AKUMULUJ WYCENA 29,4 PLN 28 SIERPIEŃ 2012 Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki Lotos od zalecenia Akumuluj, wyznaczając cenę docelową na poziomie 29,4 PLN. Największe krótkoterminowe zagrożenie dla sentymentu rynku do spółki, olbrzymi odpis na Yme, został przyjęty przez inwestorów ze spokojem. Zarząd przedstawił możliwość wykorzystania straty podatkowej dla wygenerowania gotówki (zakup działającego złoża w Norwegii). Oczyszczone wyniki operacyjne segmentu rafineryjnego w 2Q 12 nie były rewelacyjne, trudno jednak mówić o rozczarowaniu. Przy utrzymującym się dobrym otoczeniu makro i sezonowo korzystnej strukturze sprzedaży (niski udział ciężkiego oleju) spodziewamy się bardzo dobrych wyników za 3Q 12 (które księgowo mogą być jeszcze wsparte przez wycenę zapasów; zwracamy uwagę, że na zapasach znajdowała się tania ropa z czerwca, która do przerobu trafia dopiero w kolejnych tygodniach, co powinno poprawić operacyjne wyniki 3Q 12). Średnią modelową marżę rafineryjną szacujemy po lipcu i sierpniu na 5,5 USD/bbl (spadek z 6,5 USD w 2Q 12 to zasługa niskiego dyferencjału). Sezonowego pogorszenia marż rafineryjnych oczekujemy w 4Q 12. W modelu zakładamy także, że 2012 rok był górką cyklu w downstreamie (przyjmujemy, że marża modelowa Lotosu z 4,8 USD/bbl w 2012 spadnie do około 4,0 w latach 2013+). W obecnym roku 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. Lotos posiada obecnie jedną z najnowocześniejszych rafinerii w Europie. Rok 2012 jest pierwszym pełnym rokiem produkcji po zrealizowaniu przez spółkę Programu 10+. W latach 2007 11 spółka wykonała ambitny projekt inwestycyjny o wartości 6,6 mld PLN (z tego 1,4 mld EUR to Program 10+, pozostała kwota to głównie nabycie i rozwój projektu Yme). Miał on na celu zwiększenie mocy przerobowych z 6,0 do 10,5 mln ton ropy rocznie oraz zwiększenie stopnia uzysków średnich frakcji (przede wszystkim olej napędowy), przy spadku udziału produkcji ciężkich pozostałości. Pochodną realizacji programu jest obecne wysokie zadłużenie spółki (druga przyczyna to zamrożenie środków w finansowaniu zapasów obowiązkowych). Po wakacjach zapowiadany jest wzrost aktywności legislacyjnej rządu w kwestiach związanych z Lotosem: i) podatek od wydobycia węglowodorów oraz ii) dostosowanie ustawy o zapasach obowiązkowych do wymogów dyrektywy unijnej. W pierwszej kwestii przyjmujemy scenariusz nałożenia 30% efektywnej stawki podatkowej od 2016 roku (wpływ na naszą wycenę to 0,70 PLN/akcję za każde 10% stawki podatku). W drugiej kwestii pozostajemy na razie przy stanie obecnym. Rynek grał już pod korzystne zmiany w ustawie zakresie kilka razy. Obecnie zmiany mogą nie być uwzględniane w konsensusie. Projekt znajduje się na etapie konsultacji wewnątrzresortowych (unijna dyrektywa wymaga dostosowania naszego prawa do końca tego roku). Ze względu na duży udział długu finansującego zapasy obowiązkowe w EV, każde korzystne zmiany, mogą być pozytywnie odebrane przez rynek. Wycena SOTP [PLN] 29,4 Wycena porównawcza [PLN] 25,0 Wycena końcowa [PLN] 29,4 Potencjał do wzrostu / spadku 12,2% Koszt kapitału 10,5% Cena rynkowa [PLN] 26,2 Kapitalizacja [mln PLN] 3 407,9 Ilość akcji [mln. szt.] 129,9 Cena maksymalna za 6 mc [PLN] 31,0 Cena minimalna za 6 mc [PLN] 22,7 Stopa zwrotu za 3 mc 7,3% Stopa zwrotu za 6 mc 4,9% Stopa zwrotu za 9 mc 4,9% Struktura akcjonariatu: Skarb Państwa 53,2% Pozostali 46,8% 2010 2011 2012P 2013P 2014P 2015P Przychody [mln PLN] 19 663 29 260 33 300 32 190 30 513 30 229 EBITDA [mln PLN] 1 451 1 694 1 059 1 359 1 552 2 137 EBITDA skoryg. [mln PLN] 1 534 1 863 1 976 1 359 1 552 2 137 EBITDA LIFO skoryg. [mln PLN] 1 116 872 1 851 1 587 1 734 2 164 EBIT [mln PLN] 1 061 1 086 396 722 920 1 389 Zysk netto [mln PLN] 679 649 920 451 580 963 Dług netto [mln PLN] 6 351 7 473 6 965 6 323 5 649 4 747 P/BV 0,5 0,4 0,4 0,4 0,4 0,3 P/E 5,0 5,3 3,7 7,6 5,9 3,5 EV/EBITDA skoryg 6,7 6,4 9,8 7,2 5,8 3,8 35,0 32,0 29,0 26,0 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/EBITDA skoryg 6,4 5,8 5,2 7,2 5,8 3,8 EV/EBITDA LIFO skoryg. 8,7 12,5 5,6 6,1 5,2 3,8 EV/EBIT 9,2 1 26,2 13,5 9,8 5,9 Modelowa marża raf. [USD/bbl] 3,6 3,4 5,0 4,2 4,1 4,0 23,0 2 sie 11 wrz 11 paź 11 lis 11 gru 11 sty 12 lut 12 mar 12 kwi 12 maj 12 cze 12 lip 12 sie 12 *wynik skorygowany o saldo z pozostałej działalności operacyjnej 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)... 13 WYCENA PORÓWNAWCZA... 15 ZACHOWANIE KURSU U NA TLE INNYCH WSKAŹNIKÓW... 16 NA TLE PKN ORLEN... 18 GŁÓWNE CZYNNIKI RYZYKA... 20 WPROWADZENIE... 21 STRATEGIA SPÓŁKI... 24 ZREALIZOWANY PROGRAM INWESTYCYJNY... 25 DZIAŁALNOŚĆ WYDOBYWCZA... 27 STRUKTURA SPRZEDAŻY U... 30 WYNIKI KWARTALNE... 36 STRUKTURA KOSZTOWA... 41 ZADŁUŻENIE... 42 PROGNOZA 2012 2021... 43 RYNEK ROPY NA ŚWIECIE... 47 RYNEK PRODUKTÓW RAFINERYJNYCH... 53 RYNEK PALIWOWY W POLSCE... 66 DANE FINANSOWE... 72 TABELE PRZELICZENIOWE... 