lis gru sty lut mar kwi maj cze lip sie wrz paź lis AKUMULUJ (POPRZEDNIA REKOMENDACJA: TRZYMAJ) WYCENA 8,5 PLN 7 MARZEC 05 W 0 roku Lotos odnotował najsłabsze raportowane wyniki w swojej historii na GPW. Spółkę dotknęły zarówno odpisy w segmencie wydobywczym (głównie Yme), jak i przeszacowanie zapasów w obszarze rafineryjnym oraz olbrzymie koszty finansowe (m.in. różnice kursowe). By rozpocząć kolejne zapowiadane inwestycje (DCU, upstream) spółka w wspomogła się emisją akcji, z której pozyskała blisko,0 mld PLN. Dodatkowo środowisko spadających gwałtowanie ceny ropy na przestrzeni / przełożyło się na słaby sentyment do walorów Lotosu względem PKN Orlen (różna ekspozycja podmiotów na upstream oraz większe korzyści Orlenu w downstreamie). Czarę goryczy przelewa wypadnięcie z listy spółek wchodzących w skład WIG0. Jednocześnie uważamy, że wyniki pokazały pewne światełko w tunelu. Spółka w zwykle słabym sezonowo kwartale wygenerowała pokaźny oczyszczony rezultat EBITDA (0,7 mld PLN). Wysokie marże rafineryjne (8,9 USD/bbl po lutym najlepszy początek roku od 009) powinny wspierać wyniki Lotosu w downstream ie. Zwracamy uwagę na widoczny w H spadek kosztów jednostkowych w upstreami ie, co pozwala przynajmniej w części niwelować niski poziom cen ropy/gazu. Spółka mogłaby dodatkowo korzystać obecnie na ekspozycji walutowej, co jest jednak ograniczone przez zadłużenie w USD oraz transakcje hedgingowe. Aktualizując nasz model (m.in. dostosowanie cen ropy do bieżącej krzywej forward, uaktualnienie marż na produktach) otrzymaliśmy wycenę akcji spółki na poziomie 8,5 PLN (5,8 PLN poprzednio). Biorąc pod uwagę dzisiejszy kurs, zmieniamy rekomendację z Trzymaj na Akumuluj. Naszym zdaniem spółka, mimo stale towarzyszących jej ryzyk (słaby bilans, niekończące się inwestycje generujące rozczarowujące zwroty), ma szanse dostarczyć nieco pozytywnych zaskoczeń w bieżącym roku (m.in. dostrzegamy miejsce do podniesienia się konsensu w najbliższych miesiącach). Dodatkowo względem naszej poprzedniej rekomendacji dostrzegamy, że część niekorzystnych postrzeganych dotychczas czynników, szczególnie w segmencie wydobywczym, albo odeszła na bok albo jest już w cenach: i) w ostatnich tygodniach doszło do przejęcia Talismana przez Repsol może to tchnąć nowe życie w projekt Yme (zwracamy uwagę na spadek kosztów, które wiązałyby się z zagospodarowaniem złoża; należy też jednak cały czas brać pod uwagę ostateczne zamkniecie projektu), ii) spadek cen ropy i gazu naturalnie infekuje wyniki w segmencie wydobywczym, jednak / pokazał, że spółka jest w stanie ściąć koszty operacyjne, iii) poprzez zmiany w projekcie udało się nieco obniżyć CAPEX na złoże B8 (z drugiej strony projekt ma kolejne - opóźnienia), iv) na półkę odłożono projekt petrochemiczny, który rodził kolejne pytania o finansowanie. Na wrzesień 05 zapowiedziano publikację nowej strategii. Obecna kapitalizacja spółki to,7 mld PLN, przy zadłużeniu netto na koniec 0 5, mld PLN (przy czym spółka ma dług walutowy na,6 mld USD). Wartość zapasów obowiązkowych na koniec wynosiła, mld PLN (na mocy nowych przepisów pomiędzy 05 a końcem 07 roku ich wolumen spadnie o 0%). Spodziewamy się CAPEX-u w 05 na poziomie około,5 mld PLN (0,- 0,5 mld PLN więcej, jeżeli doszłoby do zakupu złóż w Norwegii). Rezultat EBITDA LIFO szacujemy na ok.,8 mld PLN (czyli nieco niżej od rekordowego dotychczas 0 roku - zwracamy uwagę, że makro w rafinerii jest dotychczas nawet lepsze niż w tamtym okresie). Wycena SOTP [PLN] 8,5 Wycena porównawcza [PLN] 7, Wycena końcowa [PLN] 8,5 Potencjał do wzrostu / spadku,0% Koszt kapitału 9,5% Cena rynkowa [PLN] 5, Kapitalizacja [mln PLN] 658,8 Ilość akcji [mln. szt.] 8,9 Cena maksymalna za 6 mc [PLN]* 7,6 Cena minimalna za 6 mc [PLN]*, Stopa zwrotu za mc* -0,8% Stopa zwrotu za 6 mc* -,% Stopa zwrotu za 9 mc* -6,0% Struktura akcjonariatu: Skarb Państwa 5,% Pozostali,6% * Wyliczenia skorygowane o prawa poboru 0 P 06P 07P Przychody [mln PLN] 07 8 559 8 50 67 5 8 6 0 EBITDA raportowana [mln PLN] 975 809-58 067 06 87 EBITDA skoryg.* [mln PLN] 99 787 5 067 06 87 EBITDA LIFO skoryg.* [mln PLN] 97 6 97 8 906 757 Krzysztof Pado pado@bdm.com.pl tel. (0-) 08-- Dom Maklerski BDM S.A. ul. -go Maja, 0-096 Katowice EBIT raportowany [mln PLN] 08 67-9 5 09 Zysk netto raportowany [mln PLN] 98 9-66 57 8 707 Dług netto [mln PLN] 6 68 5 686 5 87 5 77 5 56 765 6,0 Lotos WIG znormalizowany P/BV 0, 0, 0,6 0,5 0,5 0,5,0 P/E,5 8,0-8, 5,6 6,6 8,0 EV/EBITDA 9,7, - 5,0,9 5,,0 EV/EBITDA skoryg*,9,, 5,0,9 5, EV/EBITDA LIFO skoryg.*,8 7,7 8, 5,7 5, 5, EV/EBIT 0,6 5,8-7,9 7,6 8,6 *wynik skorygowany o saldo z pozostałej działalności operacyjnej Wykres skorygowany o prawa poboru 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 9 października 005 roku w sprawie informacji stanowiących rekomendacje dotyczące instrumentów finansowych lub ich emitentów znajdują się na ostatniej stronie Raportu.
SPIS TREŚCI: WYCENA I PODSUMOWANIE... WYCENA SEGMENTU RAFINERII I DETALU (DOWNSTREAM)... WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM)...7 WYCENA PORÓWNAWCZA...9 EMISJA AKCJI...0 SYTUACJA NA RYNKU RAFINERYJNYM... WYNIKI KWARTALNE... PROGNOZA WYNIKÓW...8 DANE FINANSOWE...
WYCENA I PODSUMOWANIE Wycena spółki Lotos powstała w oparciu o SOTP. Dokonaliśmy osobnej wyceny działalności rafineryjno-detalicznej (downstream) oraz poszukiwawczo-wydobywczej (upstream) w oparciu o modele zdyskontowanych przepływów pieniężnych (DCF/NPV). Wycena metodą DCF na lata 05-0 sugeruje wartość segmentu rafineryjnodetalicznego na poziomie 8, PLN (wycena segmentu uwzględnia cały dług spółki). Natomiast wycena poszczególnych projektów wydobywczych (Polska, Litwa, Norwegia) wraz z aktywem podatkowym uzyskanym w Norwegii, sugeruje wartość segmentu upstream na poziomie 0, PLN. Wycena końcowa akcji spółki wynosi 8,5 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 00% 8,5 - Rafineria i detal 8, - Upstream 0, Wycena metodą