 19,2 Sieć stacji [szt] 315 318 324 304 313 318 317 324 316 318 324 369 365 368 368 Przychody 2 717 3 448 4 132 4 025 3 905 4 743 5 280 5 735 6 515 6 781 7 598 8 366 7 832 8 384 8 569 Wydobycie 36 73 44 83 134 94 51 48 104 210 129 139 264 237 125 Rafineria 2 026 2 585 3 181 3 108 3 037 3 676 4 124 4 601 5 369 5 400 6 105 6 844 6 412 6 842 6 947 Detal 711 894 991 939 870 1 073 1 163 1 142 1 112 1 323 1 440 1 470 1 366 1 476 1 584 Inne/korekty 56 104 83 105 136 99 58 56 70 152 76 87 210 172 87 EBIT 12,7 158,0 215,1 64,6 132,0 292,3 332,3 304,8 537,3 316,9 88,2 143,1 419,0 861,4 603,8 Wydobycie 15,4 10,1 4,2 5,6 39,4 35,1 6,1 55,9 147,7 8 39,0 245,0 134,5 835,8 46,4 Rafineria 5,8 149,7 189,6 86,4 101,5 263,6 281,2 343,1 404,1 275,7 57,7 362,2 361,7 60,2 520,2 efekt LIFO 100,9 186,9 63,0 97,3 69,3 253,2 81,7 177,7 278,1 240,1 124,5 348,5 232,7 204,6 22,2 Rafineria LIFO 106,7 37,2 126,6 10,9 32,2 10,4 362,9 165,4 126,0 35,6 66,8 13,7 129,0 144,4 542,4 Rafineria LIFO ex/fx 2,3 36,6 136,6 61,0 48,7 112,6 292,9 81,0 146,6 39,4 215,9 26,0 130,5 235,7 478,0 Detal 4,0 16,6 31,5 3,5 2,6 8,0 12,3 3,8 12,8 12,3 2,1 11,2 16,3 2,7 4,0 Inne/korekty 29,9 18,4 10,2 19,7 6,3 14,4 32,7 21,4 1,7 26,5 6,4 37,1 60,9 31,9 33,2 Operacyjne różnice kursowe (FX) 104,4 0,6 1 71,9 16,5 102,2 7 84,4 20,6 3,8 282,7 12,3 1,5 91,3 64,4 EBIT LIFO 88,2 28,9 152,1 32,7 62,7 39,1 414,0 127,1 259,2 76,8 36,3 205,4 186,3 656,8 626,0 EBIT LIFO ex/fx 16,2 28,3 162,1 39,2 79,2 141,3 344,0 42,7 279,8 80,6 246,4 193,1 187,8 565,5 561,6 marża 0,6% 0,8% 3,9% 1,0% 2,0% 3,0% 6,5% 0,7% 4,3% 1,2% 3,2% 2,3% 2,4% 6,7% 6,6% zdarzenia jednorazowe 3,8 13,7 9,8 35,7 19,9 8,3 10,6 43,9 128,6 10,1 0,6 308,4 19,5 936,9 1,6 EBIT LIFO ex/fx adj** 12,4 14,6 152,3 74,9 99,1 149,6 354,6 86,6 151,2 70,5 245,8 115,3 168,3 371,4 56 marża 0,5% 0,4% 3,7% 1,9% 2,5% 3,2% 6,7% 1,5% 2,3% 1,0% 3,2% 1,4% 2,1% 4,4% 6,5% Amortyzacja 62,4 67,5 72,5 82,4 79,8 91,4 102,3 116,4 123,5 149,9 166,4 168,8 165,3 164,6 164,5 EBITDA 75,1 225,5 287,6 147,0 211,8 383,7 434,6 421,2 660,8 466,8 254,6 311,9 584,3 696,8 768,3 EBITDA LIFO ex/fx adj** 74,8 52,9 224,8 157,3 178,9 241,0 456,9 203,0 274,7 220,4 412,2 284,1 333,6 536,0 724,5 marża 2,8% 1,5% 5,4% 3,9% 4,6% 5,1% 8,7% 3,5% 4,2% 3,3% 5,4% 3,4% 4,3% 6,4% 8,5% Wydobycie 4,5 22,1 16,8 12,3 55,2 50,3 20,9 6,7 46,8 59,2 71,1 27,6 165,7 158,6 77,1 Produkcja 34,4 21,2 174,9 147,2 118,7 181,9 376,7 164,0 228,3 135,5 335,5 216,7 230,6 356,7 595,3 Detal 15,1 28,2 43,4 16,8 9,3 20,7 24,6 8,8 0,8 0,4 9,9 0,8 3,9 15,0 16,6 Inne/korekty 29,8 18,6 10,3 19,0 4,3 11,9 34,7 23,5 0,4 26,1 4,3 39,0 58,8 5,7 35,5 Działalność finansowa 791,6 763,0 514,3 173,5 131,2 1 114,9 966,4 59,8 214,3 0,7 525,2 222,5 318,0 426,3 145,2 Jednostki stowarzyszone 8,2 18,6 2,9 Podatek 121,4 160,3 149,9 9,0 23,4 176,9 247,3 6,5 115,0 46,2 105,7 153,4 139,9 758,7 122,9 Zyski mniejszości 7,4 16,0 0,6 1,8 1,3 0,3 0,4 0,2 0,3 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 Zysk netto 650,1 744,7 578,9 227,3 22,9 646,0 1 051,0 251,3 636,3 27 331,4 74,1 597,0 528,8 626,0 Dług netto** 4 854 4 723 4 928 5 346 5 440 6 704 5 777 5 944 5 695 6 259 6 920 7 008 6 887 6 933 6 186 Dług netto/ebitda adj*** 4,2 5,3 5,6 10,5 8,9 8,4 5,6 5,5 4,8 5,4 6,2 5,9 5,5 4,4 3,3 Źródło: BDM S.A., spółka, *wg spółki, ** bez leasingu, wyceny hedgingu, ***wynik oczyszczony o LIFO, operacyjny różnice kursowe oraz wpływ zdarzeń jednorazowych 18