74 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 13,5 PLN (wycena segmentu uwzględnia cały dług spółki). Natomiast wycena metodą DCF poszczególnych projektów wydobywczych (Polska, Litwa, Norwegia) wraz z aktywem podatkowym uzyskanym w Norwegii, sugeruje wartość segmentu upstream na poziomie 16,0 PLN. Wycena końcowa 1 akcji spółki wynosi 29,4 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% 29,4 Rafineria i detal 13,5 Upstream 16,0 Wycena metodą porównawczą 0% 25,5 Wycena 1 akcji Lotosu [PLN] 29,4 Źródło: BDM S.A. Rozpoczynamy wydawanie rekomendacji dla spółki Lotos od zalecenia Akumuluj, wyznaczając cenę docelową dla 1 akcji na poziomie 29,4 PLN. Przy utrzymaniu obecnego otoczenia makro, spodziewamy się bardzo dobrych wyników spółki za 3Q 12, które dodatkowo mogą być wsparte przez wycenę zapasów. Uważamy, że potencjalny zakup złoża w Norwegii w 4Q 12 może być pozytywnie odebrany przez rynek, ze względu na uwiarygodnienie możliwości podatkowego rozliczenia strat na projekcie Yme. Bliższe szczegóły dalszych losów projektu Yme powinny być znane w październiku/listopadzie (w wycenie uwzględniamy kontrybucję projektu na poziomie 2,0 PLN/akcję, wycena bilansowa po odpisach to obecnie 2,5 PLN/akcję). Po wakacjach mają być znane dwa projekty ustaw ważnych dla Lotosu, dotyczące: i) podatku od wydobycia węglowodorów (zakładamy 30% stawkę od 2016 roku, wpływ każdych 10% stawki na naszą wycenę to 0,7 PLN), ii) dostosowana ustawy o zapasach obowiązkowych do dyrektywy unijnej (w modelu nie uwzględniamy ewentualnych pozytywnych dla spółek rafineryjnych zmian). Program 10+ Rok 2012 jest pierwszym pełnym rokiem produkcji po zrealizowaniu programu 10+. W latach 2007 11 spółka zrealizowała ambitny program inwestycyjny o wartości 6,6 mld PLN (z tego 1,4 mld EUR to Program 10+, pozostała kwota to głównie nabycie i rozwój projektu Yme). Miał on na celu zwiększenie mocy przerobowych z 6,0 do 10,5 mln ton ropy rocznie oraz zwiększenie stopnia uzysków głównie średnich frakcji (przede wszystkim olej napędowy), przy spadku udziału produkcji ciężkich pozostałości przerobu. Struktura uzysków [tys t] 2 750 2 500 2 250 2 000 1 750 1 500 1 250 1 000 750 500 250 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 Pozostałe COO LOO Jet ON Benzyny 3
Wyniki finansowe Głównymi determinantami wyników spółki są: i) czynniki globalne tj. ceny ropy, marże rafineryjne na produktach (różnica pomiędzy ceną produktu a ceną ropy), 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, za 48% wyniku EBITDA z lat 2009 11 odpowiada właśnie przeszacowanie zapasów) oraz walut (także kontrybucja do wyceny zapasów, zobowiązań finansowych i różnic kursowych z działalności operacyjnej). Brent [USD/bbl] 14 12 10 8 6 4 2 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Marża modelowa Lotos [USD/bbl] Dyferencjał Brent Ural 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 2006 2007 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 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Benzyna marża [USD/t] 35 30 25 20 15 10 5 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Ciężki olej opałowy marża [USD/t] 30 25 20 15 10 5 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 5 10 15 20 25 30 35 40 2006 2007 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) 4
Oczyszczona EBITDA 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 Marża modelowa [USD/bbl]* 9,3 5,2 2,2 2,1 1,8 3,9 5,3 3,7 4,4 4,6 3,9 3,1 4,3 3,9 6,6 Rafineria: wolumen sprzedaży [tys t] 2 011,6 1 645,0 1 800,7 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 Upstream: wolumen sprzedaży [tys t] 40,7 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 Ropa Brent [USD/bbl] 55,5 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 Przychody [mln PLN] 3 751,1 2 716,6 3 447,9 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 Wydobycie 57,2 35,8 73,2 43,5 82,8 134,1 93,5 51,4 48,1 103,8 210,3 128,9 139,3 264,3 237,3 Produkcja 2 909,1 2 026,1 2 584,9 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 Detal 861,7 710,5 893,8 990,6 938,7 869,9 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 Inne/korekty 76,9 55,8 104,0 83,4 105,4 136,1 99,4 58,0 55,5 69,8 152,0 76,0 87,2 210,1 171,8 EBITDA LIFO ex/fx adj**[mln PLN] 533,5 75,2 51,0 218,9 156,5 176,5 235,6 450,1 209,3 274,3 219,6 413,6 282,3 332,1 532,4 marża 14,2% 2,8% 1,5% 5,3% 3,9% 4,5% 5,0% 8,5% 3,6% 4,2% 3,2% 5,4% 3,4% 4,2% 6,4% Wydobycie 11,1 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 Produkcja 433,0 34,8 19,3 169,0 146,4 116,3 176,5 369,9 170,3 227,9 134,7 336,9 214,9 229,1 353,1 Detal 8,8 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 Inne/korekty 80,6 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, *obliczenia własne z notowań Bloomberga (96% wsp. korelacji w okresie 1Q 08 2Q 12 z marżami kwartalnymi publikowanymi przez Lotos) 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 Marże w segmencie downstream Biorąc pod uwagę, że marża modelowa Lotosu była w 2Q 12 najwyższa od końca 2008 roku, oczyszczone wyniki operacyjne segmentu rafineryjnego w 2Q 12 nie były rewelacyjne (wynik jest porównywalny z 3Q 11, gdy marża benchmarkowa była o ponad połowę słabsza), trudno jednak także mówić o rozczarowaniu (marża modelowa nie uwzględnia np. sezonowości). Negatywny wpływ na wynik mógł mieć rozkład cen w 2Q 12. Po szczycie cenowym ropy Brent w marcu/kwietniu (>120 USD/bbl), średnia cena w czerwcu spadła do 95 USD/bbl. Rafineria przerabiała głównie droższą ropę z początku okresu, tańsza ropa została na zapasach, co powinno pozytywnie odbić się na wynikach 3Q 12. Przy utrzymującym się dobrym otoczeniu makro (jak na razie najwyższa średniokwartalna marża NWE na dieslu i paliwie Jet w 2012 roku, marża na benzynie nadal >200 USD/t) i sezonowo korzystnej strukturze sprzedaży (niski udział ciężkiego oleju opałowego) spodziewamy się bardzo dobrych wyników bieżącego kwartału (które księgowo mogą być jeszcze wsparte przez wycenę zapasów). Średnią modelową marżę rafineryjną szacujemy po lipcu i sierpniu na 5,5 USD/bbl (spadek z 6,5 USD w 2Q 12 to zasługa niskiego dyferencjału). Sezonowego pogorszenia marż rafineryjnych oczekujemy w 4Q 12. Marża modelowa Lotosu [USD/bbl] 2012 vs 2011 12,0 10,5 9,0 7,5 6,0 4,5 3,0 1,5 1Q 2Q 3Q 4Q 1,5 3,0 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 5