porównawczą 0% 7, Wycena akcji Lotosu [PLN] 8,5 Źródło: BDM S.A. Prognoza podstawowych danych Podstawowe dane: 00 0 0 P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Brent [usd/bbl]* 79,5,,6 08,6 99, 57,0 6, 68, 7, 7,7 75,9 75,9 75,9 76,7 76,7 Ural [usd/bbl] 78, 09, 0, 07,6 97, 56,0 6, 67, 70, 7,7 7,9 7,9 7,9 75,7 75,7 Dyferencjał [usd/bbl],,7,,0,7,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0 Marża modelowa [USD/bbl]** b.d. b.d. 8,6 5,8 6, 7, 6, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, Gaz NBP UK [usd/mmbtu]* 6,6 9,0 9,5 0,6 8, 6,9 6,9 7,0 7, 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8 7,8 USD/PLN (średni),0,96,6,6,5,7,75,75,7,69,6,6,6,6,6 USD/PLN (eop),96,,0,0,5,7,75,75,7,69,6,6,6,6,6 Cena produktów [USD/t]: Benzyna 7 985 07 987 95 59 6 66 688 705 7 7 7 70 70 ON 696 96 985 9 86 55 60 6 65 665 68 68 68 689 689 COO 60 6 59 58 75 0 7 57 7 87 87 87 9 9 Marża na produktach [USD/t]***: Benzyna 9 89 6 65 60 7 5 8 7 9 8 8 9 9 ON 9 8 0 0 5 05 06 07 08 08 08 08 08 COO -60 - -7 - - -57-75 -80-8 -85-87 -87-87 -88-88, *prognozy na bazie krzywej kontraktów forward ** od obliczenia własne na podstawie notowań z Bloomberga (uwzględnia dyferencjał), ***cena z notowań NWE Brent (t =7,57 bbl) Lotos: modelowa marża rafineryjna [USD/bbl] Kurs Lotosu na tle PKN oraz WIG 5,0,5,0 0,5 9,0 7,5 6,0,5,0,5 60 55 50 5 0 5 0 5 0 mar maj lip wrz lis sty 5 58000 56500 55000 5500 5000 50500 9000 7500 6000 LTS PKN WIG (skala prawa) Źródło: BDM S.A., LTS: kurs skoryg. o prawa poboru, PKN: kurs skoryg. o dywidendę
WYCENA SEGMENTU RAFINERII I DETALU (DOWNSTREAM) Wycenę metodą DCF otrzymaliśmy prognozując w horyzoncie 0-letnim free cash flows, a następnie dyskontując je średnim ważonym kosztem kapitału (WACC). Koszt kapitału własnego został oszacowany na podstawie rentowności 0-letnich obligacji skarbowych (,0%), premii za ryzyko rynkowe oraz współczynnika beta na poziomie,. Główne założenia modelu: Prognozę ceny ropy Brent oparto o krzywą forward z notowań na NYMEX. Długoterminowy dyferencjał Brent Ural przyjęto na poziomie,0 USD/bbl. Założenie dotyczące przychodów i marż poszczególnych segmentów przedstawiono w osobnych tabelach. Zakładany wzrost EBIT LIFO w 05/6 vs 0 ma swoje źródło głównie w niższych kosztach przerobu (zużycia własne oraz koszty gazu) oraz korzystniejszemu kursowi USD/PLN. W kolejnych latach cena ropy w naszym modelu rośnie wraz z krzywą notowań forward (77 USD/bbl w długim terminie). Modelowe zużycia własne to,% (przy rocznym przerobie na poziomie 70 mln bbl daje to blisko mln bbl rocznie). Wycena uwzględnia przeprowadzenie przez spółkę inwestycji w instalację opóźnionego koksowania (DCU) i instalacje towarzyszące (niesie to za sobą zmianę struktury uzysków sprzedawane z ujemną marżą ciężki olej opałowy i asfalt zastąpione głównie przez olej napędowy oraz koks). W modelu przyjęto, że instalacje w pełni będą kontrybuować do wyników od 8 (harmonogram przedstawiony przez spółkę