Wyniki za 3Q 12 3Q'11 2Q'12 3Q'12 zmiana r/r 1 3Q'11 1 3Q'12 zmiana r/r Przychody ze sprzedaży 7 597,5 8 384,1 8 568,8 12,8% 20 894,1 24 785,2 18,6% EBITDA 254,6 696,8 768,3 201,8% 1 382,2 655,8 52,6% EBITDA LIFO 36,3 492,2 790,5 739,5 649,9 12,1% EBITDA LIFO skorg 36,3 444,7 790,5 600,8 1 567,3 160,9% EBITDA LIFO ex FX skorg 246,4 536,0 726,1 194,7% 600,8 1 567,3 160,9% EBIT 88,2 861,4 603,8 584,6% 942,4 161,4 82,9% EBIT LIFO 36,3 656,8 626,0 299,7 155,5 48,1% EBIT LIFO skorg 36,3 280,1 626,0 161,0 1 072,9 566,4% EBIT LIFO ex FX skorg 246,4 371,4 561,6 127,9% 161,0 1 072,9 566,4% Zysk (strata) brutto 437,0 1 287,7 749,0 630,8 198,3 68,6% Zysk (strata) netto 331,4 528,8 626,0 469,3 694,3 47,9% Marża EBITDA 3,4% 8,3% 9,0% 6,6% 2,6% Marża EBITDA LIFO 0,5% 5,9% 9,2% 3,5% 2,6% Marża EBITDA LIFO skoryg 0,5% 5,3% 9,2% 2,9% 6,3% Marża EBITDA LIFO ex/fx skoryg 3,2% 6,4% 8,5% 2,9% 6,3% Marża EBIT 1,2% 10,3% 7,0% 4,5% 0,7% Marża zysku netto 4,4% 6,3% 7,3% 2,2% 2,8% Źródło: BDM S.A., spółka Wyniki za 3Q 12 vs prognozy 3Q'11 3Q'12 zmiana r/r 3Q'12P BDM różnica 3Q'12P konsensus różnica Przychody 7 597,5 8 568,8 12,8% 8 622,3 0,6% 8 79 2,5% EBITDA 254,6 768,3 201,8% 744,8 3,2% EBIT 88,2 603,8 584,6% 579,0 4,3% 509,0 18,6% EBIT LIFO 36,3 626,0 579,4 8,0% Zysk brutto 437,0 749,0 714,1 4,9% Zysk netto 331,4 626,0 578,4 8,2% 489,0 28,0% Marża EBITDA 3,4% 9,0% 8,6% Marża EBIT 1,2% 7,0% 6,7% 5,8% Marża zysku netto 4,4% 7,3% 6,7% 5,6% Źródło: BDM S.A., spółka, PAP, BDM: Prognozy wyników na 3Q 2012 Wyniki 3Q 12 były rekordowe w historii Lotosu na poziomie EBIT oraz EBIT LIFO, zarówno biorąc pod uwagę dane raportowane jak i skorygowane o zdarzenia jednorazowe i wpływ operacyjnych różnic kursowych. Jednocześnie wyniki były lepsze od naszych szacunków jak i wyraźnie lepsze od oczekiwań rynku. Wyraźna poprawa zarówno r/r jak i q/q, jest zasługą dużo lepszego środowiska makroekonomicznego (wzrost marży modelowej). Różnica pomiędzy naszymi prognozami i wynikiem raportowanym na poziomie EBIT LIFO wynika głównie z zaksięgowania przez spółkę dodatnich operacyjnych różnic kursowych (zakładaliśmy 5,1 mln PLN, było +64,1 mln PLN). Zwracamy uwagę, że prognozy konsensusu zakładały dodatni wpływ przeszacowania zapasów ropy naftowej (efekt LIFO) na raportowany wynik, natomiast w rzeczywistości wpływ ten był ujemny ( 22,0 mln PLN, spodziewaliśmy się 0,5 mln PLN). W segmencie rafineryjnym EBIT LIFO wyniósł 542,4 mln PLN (vs 66,8 mln PLN w 3Q 11). Około 60 mln PLN dodatniego wpływu na wynik mógł mieć przerób w 3Q 12 tańszej ropy zakupionej pod koniec 2Q 12 (cena baryłki Brent spadła wtedy poniżej 100 USD/bbl). W segmencie upstream spółka wygenerowała 46,4 mln PLN EBIT (39,0 vs mln PLN w 3Q 11), natomiast w detalu 4,0 mln PLN EBIT (vs 2,1 mln PLN w 3Q 11). Na wynik wpływ miały też korekty konsolidacyjne (+32,5 mln PLN). Saldo pozostałej działalności operacyjnej wyniosło +1,6 mln PLN. 19