Marża modelowa Lotosu [USD/bbl] założenia 14,0 12,0 11,8 1 8,0 6,0 4,0 2,0 9,0 8,5 7,2 7,2 6,2 9,6 9,3 5,2 2,2 2,1 1,8 3,9 5,3 4,4 4,6 4,3 3,7 3,9 3,9 3,1 6,6 5,5 4,1 4,5 4,5 4,0 4,0 4,1 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 1Q'07 2Q'07 3Q'07 4Q'07 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'12P 4Q'12P 1Q'13P 2Q'13P 3Q'13P 4Q'13P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Marża modelowa (bez dyferencjału) Dyferencjał Źródło: BDM S.A., Bloomberg, dane historyczne: obliczenia wlasne ze wzroru na marżę modelową Lotosu na podstawie notowań Bloomberga W modelu zakładamy, że 2012 rok był górką cyklu w downstreamie (przyjmujemy, że marża modelowa Lotosu z 4,8 USD/bbl w 2012 spadnie do około 4,0 w latach 2013+). W dłuższym terminie marże będą znajdować się pod presją ze względu na wzrost mocy produkcyjnych (szczególnie w Azji i na Bliskim Wschodzie z nastawieniem na zaspokojenie rynków lokalnych oraz eksport do UE i USA), ograniczanie zużycia paliw w gospodarkach rozwiniętych. Ciężką sytuację mają szczególnie rafinerie w Europie Zachodniej, z których spora część pracuje w przestarzałej technologii przerobu (hydroskimming). Popyt na paliwa w Europie (i w USA) znajduje się pod presją, dodatkowo amerykańskie rafinerie korzystają na tańszej ropie ograniczając możliwość eksportu produktów z Europy. Produkcja benzyny w Europie w latach 2008 11 spadała średnio o 3,7% rocznie a w przypadku diesla i olej opałowy o 2,1%. Razem produkcja rafineryjna w Europie w powyższym okresie spadła o 2,9%/rok (najszybciej na ciężki olej opałowy o średnio 7,8%). Są to dane zbieżne z popytem na ropę, który w Europie spadał średnio o 2,5%. Na 2012 prognozowany jest kolejny spadek o 2,4%. Relatywnie dobrze na tym tle wyglądała dotychczas Polska, gdzie zużycie diesla systematycznie rosło w ostatnich latach (przyrost o 53% od 2006 roku). Import paliw do Polski dotyczy przede wszystkim LPG oraz diesla, których z kolei polskie rafinerie eksportują śladową ilość. Wysokie marże rafineryjne (obliczane na podstawie cen NWE oraz ropy Brent) w 1 3Q 12 można tłumaczyć przede wszystkim stroną podażową: upadek Petroplusa oraz stosunkowo wysoki odsetek wstrzymanych mocy. W okresie wakacyjnym na rynek wrócił spory odsetek wstrzymanych wcześniej mocy w Europie. Nowe problemy mają natomiast rafinerie za Atlantykiem (problemy z uruchomieniem ma największa w USA rafineria w Port Arthur, pożary wybuchły w Richmond/California oraz w największym na świecie kompleksie Paraguna w Wenezueli). Odsetek wyłączonych/wstrzymanych mocy rafineryjnych w USA oraz Europie/Afryce 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 USA wyłączenia [%] Europa/Afryka wyłączenia [%] Źródło: BDM S.A., Bloomberg 6
Yme Sztandarowy zagraniczny projekt wydobywczy Lotosu, złoże Yme, znajduje się w stanie zawieszenia z powodu kolejnych 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 wydobycie 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. Intencję zarządu jest zakup działającego złoża i wykorzystanie powyższej tarczy podatkowej w celu odzyskania gotówki. Szacujemy, że przy zakupie złoża o produkcji 5,0 tys bbl/d, spółka będzie potrzebować 3 4 lat na odzyskanie aktywa podatkowego. W wycenie segmentu upstream uwzględniamy start wydobycia ropy z projektu Yme w 2H 15 (wpływ na wycenę 278 mln PLN, czyli poniżej obecnej bilansowej wyceny na poziomie 330 mln PLN) oraz wartość aktywa podatkowego (+5,5 PLN/akcję wpływu na ostateczną wycenę, wartość zdyskontowana 876 mln PLN). Talisman operator złoża, wycenia swój 60% udział w projekcie na 644 mln USD. Inne projekty upstream W segmencie poszukiwań i wydobycia węglowodorów Lotos obecny jest w Polsce, na Litwie oraz w Norwegii (Yme), pozyskując ropę naftową i gaz ziemny ze złóż morskich i lądowych. W 2010 roku wydobycie wyniosło 187 tys ton ropy naftowej (1,4 mln bbl) i 20,7 mln m3 gazu ziemnego a w 2011 roku odpowiednio 227 tys ton (1,8 mln bbl) i 16,1 mln m3. Obecnie zasoby wydobywalne ropy naftowej, dla koncesji, którymi zarządza Lotos, wynoszą ok. 52,1 mln bbl (ok. 6,7 mln ton, z tego 13,0 mln bbl to złoże Yme) oraz 0,5 mld m3 gazu ziemnego. W zakresie złóż gazowych spółka jest w trakcie poszukiwania partnera, który sfinansowałby CAPEX. Testowa działalność złoża B8 wpłynęła na wyraźną poprawę oczyszczonych wyników segmentu wydobywczego w 1H 12. Negatywnym zaskoczeniem jest natomiast informacja o kolejnym przesunięciu uruchomienia powtarzalnej produkcji z tego złoża na 2H 15 (wcześniej planowano 2014 rok). Wydobycie ropy przez Lotos [USD/bbl] Realizowana cena i koszty operacyjne w segmencie upstream 5 45,0 4 35,0 3 25,0 2 15,0 1 5,0 14 12 10 8 6 4 2 123 120 121 114 115 105 106 101 86 88 91 81 75 74 68 64 67 69 70 57 55 51 47 50 54 39 42 40 44 45 35 33 35 35 35 38 złoże B3 złoże B8 Geonafta Realizowana cena sprzedaży ropy [USD/bbl] Koszty operacyjne bez amortyzacji [USD/bbl] Źródło: BDM S.A., Bloomberg Zapasy obowiązkowe Nie wyjaśniona pozostaje nadal kwestia odkupu przez państwo zapasów obowiązkowych. Nowelizacji ustawy wymaga od nas dyrektywa unijna z 2009 roku, która powinna być implementowana do końca bieżącego roku. 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 (KCZ). 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. Według ostatnich doniesień prasowych nowy projekt miałby zakładać odkup przez państwo 30% zapasów obowiązkowych na przestrzeni 5 kolejnych lat (od 2013 roku). Ze względu na brak jasnych informacji czy i w jakiej formie odkup zostanie przeprowadzony oraz w jakiej części jego kosztami będą obciążone spółki nie uwzględniamy wpływu ewentualnych zmian w przepisach o zapasach obowiązkowych w naszym modelu. Wartość zapasów obowiązkowych w bilansie Lotosu to 4,4 mld PLN (33,6 PLN/akcję) na koniec 2Q 12. Szacujemy, że, jeżeli do 2017 roku rząd doszedłby do progu utrzymywania 30% zapasów obowiązkowych na własny rachunek (jako 90 dniowy przywóz netto powiększony o 10% z tytułu rezerwy 7