w prospekcie zakłada oddanie od eksploatacji w 8). CAPEX w okresie rezydualnym jest równy amortyzacji z 0 roku. W okresach co lata uwzględniono przestój remontowy w rafinerii (kolejny 07). Prognozę cen produktów a tym samym marż przerobowych sporządzono na bazie własnego modelu opartego na cenie ropy. W kilkuletniej perspektywie głównym czynnikiem wpływającym na poziom marż powinien być bilans zamknięć rafinerii w Europie vs wzrost mocy w innych częściach świata (opierających się o dostęp do tańszego surowca czy niższe koszty związane z wynagrodzeniami lub ochroną środowiska). W krótkim terminie marże fluktuują pod wpływem czynników sezonowych (popyt na paliwa, okresy remontów), losowych (awarie dużych jednostek, zdarzenia pogodowe) lub trudnych do przewidzenia (strajki). Dług netto dotyczy całej spółki na koniec 0 roku (5, mld PLN) dodatkowo został on skorygowany (+0,6 mld PLN) wg kursu USD/PLN z dnia wyceny (,90). Wycena uwzględnia odkup 0% zapasów obowiązkowych przez państwo (zmniejszenie podstawy obowiązku z 76 dni do 5 dni) w latach 05-7. Zakładamy, że koszty związane z wprowadzeniem opłaty zapasowej zostaną przerzucone na odbiorców. Efektywną stopa podatkowa dla segmentu przyjęliśmy na poziomie 9%. Wzrost wolnych przepływów pieniężnych (FCF) po okresie szczegółowej prognozy ustaliliśmy na poziomie,0%. Do obliczeń przyjęliśmy 8,9 mln akcji. Końcowa wartość w przeliczeniu na jedną akcję jest wyceną na dzień 7 marca 05 roku. Metoda DCF dała wartość segmentu downstream, skorygowanego o dług netto całej spółki, na poziomie, mld PLN. W przeliczeniu na akcję daje to wartość 8, PLN.
Model DCF dla działalności rafineryjnej i handlu 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 968 5 0 6 080 8 86 9 5 9 609 8 8 9 68 9 98 0 0 EBIT [mln PLN]* 6,6 98,6 66, 995,9,8 085,9 869,9 07,9 0, EBIT LIFO [mln PLN]* 09,8 0, 59, 90, 09, 058,0 877, 0,8 06,6 0,7 Stopa podatkowa 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% 9,0% Podatek od EBIT [mln PLN] 5,9 7,7 5,9 89,, 06, 65, 97, 96,5 96, NOPLAT [mln PLN]* 08,6 970,9 56,6 806,7 908,6 879,6 70,6 80,7 87,6 86, Amortyzacja [mln PLN] 65,5 65, 6,5 5,0 605,6 589,6 58,8 577,9 57, 57, CAPEX [mln PLN] -876,9-0 -770, -50,8-80,7-79,7-575, -57,8-575,9-57, Inwestycje w kapitał obrotowy [mln PLN]* 5,9 55,9 6,8-80,8,0 6,, -9,9-8,0-6,9 FCF [mln PLN] 96, 9,8 7,6 708,0 77,5 995,6 8,5 80,9 798,0 769,9 DFCF [mln PLN] 87,,6 8, 59, 80,9 60, 79, 8, 88,8,6 Suma DFCF [mln PLN] 5 09,5 Wartość rezydualna [mln PLN] 9 88,0 wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym:,0% Zdyskontowana wart. rezydualna [mln PLN] 088,5 Wartość firmy EV [mln PLN] 9 98,0 Dług netto [mln PLN]** 5 9,9 Wartość kapitału[mln PLN] 65,0 Ilość akcji [mln szt.] 8,9 Wartość kapitału na akcję [PLN] 8, *NOPLAT obliczony na podstawie EBIT, kapitał obrotowy oczyszczony z wyceny zapasów (wycena zapasów ujęta jest w wyniku EBIT), EBIT LIFO podany dla celów porównawczych, **skorygowany wg kursu z dnia wyceny