Modelowa marża rafineryjna Lotosu [USD/bbl] 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 W listopadzie marża modelowa Lotosu jest nadal wyższa r/ r. Po raz pierwszy jednak od maja spadla ona poniżej 5 letniej średniej. Grudzień 11 był najsłabszym okresem 2011 roku. Na razie 4Q 12 jest zdecydowanie lepszy w ujęciu r/r (marża do 22 IX 12 wynosiła 7,5 USD/bbl, w analogicznym okresie 11 było to 5,6 USD/bbl a w całym 4Q 11 4,3 USD/bbl) zakres 2007 11 średnia 2007 11 2011 2012 Źródło: BDM S. A., Bloomberg, średnia miesięczna, EBITDA segmentu rafineryjnego [mln PLN] 750 600 450 300 150 0 1Q'08 2Q'08 3Q'08 4Q'08 1Q'09 2Q'09 3Q'09 4Q'09 1Q'10 2Q'10 3Q'10 4Q'10 1Q'11 2Q'11 3Q'111 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 150 300 450 600 750 18 16 14 12 10 8 6 4 2 Segment rafineryjnyy w 2010 i 2011 roku pokazywał dobre wyniki głównie z efektu przeszacowania zapasów. Wyniki 3Q 12 były rekordowe zarówno pod względem wynikóww raportowanych jak i oczyszczonych. Rafineria EBITDA Rafineria EBITDA LIFO ex/fx Brent eop [USD/bbl] Źródło: BDM S. A., spółka Marża EBITDA segmentu rafineryjnego vs marża modelowa 14,0 12,0 1 8,0 6,0 4,0 2,0 1Q'08 2Q'08 3Q'08 4Q'08 1Q'09 2Q'09 3Q'09 4Q'09 1Q'10 2Q'10 3Q'10 4Q'10 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 marża modelowa* [USD/bbl] marża modelowa*/brent marża EBITDA LIFO ex/fx** Źródło: BDM S. A., spółka, *marża modelowa [USD/bbl] wg danych spółki, **marża EBITDA w stosunku do przychodów rafinerii Modelowa marża rafineryjna na podstawie rzeczywistej struktury sprzedaży a EBITDA [PLN/bbl] 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 14,0% 12,0% 1% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% % Poziom marży EBITDA segmentu rafineryjnego pokrywa się z marżą modelową w stosunku do ceny ropy. Wyraźne odchylenia odnotowano w 3Q 10/3Q 11/3Q 12 oraz 1H 09. W pierwszym wypadku związane jest to z konstrukcją marży modelowej (stała struktura uzysków, tak jak wspomnieliśmy wyżej 3Q ma sezonowo najniższą produkcję ciężkiego oleju, w 3Q 12 doszedł efekt zakupu tańszej ropy w czerwcu). Słaba rentowność w 1H 09 wynikała ze słabej koniunktury gospodarczej (m.in. duży spadek w 1Q 09 wolumenu sprzedaży benzyny i w tym okresie niskiej premii lądowej). Biorąc pod uwagę, że marża modelowa przedstawiana przez spółkę obliczana jest na podstawie teoretycznej docelowej struktury uzysków, obliczyliśmy także marżę na podstawie rzeczywiście realizowanej sprzedaży w danym kwartale. Marżę zestawiliśmy z oczyszczonym wynikiem EBITDA (o efekt LIFO oraz operacyjne różnice kursowe). 1Q'08 2Q'08 3Q'08 4Q'08 1Q'09 2Q'09 3Q'09 4Q'09 1Q'10 2Q'10 3Q'10 4Q'10 1Q'11 2Q'11 3Q'11 4Q'11 1Q'12 2Q'12 3Q'12 EBITDA LIFO ex/fx [PLN/bbl] marża wg realnych uzysków [PLN/bbl] marża modelowa [PLN/bbl] Źródło: BDM S. A., Bloomberg, spółka, przyjęto 7,7% zużyć własnych 20