technicznej) powiększyłoby to obecną wycenę Lotosu o 3,0 4,0 PLN w zależności od przyjętych parametrów. Podatek od wydobycia węglowodorów Po wakacjach przedstawiony ma zostać także projekt ustawy o opodatkowaniu wydobycia węglowodorów. Podatek tworzony jest głównie z myślą o państwowych korzyściach z tytułu wydobycia gazu łupkowego. Dotknie jednak także Lotos, który wydobywa ropę i gaz z szelfu bałtyckiego. Według najczęściej przedstawianego nieoficjalnie scenariusza podatek miałby wynieść 30% i obowiązywać od 2015/16 roku. W modelu przyjmujemy scenariusz nałożenia 30% stawki podatkowej od 2016 roku (wpływ na naszą wycenę to 0,70 PLN/akcję za każde 10% stawki podatku). Zadłużenie netto Poziom zapasów obowiązkowych oraz przeprowadzony program inwestycyjny są głównymi determinantami obecnie wysokiego długu netto spółki. Zadłużenie netto po 1H 12 wynosiło 7,3 mld PLN (z uwzględnieniem pozostałych zobowiązań finansowych). Po skorygowaniu o finansowanie zapasów obowiązkowych jest to 3,0 mld PLN, przy skorygowanej EBITDA LIFO 12=1,85 mld PLN. Zadłużenie o okresie spłaty <1 rok to 2,4 mld PLN i jest to głównie dług związany z finansowaniem zapasów, który będzie rolowany. W kolejnych latach spółka ma do spłaty po 430 500 mln PLN rocznie (głównie kredyt dolarowy na program 10+). Efektywna stopa procentowa w latach 2009 11 wynosiła około 3,0%. Przepływy, skorygowana EBITDA i dług netto 8,0 6,0 4,0 2,0 2,0 4,0 6,0 8,0 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12 1,2 0,9 0,6 0,3 0,3 0,6 0,9 1,2 dług netto CF operacyjny CF inwestycyjny skoryg EBITDA LIFO ex/fx, 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 2,0 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 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12 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 zapasy należności handlowe zobowiązania handlowe kapitał obrotowy netto 8
Struktura wiekowa zadłużenia odsetkowego 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 2 409 3 018 1 000 500 0 431 495 472 475 <1 rok 1 2 lat 2 3 lat 3 4 lat 4 5 lat >5 lat Struktura zapadalności długu Prywatyzacja W grudniu 2011 skończyła się gra pod prywatyzację spółki, gdy nie wpłynęła żadna oferta wiążąca. Obecnie spółka nie znajduje się na liście prywatyzacyjnej. Wcześniej jako potencjalnych inwestorów wymieniano głównie koncerny rosyjskie. Niechęć Skarbu Państwa do inwestora z Rosji wykazana przy wezwaniu na Azoty Tarnów nakazuje przyjąć dość ostrożne podejście przy podobnych spekulacjach w przyszłości. Wycena porównawcza Spółka jest wyceniania z premię do grupy porównawczej na wskaźniku EV/EBITDA, natomiast z dyskontem na P/E. Obecny konsensus zakłada EBITDA 13=1,57 mld PLN. W naszym modelu zakładamy wynik EBITDA 13 na poziomie 1,36 mld PLN wobec 1,98 mld PLN w roku bieżącym (po oczyszczeniu z salda pozostałej działalności operacyjnej oraz według wyceny zapasów po średniej ważonej, skorygowany wynik EBITDA LIFO szacujemy w 2012 roku na 1,85 mld PLN a w 2013 roku na 1,59 mld PLN). Zwracamy uwagę, że spóki o dużej kontrybucji upstream u do wyników (OMV, MOL) są handlowe na wskaźników dużo niższych niż obecnie Lotos. Ze względu na brak pełnej porównywalności Lotosu do innych spółek z branży (Lotos nie posiada segmentu petrochemicznego a kontrybucja segmentu upstream jest relatywnie niewielka) przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie 0%. Ostatnie transakcje z rynku rafineryjnego w Europie pozwalają wyceniać rafinerie na poziomie 34 97 USD/t rocznego przerobu, natomiast z USA na poziomie 13 152 USD/t. Koszt rozbudowy w ramach Programu 10+ jaki poniósł Lotos to około 387 USD/t. Z transakcji historycznych wynika, że rafinerie na rynku wtórnym sprzedawane są średnio za 20 30% wartości budowy nowych obiektów. 9
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 (5,0%), 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 sierpień (EUR/PLN=4,08, USD/PLN=3,30). Wycena nie uwzględnia akwizycji ani zwiększenia przez spółkę mocy produkcyjnych. Wycena nie uwzględnia potencjalnego odkupu części zapasów obowiązkowych przez państwo (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 30% zapasów obowiązkowych na przestrzeni 5 lat od 2013 roku, przy braku dodatkowych kosztów dla spółki, przekładałoby się na wzrost wyceny o 7,7 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 28 sierpnia 2012 roku. Metoda DCF dała wartość segmentu downstream skorygowanego o dług netto spółki na poziomie 1,75 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 13,5 PLN. Prognoza podstawowych danych Podstawowe dane: 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Brent [usd/bbl] 54,5 65,1 72,4 97,1 61,6 79,5 111,3 111,9 109,3 103,2 10 10 10 10 10 10 10 Ural [usd/bbl] 50,3 61,2 69,2 94,7 61,0 78,2 109,1 110,7 108,3 102,2 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 Dyferencjał [usd/bbl] 4,2 3,9 3,2 2,4 0,5 1,2 1,7 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Marża modelowa [USD/bbl]* 9,3 7,5 7,7 9,5 2,9 4,3 4,0 5,0 4,2 4,1 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 USD/PLN (średni) 3,23 3,11 2,77 2,41 3,12 3,02 2,96 3,29 3,24 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 USD/PLN (eop) 3,26 2,91 2,44 2,96 2,85 2,96 3,42 3,28 3,22 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 3,20 Cena produktów [USD/t]: Benzyna 536,4 633,1 711,0 844,8 591,4 741,4 984,6 1 027,0 953,9 900,5 872,5 872,5 872,5 872,5 872,5 872,5 872,5 ON 540,6 608,1 671,0 948,1 537,4 696,2 964,1 982,9 975,9 921,3 892,6 892,6 892,6 892,6 892,6 892,6 892,6 COO 229,2 287,1 339,2 459,9 344,8 442,4 609,8 631,7 587,3 554,5 537,2 537,2 537,2 537,2 537,2 537,2 537,2 Marża na produktach [USD/t]**: Benzyna 124,2 138,0 161,4 104,8 123,0 139,0 144,1 179,0 154,7 155,2 155,2 155,2 155,2 155,2 155,2 155,2 155,2 ON 128,4 113,1 121,4 208,0 69,0 93,8 123,6 134,8 125,3 126,5 127,1 127,4 127,7 127,8 127,8 127,8 127,8 COO 183,0 207,9 210,3 280,1 123,6 160,1 230,8 216,3 232,9 221,6 216,2 216,7 217,3 217,4 217,4 217,4 217,4 Źródło: BDM S.A., Bloomberg, * obliczenia własne na podtsawie notowań z Bloomberga (uwzględnia dyferencjał), **cena z notowań NWE Brent (1t =7,57 bbl) 10