Przychody zmiana r/r -8,% 8,9%,% 8,%,8%,% -,6%,9%,0% 0,% EBIT zmiana r/r - -0,% -,7% 50,%,6% -,% -9,9% 9,% -0,% -0,% FCF zmiana r/r 0,9% -57,7%,% 9,% 66,% -5,5% -7,% -,5% -0,7% -,5% Marża EBITDA 7,8% 6,6%,% 5,% 5,9% 5,7% 5,0% 5,% 5,% 5,% Marża EBIT 5,8%,8%,5%,5%,8%,7%,0%,5%,%,% Marża NOPLAT,7%,9%,%,9%,%,0%,%,8%,8%,8% CAPEX / Przychody,8%,8%,0%,%,%,6%,0%,9%,9%,9% CAPEX / Amortyzacja 88,% 58,0% 66,9% 65,8% 6,9% 8,% 98,9% 99,5% 00,% 00,6% Zmiana KO / Przychody -,% -0,6% -0,9%,0% -0,% % -0,% 0,% 0,% 0,% Zmiana KO / Zmiana przychodów,9% -7,6% -,%,% -,% -,7%,8%,8%,7% 0,% Źródło: BDM S.A. Kalkulacja WACC 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Stopa wolna od ryzyka,00%,00%,00%,00%,00%,00%,00%,00%,00%,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,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0 Premia kredytowa,50%,50%,50%,50%,50%,50%,50%,50%,50%,50% Koszt kapitału własnego 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% Udział kapitału własnego 6,9% 66,9% 7,0% 76,% 80,8% 85,% 88,7% 9,6% 96,5% 0% Koszt kapitału obcego po opodatkowaniu,5%,5%,5%,5%,5%,5%,5%,5%,5%,5% Udział kapitału obcego 6,%,% 9,0%,9% 9,%,8%,% 7,%,5% % WACC 7,7% 7,8% 8,0% 8,% 8,5% 8,8% 8,9% 9,% 9,% 9,5% Źródło: BDM S.A. 5
Wrażliwość modelu DCF: beta / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym -,00% -,00% -,00% 0%,00%,00%,00%,00% 5,00% 0,7 8, 0,, 6,9,7 8, 7,6 6, 88,9 0,8 5,9 8,0 0,5,6 7,6,0 0,5 5,7 70,5 beta 0,9,0 5,8 8,0 0,7, 8,5,6, 57,,0,,8 5,7 8,0,0,7 9,7 6,8 7,, 0,5,9,6 5,7 8,, 5,6, 9,5, 9,0 0,,8,5 5,7 8,5,0 6,7,, 7,6 8,7,6,5 5,9 8,9,8 8, Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / wzrost lub spadek FCF w okresie rezydualnym wzrost / spadek FCF w okresie rezydualnym -,00% -,00% -,00% 0%,00%,00%,00%,00% 5,00% %,9 6,7,0 5,8 6,8 86, 8, 6, 77, %,7 8,, 8,0 5,9 57,5 76,, 08, Premia za ryzyko % 9,0,5,5 8,,5 0,6 50,9 67,5 98,5 %, 6, 8,,,7 9, 5,7,9 59,6 5% 0,5,9,6 5,7 8,, 5,6, 9,5 6% 7, 8, 9,7,, 5, 8,, 7, 7%,5 5, 6, 7,6 9,0 0,7,8 5,5 8,9 Źródło: BDM S.A. Wrażliwość modelu DCF: premia za ryzyko / beta Beta 0,7 0,8 0,9,0,,,,,5 % 7, 7,8 69, 67,0 6,8 6,7 60,7 58,7 56,9 % 58,7 55, 5,8 8,7 5,9, 0,8 8,6 6, Premia za ryzyko % 7,, 9,7 6,,5 0,8 8, 6,, % 8,6,5 0,8 7,6,7, 9,8 7,7 5,7 5%,7 7,6,,0 8, 5,7,5,5 9,7 6% 6,, 8,7 5,7, 0,8 8,7 6,8 5, 7%,6 7,7,,5 9,0 6,8,9,,6 Źródło: BDM S.A. 6
WYCENA SEGMENTU WYDOBYWCZEGO (UPSTREAM) Dokonaliśmy czterech wycen cząstkowych segmentu wydobywczego: Norwegia (złoża produkcyjne w ramach aktywa Heimdal, aktywo podatkowe), Litwa (Geonafta), Polska (szelf Morza Bałtyckiego: złoża B, B8). Ze względu na zbyt wiele niewiadomych w modelu nie uwzględniamy obecnie projektu B/B6 (w poprzedniej rekomendacji był on ujęty). Dla kalkulacji kosztu kapitału przyjęto takie same założenia jak w segmencie downstream, przy czym teoretyczny udział kapitału własnego ustalono na 00% (uważamy, że nawet jeśli projekty w części finansowane są długiem to jego koszt jest wyższe niż w przypadku