Model DCF dla działalności rafineryjnej i handlu 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 33 061 31 958 30 297 29 636 29 879 30 126 30 379 30 429 30 481 30 534 EBIT [mln PLN]* 1 013,0 437,3 695,7 978,3 1 029,9 1 056,2 1 038,7 1 045,3 1 058,0 1 069,2 EBIT LIFO [mln PLN]* 887,3 665,6 877,6 1 005,6 1 029,9 1 056,2 1 038,7 1 045,3 1 058,1 1 069,3 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] 192,5 83,1 132,2 185,9 195,7 200,7 197,4 198,6 201,0 203,2 NOPLAT [mln PLN]* 820,5 354,2 563,6 792,4 834,2 855,5 841,4 846,7 857,0 866,1 Amortyzacja [mln PLN] 525,8 526,0 506,3 503,5 498,3 497,0 498,0 493,6 489,0 486,2 CAPEX [mln PLN] 50 40 40 40 40 40 45 48 485,0 49 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN]* 565,6 176,6 154,9 56,4 44,6 44,1 44,0 37,5 1,9 1,9 FCF [mln PLN] 280,8 656,8 824,7 839,5 888,0 908,4 845,4 822,8 859,2 860,5 DFCF [mln PLN] 272,8 586,8 676,6 631,5 611,0 570,8 484,2 428,9 406,4 368,3 Suma DFCF [mln PLN] 5 037,4 Wartość rezydualna [mln PLN] 9 188,1 wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym: 1,0% Zdyskontowana wart. rezydualna [mln PLN] 3 933,2 Wartość firmy EV [mln PLN] 8 970,6 Dług netto 2011 [mln PLN] 7 220,3 Wartość kapitału[mln PLN] 1 750,3 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość kapitału na akcję [PLN] 13,5 *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 13,8% 3,3% 5,2% 2,2% 0,8% 0,8% 0,8% 0,2% 0,2% 0,2% EBIT zmiana r/r 4,6% 56,8% 59,1% 40,6% 5,3% 2,6% 1,7% 0,6% 1,2% 1,1% FCF zmiana r/r 25,3% 133,9% 25,6% 1,8% 5,8% 2,3% 6,9% 2,7% 4,4% 0,1% Marża EBITDA 4,7% 3,0% 4,0% 5,0% 5,1% 5,2% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% Marża EBIT 3,1% 1,4% 2,3% 3,3% 3,4% 3,5% 3,4% 3,4% 3,5% 3,5% Marża NOPLAT 2,5% 1,1% 1,9% 2,7% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% 2,8% CAPEX / Przychody 1,5% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% 1,5% 1,6% 1,6% 1,6% CAPEX / Amortyzacja 95,1% 76,0% 79,0% 79,4% 80,3% 80,5% 90,4% 97,2% 99,2% 100,8% Zmiana KO / Przychody 1,7% 0,6% 0,5% 0,2% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% % % Zmiana KO / Zmiana przychodów 14,1% 16,0% 9,3% 8,5% 18,3% 17,8% 17,4% 74,9% 3,6% 3,5% Źródło: BDM S.A. Kalkulacja WACC 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Stopa wolna od ryzyka 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 5,00% 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 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% 10,5% Udział kapitału własnego 64,9% 66,6% 69,1% 72,8% 77,2% 81,2% 84,7% 88,4% 94,1% 10% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% 5,3% Udział kapitału obcego 35,1% 33,4% 30,9% 27,2% 22,8% 18,8% 15,3% 11,6% 5,9% % WACC 8,7% 8,8% 8,9% 9,1% 9,3% 9,5% 9,7% 9,9% 10,2% 10,5% Źródło: BDM S.A. 11
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 13,4 16,3 19,9 24,3 29,9 37,1 47,1 61,4 84,0 0,8 10,7 13,3 16,4 20,2 25,0 31,2 39,4 50,9 68,1 beta 0,9 8,1 10,5 13,2 16,6 20,7 26,0 32,8 42,2 55,7 1,0 5,8 7,9 10,4 13,3 16,9 21,4 27,2 34,9 45,7 1,1 3,7 5,5 7,7 10,3 13,5 17,4 22,3 28,8 37,6 1,2 1,7 3,3 5,3 7,6 10,4 13,8 18,0 23,5 30,7 1,3 0,2 1,3 3,1 5,1 7,6 10,5 14,2 18,9 25,0 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% 30,6 36,2 43,3 52,9 66,1 85,8 118,2 181,4 359,6 2% 21,7 25,8 30,9 37,4 46,0 58,0 75,6 104,2 158,8 Premia za ryzyko 3% 14,5 17,6 21,4 26,0 32,0 39,8 50,6 66,3 91,7 4% 8,6 11,0 13,8 17,3 21,5 27,0 34,1 43,8 57,9 5% 3,7 5,5 7,7 10,3 13,5 17,4 22,3 28,8 37,6 6% 0,6 0,9 2,6 4,6 7,0 9,9 13,5 18,0 23,9 7% 4,2 3,0 1,7 0,1 1,8 4,0 6,7 9,9 14,0 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% 75,7 73,1 70,7 68,3 66,1 63,9 61,8 59,8 57,9 2% 59,8 56,0 52,5 49,2 46,0 43,1 40,4 37,8 35,4 Premia za ryzyko 3% 47,6 43,1 39,1 35,4 32,0 28,8 25,9 23,2 20,7 4% 37,8 33,1 28,8 25,0 21,5 18,4 15,5 12,8 10,4 5% 29,9 25,0 20,7 16,9 13,5 10,4 7,6 5,0 2,7 6% 23,2 18,4 14,1 10,4 7,0 4,1 1,4 1,1 3,3 7% 17,6 12,8 8,7 5,0 1,8 1,1 3,7 6,0 8,1 Źródło: BDM S.A. 12
WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM) Dokonaliśmy trzech wycen cząstkowych segmentu wydobywczego: Norwegia (Yme), Litwa (Geonafta), Polska (szelf Morza Bałtyckiego: złoża B3 i B8). Dla kalkulacji kosztu kapitału przyjęto: stopą wolną od ryzyka (Norwegia: 1,9%; Polska i Litwa: 5,0%), 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 złóż Yme oraz B8 ruszy w 2H 2015 roku. Zakładamy, że o uruchomienia złoża Yme konieczne są do poniesienia przez Lotos nakłady na poziomie >500 mln PLN, natomiast w przypadku B8 zakładamy CAPEX na poziomie 700 mln PLN. Założono wydobycie do wyczerpania obecnych zasobów 2P ze wszystkich złóż, odpowiednio B3 (2017), B8 (2031), Yme (2024), Geonafta (2021). Przyjęto, że realizowana cena sprzedaży ropy będzie równa ropie Brent (BFOE). Wycena uwzględnia zdyskontowaną wartość rezerw na likwidację według wartości bilansowych. Wycena uwzględnia wartość aktywa podatkowego (wynik poniesienia nakładów inwestycyjnych związanych ze złożem Yme). Aktywo rozliczyliśmy w teoretycznym modelu w okresie 4 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. W przypadku zasobów polskich założono obłożenie produkcji od 2016 roku 30% podatkiem od zysku EBIT. W przypadku Norwegii wycena uwzględnia tamtejszy system opodatkowania (amortyzacja podatkowa rozliczana w ciągu 6 lat). Dla projektu Yme nie uwzględniamy ulg przysługujących z