działalności rafineryjnej). Ceny ropy/gazu przyjęto na takich samych poziomach jak w przypadku segmentu downstream. Główne założenia modelu: W wycenie ujęto zasoby P (pewne i prawdopodobne) dla Norwegii, Litwy i złóż B/B8. Przyjęto, że komercyjna produkcja ze złoża B8 ruszy w połowie 06 roku (w H 6 uwzględniamy minimalną produkcję testową). Jedyną wartość aktywów polskich stanowią projekty B/B8. Przy prognozowaniu przyszłych przepływów (szczególnie od strony kosztowej) posłużyliśmy się głównie danymi przedstawionymi w załączniku do prospektu emisyjnego. Przypominamy, że dla złóż B/B6 spółka nie przedstawiła w zasadzie żadnych szczegółowych założeń. Założono wydobycie do wyczerpania obecnych zasobów P ze wszystkich złóż. Wycena uwzględnia zdyskontowaną wartość rezerw na likwidację według wartości bilansowych (także dla złoża Yme, co ujęliśmy przy wycenie tarczy podatkowej). Przyjęto, że realizowana cena sprzedaży ropy będzie równa ropie Brent (BFOE) a benchmark dla ceny gazu stanowi cena z brytyjskiego hubu NBP (National Balancing Point). Przy wycenie projektu Heimdal uwzględniono rozliczenie aktywa podatkowego, co implikuje zerową stawkę podatku od tego złoża. Wycena uwzględnia bieżącą wartość pozostałego (po wykorzystaniu części tarczy przez projekt Heimdal) aktywa podatkowego - założono teoretyczny zakup kolejnego złoża w Norwegii na koniec 06 roku i 5-letni okres eksploatacji (wyliczeń dokonano jedynie na potrzeby wyceny i nie są one uwzględnione w prognozach skonsolidowanych). Teoretycznie spółka powinna dokonać zakupu działającego złoża po wartości odpowiadającej NPV znajdującej się w nim do wydobycia ropy (uwzględniając pewne dyskonto za ryzyko zmian cen ropy). Taka sytuacja ma charakter win-win dla obu stron transakcji (sprzedający otrzymuje gotówkę, Lotos rozlicza aktywo podatkowe, nie płacąc podatku od wydobywanej ropy). Zwracamy uwagę, że aktywo podatkowe nie wygasa w czasie. W przypadku zasobów polskich założono obłożenie produkcji od 00 roku dodatkowymi podatkami (% stawki od przychodów oraz,5%-5,0% cash flow tax, który umożliwi odliczenie wydatków). Wycena nie uwzględnia niezagospodarowanych aktywów (złoża B, B/B6) czy aktywów poszukiwawczych. Do obliczeń przyjęliśmy 8,9 mln akcji. Końcowa wartość przypadająca na jedną akcję jest wyceną na dzień 7 marca 05 roku. Otrzymaliśmy wartość segmentu upstream na poziomie,9 mld PLN. W przeliczeniu na akcję daje to wartość 0, PLN. Segment wydobywczy podsumowanie wyceny DCF Podsumowanie mln PLN PLN/akcję Norwegia Heimdal 7, 0,7 Norwegia aktywo podatkowe likwidacja Yme 7,5,6 Litwa 55,0 0, Polska 8,0 6,8 suma 90,7 0, Źródło: DM BDM S.A. 7
Model DCF (segment wydobywczy) Norwegia 05P 06P 07P 08P 09P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 98,5 95, 60, 8,0 80, Wydobycie ropy [mln bbl] 0, 0, 0, 0, 0, Wydobycie gazu [mln t] 6,5 0,5 75, 67,0 6,5 EBITDA [mln PLN] 60,7 5,0 99,0 9, 5, EBIT [mln PLN] -7,9-5, 6, 0,6 8,8 Podatek od EBIT[mln PLN] NOPLAT [mln PLN] -7,9-5, 6, 0,6 8,8 Amortyzacja [mln PLN] 08,6 0, 9,6 8,8,6 CAPEX [mln PLN] -, -, -, FCF [mln PLN] 8, 0,5 86,5 9, 5, DFCF [mln PLN] 8,0 87, 67, 66,,9 WACC 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% Suma DFCF [mln PLN] 9, Rezerwy na likwidację [mln PLN] 65, Wartość złóż [mln PLN] 7, Ilość akcji [mln szt.] 8,9 Wartość na akcję [PLN] 0,7 Litwa 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P 07P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 5,8 0,9 9,5,7 8, 50,7 50,7 50,7 5, 5, 9, Wydobycie ropy [mln bbl] 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0, EBITDA [mln PLN] 6,7 9,0 6, 50,9 5,5 57,5 57,5 57,5 58,9 58,9 6, EBIT [mln PLN] -8,7-5,5, 7,,,8 5, 5,7 7,6 8,0 0,9 Podatek od EBIT[mln PLN] -,8-0,8 0,,,7,,,,6,7,6 NOPLAT [mln PLN] -5,9 -,7,8 6, 9,7,6,0, 5,0 5, 9, Amortyzacja [mln PLN] 5,,5,0,6,,7,,7, 0,8 5, CAPEX [mln PLN] -,0-5,6-7, -9, -,0 -,7 -, -,7 -, -0,8-5, FCF [mln PLN] -,6, 8, 0,6,9,6,0, 5,0 5, 9, DFCF [mln PLN] -,,6 6,5 7,5 7,7 7,5 7,0 6,6 6,7 6,,9 WACC 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% Suma DFCF [mln PLN] 69, Rezerwy na likwidację [mln PLN], Wartość złóż [mln PLN] 55,0 Ilość akcji [mln szt.] 8,9 Wartość na akcję [PLN] 0, Polska 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P 0P Przychody ze sprzedaży [mln PLN] 6,8 55, 867, 865,0 85,5 8,9 80, 77,9 750,6 7, 59, Wydobycie ropy/kondensatu [mln bbl],,,,,,9,8,7,6,5, Wydobycie gazu [mln m] 7,,7, 0, 9,0 7,9 6,8 5,7,7,7 8,8 EBITDA [mln PLN] 77,6,0 558, 559,7 55,6 59, 509,5 80,9 6,,6 06, EBIT [mln PLN],7 5,7,6 9, 7, 8,5 9, 69, 5,8, 5,8 Podatek od wydobycia węglowodorów [mln PLN] 7,7 6,,5,,7 0,8 Podatek od EBIT[mln PLN] 8,5 9, 80, 8,6 8, 79,5 7,7 70, 67, 6,9 9, NOPLAT [mln PLN] 6, 5,, 7,7 5,9 9, 7,5 5,5, 6,6,6 Amortyzacja [mln PLN],9 88, 5,6 0, 5,5 0,7 6,,7 07,5 0, 5,6 CAPEX [mln PLN] -60, -76,6-5,6-97,8-8,8-79,7-76,7-7,7-7,0-68, -,0 FCF [mln PLN] -55, 7,0, 80, 88,6,,0 9,5 8 6,8, DFCF [mln PLN] -98,0, 65,6 69,5 5,5 96, 68,, 6,0 07,6 8,8 WACC 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% 9,50% Suma DFCF [mln PLN],6 Rezerwy na likwidację [mln PLN] 8,6 Wartość złóż [mln PLN] 8,0 Ilość akcji [mln szt.] 8,9 Wartość na akcję [PLN] 6,8 Norwegia aktywo podatkowe 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P Wydobycie ropy [tys bbl/d] 5,0 5,0 5,0 5,0 0,6 Wydobycie ropy [mln bbl/rok] 0 0,8,8,8,8 0, Brent [USD/bbl] 6, 68, 7, 7,7 75,9 75,9 Opex [USD/bbl] EBITDA [mln USD] 69,9 75, 79,8 8,8 9,9 Teoretyczny podatek [mln USD] 5,5 58,7 6, 65, 7,7 Podatek odzyskany z tarczy podatkowej [mln PLN] 0,5 8,9 9,5 8, 8, DFCF [mln PLN] 58,7 55, 8,6 0,7 5, WACC 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% 9,5% Suma DFCF [mln PLN] 68, Wartość aktywa podatkowego [mln PLN] 68, Rezerwa na likwidację Yme [mln PLN] 6,8 Ilość akcji [mln szt.] 8,9 Wartość na akcję [PLN],6 Źródło: DM BDM S.A. 8