dotychczas uzyskanego aktywa podatkowego (osobne rozliczenie). Na Litwie koszt opłat eksploatacyjnych uwzględniono w koszcie wydobycia. Wycena nie uwzględnia aktywów poszukiwawczych oraz złóż gazowych (konieczny zewnętrzny inwestor, który sfinansuje CAPEX). Do obliczeń przyjęliśmy 129,9 mln akcji. Końcowa wartość przypadająca na jedną akcję jest wyceną na dzień 28 sierpnia 2012 roku. Otrzymaliśmy wartość segmentu upstream na poziomie 2,07 mld PLN. W przeliczeniu na 1 akcję daje to wartość 16,0 PLN. Segment wydobywczy podsumowanie wyceny DCF Podsumowanie mln PLN PLN/akcję Norwegia Yme 263,4 2,0 Norwegia aktywo podatkowe 825,3 6,4 Litwa 360,8 2,8 Polska 623,9 4,8 suma 2 073,4 16,0 Źródło: DM BDM S.A. Norwegia aktywo podatkowe 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P Wydobycie [bbl/d] 5,0 5,0 5,0 1,9 Wydobycie [tys bbl/rok] 1 825,0 1 825,0 1 825,0 695,9 Brent [USD/bbl] 111,9 109,3 103,2 10 10 Koszt [USD/bbl] 4 4 4 4 EBITDA [mln USD] 126,5 115,4 109,5 41,8 Podatek 78% (tarcza podatkowa) [mln USD] 98,7 9 85,4 32,6 Podatek 78% (tarcza podatkowa) [mln PLN] 319,8 288,2 273,5 104,3 DFCF tarczy podatkowej [mln PLN] 290,3 243,5 215,1 76,4 WACC 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% 7,4% Suma DFCF [mln PLN] 825,3 Wartość aktywa podatkowego [mln PLN] 825,3 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 6,35 Źródło: DM BDM S.A. 13
Model DCF (segment wydobywczy) Norwegia 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P 2022P 2023P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 384,3 864,7 736,6 624,5 496,4 384,3 224,2 160,1 144,1 Zasoby ropy [mln bbl] 13,0 13,0 13,0 11,8 9,1 6,8 4,8 3,3 2,1 1,4 0,9 0,4 Wydobycie [tys bbl] 0 0 0 1 200 2 700 2 300 1 950 1 550 1 200 700 500 450 EBITDA [mln PLN] 230,6 514,5 434,6 365,4 287,9 221,0 127,8 90,5 80,7 Marża EBITDA 60% 60% 59% 59% 58% 58% 57% 57% 56% Koszt [USD/bbl] 0 0 0 40 41 41 42 42 43 43 44 44 EBIT [mln PLN] 156,6 336,6 271,7 215,6 157,6 109,0 52,2 29,1 20,2 Stopa podatkowa 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% Stopa podatkowa efektywna 29% 78% 71% 62% 62% 39% 132% 151% 204% Podatek [mln PLN] 46,2 261,0 192,7 133,4 98,3 42,1 69,2 44,1 41,1 NOPLAT [mln PLN] 110,5 75,6 78,9 82,2 59,3 66,9 16,9 14,9 20,9 Amortyzacja [mln PLN] 73,9 177,9 163,0 149,7 130,3 112,0 75,6 61,4 60,5 CAPEX [mln PLN] 75,0 15 15 15 5 45,0 4 35,0 3 3 2 1 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 75,0 15 15 34,4 203,5 196,9 191,9 154,6 148,9 28,6 26,4 29,6 DFCF [mln PLN] 73,2 136,2 126,7 27,1 149,0 134,1 121,7 91,3 81,8 14,6 12,6 13,1 WACC 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% 7,44% Suma DFCF [mln PLN] 322,4 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 59,1 Wartość złoża [mln PLN] 263,4 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 2,0 Litwa 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2021P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 228,9 231,5 216,0 209,3 209,3 209,3 209,3 209,3 206,8 199,7 Zasoby ropy [mln bbl] 5,8 5,2 4,5 3,9 3,2 2,6 1,9 1,3 0,6 Wydobycie [tys bbl] 622 653 653 653 653 653 653 653 646 623 EBITDA [mln PLN] 147,1 143,6 126,0 116,1 113,0 109,9 106,7 103,6 99,3 92,9 Marża EBITDA 64% 62% 58% 56% 54% 53% 51% 50% 48% 47% Koszt [USD/bbl] 40 42 43 45 46 48 49 51 52 54 EBIT [mln PLN] 97,2 91,3 73,7 63,8 60,7 57,5 54,4 51,3 47,5 42,9 Stopa podatkowa 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% Stopa podatkowa efektywna 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% Podatek [mln PLN] 14,6 13,7 11,1 9,6 9,1 8,6 8,2 7,7 7,1 6,4 NOPLAT [mln PLN] 82,6 77,6 62,6 54,2 51,6 48,9 46,2 43,6 40,4 36,5 Amortyzacja [mln PLN] 49,8 52,3 52,3 52,3 52,3 52,3 52,3 52,3 51,7 49,9 CAPEX [mln PLN] 49,8 52,3 52,3 52,3 52,3 52,3 52,3 52,3 51,7 49,9 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 82,6 77,6 62,6 54,2 51,6 48,9 46,2 43,6 40,4 36,5 DFCF [mln PLN] 79,8 67,8 49,5 38,8 33,4 28,7 24,5 20,9 17,6 14,3 WACC 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% Suma DFCF [mln PLN] 375,5 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 14,7 Wartość złóż [mln PLN] 360,8 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 2,8 Polska 2012P 2013P 2014P 2015P 2016P 2017P 2018P 2019P 2020P 2020P 2031P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 543,8 409,7 378,5 624,6 882,6 810,8 523,2 523,2 523,2 523,2 523,2 Zasoby ropy [mln bbl] 32,4 31,3 30,1 28,2 25,4 22,9 21,2 19,6 18,0 16,3 Wydobycie [tys bbl] 1 440 1 156 1 145 1 950 2 756 2 532 1 634 1 634 1 634 1 634 1 634 EBITDA [mln PLN] 354,5 241,1 213,5 298,2 420,8 381,3 221,9 220,6 219,3 218,0 208,8 Marża EBITDA 65% 59% 56% 48% 48% 47% 42% 42% 42% 42% 40% Koszt [USD/bbl] 40 45 45 52 52 53 58 58 58 58 60 EBIT [mln PLN] 294,5 192,9 15 190,1 268,1 241,1 131,4 130,1 128,7 127,4 118,3 Stopa podatkowa 19% 19% 19% 19% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% Stopa podatkowa efektywna 19% 19% 19% 19% 49% 49% 49% 49% 49% 49% 49% Podatek [mln PLN] 55,9 36,6 28,5 36,1 131,4 118,1 64,4 63,7 63,1 62,4 58,0 NOPLAT [mln PLN] 238,5 156,2 121,5 154,0 136,8 122,9 67,0 66,3 65,7 65,0 60,3 Amortyzacja [mln PLN] 6 48,2 63,4 108,1 152,7 140,3 90,5 90,5 90,5 90,5 90,5 CAPEX [mln PLN] 20 20 20 15 100,8 92,6 59,7 59,7 59,7 59,7 59,7 Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN] FCF [mln PLN] 98,5 4,4 15,0 112,0 188,7 170,6 97,8 97,1 96,4 95,8 91,1 DFCF [mln PLN] 95,2 3,9 11,9 80,2 122,2 10 51,9 46,6 41,9 37,7 13,2 WACC 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% 10,50% Suma DFCF [mln PLN] 787,4 PV rezerwy na likwidację [mln PLN] 163,5 Wartość złóż[mln PLN] 623,9 Ilość akcji [mln szt.] 129,9 Wartość na akcję [PLN] 4,8 Źródło: DM BDM S.A. 14
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%. Dla roku 2013 mnożnik razy EBITDA jest niższy od długu netto, przyjmujemy wycenę wg wskaźnika na poziomie 0. 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 (Lotos nie posiada segmentu petrochemicznego a kontrybucja segmentu upstream jest na razie relatywnie niewielka) 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) 10,7 11,7 1 5,4 5,1 4,6 MOL (Węgry, D/U) 9,4 7,7 7,5 4,1 3,6 3,3 OMV (Austria, D/U) 6,1 5,9 5,5 2,6 2,4 2,2 Tupras Turkiye (Turcja, D) 8,8 9,0 9,1 7,2 7,4 8,1 Mediana 9,1 8,3 8,3 4,8 4,4 3,9 Lotos (D/U)* 3,7 7,6 5,9 5,2 7,2 5,8 Premia/dyskonto do Lotosu 59,2% 9,3% 29,1% 10,1% 64,4% 47,9% Wycena 1 akcji wg wskaźnika [PLN] 64,4 28,9 37,0 18,9 3,7 Waga roku 33% 33% 33% 33% 33% 33% Wycena 1 akcji wg wskaźników [PLN] 43,4 7,5 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena końcowa 1 akcji [PLN] 25,5 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% Źródło: BDM S.A., EBITDA Lotosu oczyszczona o one offy 2011 2012 2013 2014 15
ZACHOWANIE KURSU U NA TLE INNYCH WSKAŹNIKÓW Lotos vs PKN Orlen Lotos vs WIG20 53,0 63,0 47,0 57,0 41,0 51,0 35,0 45,0 29,0 39,0 23,0 33,0 17,0 27,0 11,0 21,0 5,0 2009 15,0 2010 2011 LTS 2012 6 3 200 54,0 3 000 48,0 2 800 42,0 2 600 36,0 2 400 3 2 200 24,0 2 000 18,0 1 800 12,0 1 600 6,0 1 400 2009 1 200 2010 PKN 2011 LTS 2012 WIG20 Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źródło: BDM S.A., Bloomberg Lotos vs Bloomberg World Oil&Gas Lotos vs CECE Oil&Gas 53,0 237,0 53,0 1 70 47,0 223,0 47,0 1 55 41,0 209,0 41,0 1 40 35,0 195,0 35,0 1 25 29,0 181,0 29,0 1 10 23,0 167,0 23,0 95 17,0 153,0 17,0 80 11,0 139,0 11,0 65 5,0 2009 125,0 2010 2011 LTS 2012 5,0 2009 50 2010 bloomberg world oil & gas index 2011 LTS 2012 CECE OIL AND GAS SEC IND Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źródło: BDM S.A., Bloomberg Lotos vs modelowa marża rafineryjna [USD/bbl] Lotos vs ropa Brent oraz WTI [USD/bbl] 6 54,0 1 6 13 9,0 54,0 12 8,0 48,0 11 7,0 42,0 10 7,8 48,0 6,8 42,0 36,0 6,8 6,5 6,1 5,6 5,5 5,3 5,6 5,4 4,9 5,4 6,0 36,0 9 4,7 5,0 3 8 4,0 24,0 7 3,0 18,0 6 2,0 12,0 5 6,0 1,0 6,0 4 2009 2009 3 24,0 3,6 3,4 18,0 12,0 3,1 2,7 2,6 2,2 2,0 2,2 1,8 2,0 1,2 5,1 5,0 4,5 4,4 4,4 4,3 4,1 4,1 4,0 4,1 4,0 3,6 3,5 3,3 2,6 2,6 3,8 2,3 2,3 1,2 2010 LTS 2011 2012 marża modelowa [USD/bbl] 3 2010 LTS 2011 Brent [USD/bbl) 2012 WTI [USD/bbl) Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źródło: BDM S.A., Bloomberg RAPORT ANALITYCZNY 16
Lotos vs dyfe erencjał Brent Uraal [USD/bbl] Loto os vs wykorzystanie mocy w amerykaańskich rafineriach 53,0 5 47,0 4 41,0 3 35,0 2 29,0 1 23,0 0 17,0 1 11,0 2 5,0 2009 3 2010 2011 LTS 2012 6 94,0% % 54 4,0 92,0% % 48,0 9% % 42,0 88,0% % 36,0 86,0% % 3 84,0% % 24 4,0 82,0% % 18,0 8% % 12,0 78,0% % 6,0 76,0% % 0 2009 dyferencjał Brentt Ural [USD/bbl, śr. 5D) 74,0% % 2010 LTS 2 2011 20 012 APII Total US Refinery Utilization Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źród dło: BDM S.A., Bloomb berg Lotos vs EUR R/USD Loto os (kapitalizacja oraz EV) vs USD/PLN (skala odwrócona)) 6 1,60 13 200 54,0 1,55 12 000 48,0 1,50 10 800 42,0 1,45 36,0 1,40 3 1,35 24,0 1,30 18,0 1,25 12,0 1,20 2 400 6,0 1,15 1 200 2009 1,10 9 600 8 400 7 200 6 000 2010 2011 LTS 2012 4 800 3 600 0 2009 EUR/USD 2010 MC 2011 EV USD/PLN (skala o odwróc Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źród dło: BDM S.A., Bloomb berg Lotos vs Fed(aktywa)/EBC(aktyywa) Kie erunki zmian ku ursu Lotosu są podobne jak ma to miejsce w przzypadku WIG20 (współczynnik korelacji od d początku 2009 rokku to 66% a beta=1,0). Okresowo więkksze rozbieżności pojjawiają się w stosunku do PKN Orlen, szzybko są jedn nak niw welowane (koreelacja 65%, beeta 0,8). W okrresie 2009 1H 11 kurrs wykazywał dość duże przzywiązanie do kierunku zmiany cen ny ropy. Pow wiązanie osłabłło wraz z ro ozszerzeniem się s dyfferencjału Brent WTI. Kurs akcji spółki można m próbow wać wiąązać także z ku ursem USD/PLN N. Dług spółki nominowany n jeest głó ównie w USD (umocnienie PLN jest pod tym względeem korrzystne dla sp półki). Przez dłługi okres kurss bardzo dobrrze korrelował ze współczynnikiem aaktywów Fed/EBC (podobnie jjak kurrs EUR/USD). Oczekiwanie O ryynku na QE3.0, które ponown nie zwiększyłoby bilaans Fed utrzym mują jednak ce eny aktywów na relatywnie wysokich poziomach.. 61,0 1,60 54,0 1,50 47,0 1,40 4 1,30 33,0 1,20 26,0 1,10 19,0 1,00 12,0 5,0 2009 0,90 2010 2011 LTS 2012 FED/EECB Assets Źródło: BDM S.A., Bloomberg RAPORT A ANALITYCZNY 17 1
NA TLE PKN ORLEN Lotos, MC: 3 408 mln PLN PKN Orlen, MC: 16 257 mln PLN 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 Przychody [mln PLN] 16 295 14 321 19 663 29 260 Przychody [mln PLN] 79 533 67 928 83 547 106 973 EBITDA [mln PLN] 169 735 1 451 1 694 EBITDA [mln PLN] 888 3 659 5 546 4 446 EBITDA LIFO [mln PLN] 781 287 1 033 703 EBITDA LIFO [mln PLN] 2 730 2 507 4 138 2 097 marża EBITDA LIFO 4,8% 2,0% 5,3% 2,4% marża EBITDA LIFO 3,4% 3,7% 5,0% 2,0% EBITDA skoryg LIFO [mln PLN]* 853 323 1 116 872 EBITDA skoryg LIFO [mln PLN]* 5 081 2 482 4 236 3 477 marża EBITDA skoryg. LIFO 5,2% 2,3% 5,7% 3,0% marża EBITDA skoryg. LIFO 6,4% 3,7% 5,1% 3,3% EBIT [mln PLN] 146 450 1 061 1 086 EBIT [mln PLN] 1 603 1 097 3 123 2 066 EBIT LIFO [mln PLN] 466 2 643 94 EBIT LIFO [mln PLN] 239 55 1 715 283 Zysk netto [mln PLN] 454 901 679 649 Zysk netto [mln PLN] 2 505 1 309 2 371 2 363 Aktywa [mln PLN] 12 320 15 216 17 727 20 423 Aktywa [mln PLN] 46 976 49 088 51 150 58 731 KW [mln PLN] 5 522 6 809 7 499 7 781 KW [mln PLN] 17 813 19 038 21 628 24 534 Dług netto [mln PLN] 3 465 5 666 6 351 7 473 Dług netto [mln PLN] 12 549 10 263 7 847 7 589 Dług netto/ebitda LIFO 4,4 19,7 6,1 10,6 Dług netto/ebitda LIFO 4,6 4,1 1,9 3,6 CF operacyjny [mln PLN] 315 695 883 902 CF operacyjny [mln PLN] 3 617 5 162 6 110 761 CF inwestycyjny [mln PLN] 1 700 3 334 1 056 847 CF inwestycyjny [mln PLN] 4 385 2 527 2 920 1 497 P/E 3,8 5,0 5,3 P/E 12,4 6,9 6,9 EV/EBITDA 40,6 12,3 6,7 6,4 EV/EBITDA 32,4 7,2 4,3 5,4 EV/EBITDA LIFO 8,8 31,6 9,4 15,5 EV/EBITDA LIFO 10,6 10,6 5,8 11,4 P/BV 8,1 28,1 8,7 12,5 P/BV 5,7 10,7 5,7 6,9 Segment rafineryjny Segment rafineryjny Sprzedaż [mln PLN] 12 773 10 901 15 437 23 717 Sprzedaż [mln PLN] 46 033 35 265 45 479 58 476 Sprzedaż [tys t] 7 549 7 599 8 761 9 930 Sprzedaż [tys t] 30 128 28 805 29 445 30 378 EBITDA [mln PLN] 107 603 1 261 1 532 EBITDA [mln PLN] 889 2 412 3 731 3 333 EBITDA LIFO [mln PLN] 505 155 843 541 EBITDA LIFO [mln PLN] 835 1 382 2 374 1 092 Przerób ropy [tys t] 6 203 5 462 8 096 9 165 Przerób ropy [tys t] 28 311 27 356 28 083 27 783 Sprzedaż [tys t]: 7 549 7 599 8 761 9 930 Sprzedaż [tys t]: 30 129 28 805 29 444 30 378 ON [tys t] 3 023 3 746 4 107 4 745 ON [tys t] 11 663 11 708 12 257 12 967 Benzyna [tys t] 1 339 1 312 1 453 1 446 Benzyna [tys t] 7 843 7 758 7 464 7 301 LOO [tys t] 339 330 388 403 LOO [tys t] 969 854 847 703 Jet [tys t] 492 365 251 457 Jet [tys t] 1 067 738 763 831 COO [tys t] 492 365 251 457 COO [tys t] 2 755 2 498 2 869 3 169 Inne [tys t] 1 865 1 481 2 311 2 422 Inne [tys t] 5 832 5 249 5 244 5 407 Struktura: Struktura: ON 4% 49,3% 46,9% 47,8% ON 38,7% 40,6% 41,6% 42,7% Benzyna 17,7% 17,3% 16,6% 14,6% Benzyna 26,0% 26,9% 25,3% 24,0% LOO 4,5% 4,3% 4,4% 4,1% LOO 3,2% 3,0% 2,9% 2,3% Jet 6,5% 4,8% 2,9% 4,6% Jet 3,5% 2,6% 2,6% 2,7% COO 6,5% 4,8% 2,9% 4,6% COO 9,1% 8,7% 9,7% 10,4% Inne 24,7% 19,5% 26,4% 24,4% Inne 19,4% 18,2% 17,8% 17,8% Marża modelowa [USD/bbl]** 9,6 3,5 4,3 3,4 Marża modelowa [USD/bbl]** 9,3 4,6 5,3 3,8 EBITDA LIFO [USD/bbl]*** 3,8 0,9 4,3 2,5 EBITDA LIFO [USD/bbl]*** 1,6 2,1 3,6 1,6 Segment detaliczny Segment detaliczny Sprzedaż [mln PLN] 3 676 3 534 4 247 5 345 Sprzedaż [mln PLN] 22 480 23 688 27 037 34 037 Wolumen [tys t] 889 953 994 1 039 Wolumen [tys t] 5 690 6 713 7 025 7 345 Sieć stacji w Polsce [eop] 355 304 324 369 Sieć stacji w Polsce [eop] 1 803 1 747 1 714 1 748 Sieć stacji ogółem [eop] 355 304 324 369 Sieć stacji ogółem [eop] 2 678 2 640 2 601 2 696 EBITDA [mln PLN] 36 104 63 10 EBITDA [mln PLN] 997 1 234 1 146 773 Sprzedaż/stację [mln PLN] 10,4 11,6 13,1 14,5 Sprzedaż/stację [mln PLN] 8,4 9,0 10,4 12,6 Wolumen/stację [tys t] 2,5 3,1 3,1 2,8 Wolumen/stację [tys t] 2,1 2,5 2,7 2,7 EBITDA/stację [mln PLN] 0,10 0,34 0,20 3 EBITDA/stację [mln PLN] 0,37 0,47 0,44 0,29 Segment wydobywczy Sprzedaż [mln PLN] 382 235 327 582 Wydobycie ropy [tys t] 257 176 187 227 EBITDA [mln PLN] 214 47 85 142 Segment wydobywczy Segment petrochemiczny Segment petrochemiczny Sprzedaż [mln PLN] 10 935 8 877 10 953 14 313 Wolumen [tys t] 4 715 4 819 4 733 5 068 EBITDA [mln PLN] 1 327 609 1 223 1 892 EBITDA LIFO [mln PLN] 1 447 486 1 172 1 784 Marża petrochemiczna [EUR/t] 735 547 694 705 Źródło: BDM S.A., spółki, Bloomberg; *skorygowana o saldo pozostałej działalności operacyjnej; **razem z dyferencjałem (wg danych przedstawianych przez spółki) ; *** na baryłkę sprzedaży 18
Lotos i PKN Orlen są ze sobą często porównywane. Skala działalności Orlenu jest prawie 4x większa pod względem przychodów. Obecna kapitalizacja Orlenu jest prawie 5x wyższa od Lotosu. Dług netto spółek jest na podobnym poziomie (Orlen w ostatnich latach zredukował zadłużenie m.in. dzięki sprzedaży udziałów w Polkomtelu). Pod względem osiąganych rentowności EBITDA LIFO (po oczyszczeniu o one offy) spółki odnotowują podobne rezultaty. Działalność rafineryjna Lotosu skupiona jest jedynie na rynku polskim, natomiast Orlen posiada także rafinerie na Litwie oraz w Czechach. W strukturze sprzedaży Orlenu relatywnie nieco więcej jest benzyny, natomiast w przypadku Lotosu oleju napędowego. W zakresie detalu Orlen poza Polską, Litwą i Czechami prowadzi także sieć w Niemczech, natomiast Lotosu skupia się jedynie na rynku polskim. W zakresie działalności poszukiwawczo wydobywczej większymi sukcesami może pochwalić się na razie Lotos, który otrzymał od Skarbu Państwa Petrobaltic. Orlen na razie prowadzi działania poszukiwawcze (złoża konwencjonalne i niekonwencjonalne w Polsce i na Łotwie). Ważną częścią Orlenu jest segment petrochemiczny (produkcja m.in. polichlorku winylu, polietylenu, polipropylenu, etylenu i benzenu). Zmienność kursu Lotosu jest większa niż w przypadku Orlenu, można to tłumaczyć m.in. stosunkowo wysokim zadłużeniem i niską dywersyfikacją działalności. Biorąc pod uwagę wskaźnik EV/EBITDA dla konsensusu prognoz na rok do przodu (taki wynik jest zwykle oczyszczony z potencjalnych one offów, wpływu LIFO czy zmian kursów walut), Lotos od mniej więcej końca 2009 roku jest handlowany z premią w stosunku do Orlenu (0 20%). Wcześniej spółka wyceniana była przez długi czas z dyskontem. Obecnie Lotos wg konsensusu handlowany jest na poziomie EV/EBITDA 13=6,6x, natomiast dla Orlenu jest to 5,9x. Mimo wyraźnych spadków kursów w 1Q 12 są to wartości w obydwu przypadkach powyżej 6,5 letnich średnich. Lotos: konsensus dla EV/EBITDA na 1 rok do przodu PKN: konsensus dla EV/EBITDA na 1 rok do przodu 9,0 68,0 9,0 71,0 8,0 59,0 8,0 63,0 7,0 5 7,0 55,0 6,0 41,0 6,0 47,0 5,0 32,0 5,0 39,0 4,0 23,0 4,0 31,0 3,0 14,0 3,0 23,0 2,0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 5,0 2,0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 15,0 EV/EBITDA (+1 rok) LTS EV/EBITDA (+1 rok) PKN Źródło: BDM S.A., Bloomberg Źródło: BDM S.A., Bloomberg Lotos vs PKN: konsensus dla EV/EBITDA na 1 rok do przodu 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% premia/dyskonto (LTS/PKN) Lotos EV/EBITDA (+1 rok) avg LTS PKN EV/EBITDA (+1 rok) avg PKN Źródło: BDM S.A., Bloomberg 19