WYCENA PORÓWNAWCZA Wyceny porównawczej dokonaliśmy w oparciu o konsensus rynkowy dla prognoz na lata 05-07 dla spółek rafineryjnych z regionu CEE. Analizę oparto na wskaźnikach P/E oraz EV/EBITDA. Dla każdego roku przyjęliśmy wagę równą %. Porównując wyniki Lotosu ze wskaźnikami innych spółek otrzymaliśmy wartość spółki na poziomie 5,0 mld PLN mln PLN, co odpowiada 7, 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 mocno fluktuuje, iii) istnieją różnice pomiędzy lokalnymi przepisami prawa w kwestii np. zapasów obowiązkowych), przyjmujemy udział wyceny porównawczej w końcowej wycenie na poziomie 0%. W ostatnich kilku latach (gdy cena ropy oscylowała w okolicy 00 USD/bbl) spółki o dużej kontrybucji upstream u do wyniku operacyjnego były wyceniane wyraźnie niżej niż spółki oparte na downstreamie. Obecnie ta zależność uległa zatarciu przynajmniej na rynku globalnym (OMV i MOL pozostają wyceniane relatywnie nisko). Zwracamy uwagę, że wraz ze wzrostem udziału upstream u w strumieniu EBITDA (od 06/7 roku, kiedy do wyników ma kontrybuować wydobycie z B8) Lotos coraz mocniej będzie ewoluować w kierunku spółki wydobywczej. Wycena porównawcza P/E EV/EBITDA 05P 06P 07P 05P 06P 07P Orlen (Polska, D) 0,9 0,5 9,7 5,6 5,5 5, MOL (Węgry, D/U),0 9, 6,7,8,, OMV (Austria, D/U) 6,5 9, 7,7,8,0,7 Tupras-Turkiye (Turcja, D) 0, 8,6 7,9 7, 6, 5,9 Mediana,5 9, 7,8,7,, Lotos (D/U) 8, 5,6 6,6 5,0,9 5, Premia/dyskonto -9,0% -9,% -5,% 7,6%,5%,7% Wycena akcji wg wskaźnika [PLN] 5,5,6 9,8, 9,5 6, Waga roku % % % % % % Wycena akcji wg wskaźników [PLN] 5,6 9,0 Waga wskaźnika 50% 50% Wycena końcowa akcji [PLN] 7,, D=Downstream, U=Upstream Porównanie wskaźnika EV/EBITDA 6 i mediana dla poszczególnych grup spółek 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0,0,0,0,0 EV/EBITDA'6 mediana, mediana dla kolejno: ) PKN/Tupras, ) OMV/MOL, ) spółki zintegrowane, ) rafinerie UE/USA, 5) spółki poszukiwawczo-wydobywcze 9
'0 '0 '05 '05 '06 '06 '07 '07 '08 '08 '09 '09 '0 '0 ' ' ' ' ' ' ' ' EMISJA AKCJI W w ramach emisji 55 mln akcji z prawem poboru spółka pozyskała blisko,0 mld PLN. Lotos przedstawił dwa cele emisyjne: realizacja projektu EFRA (poprawa struktury uzysków poprzez instalację DCU planowane oddanie do eksploatacji w 8), kontynuacja prac nad zagospodarowaniem złóż gazowych B/B6. Szczegółowo planowane projekty opisywaliśmy w poprzedniej naszej rekomendacji z listopada 0. Nadal brakuje jednoznacznej decyzji w sprawie realizacji projektu B/B6 (w prospekcie zakładano, że jej podjęcie planowane jest na przełom / 5) w naszym modelu nie uwzględniamy tego projektu (w poprzedniej rekomendacji projekt był uwzględniony, ale przy założeniu NPV bliskim 0). Zakładany CAPEX na EFRA [mln PLN] Spread diesel ciężki olej opałowy (skala L) vs cena ropy (skala P) [USD/t] 0 700 0 00 970, 600 500 0 00 80 60 66, 6,0 00 00 00 80 60 0 0 00 0 0,9,0 0 05 06 07 08 0 spread Brent 0 Źródło: BDM S.A., spółka Cena gazu w Europie Zachodniej [USD/mnBtu] Cena ropy Brent [USD/bbl] 8,0 6,0,0,0 8,0 6,0,0 0 9 8 7 6 5 0
SYTUACJA NA RYNKU RAFINERYJNYM Modelowa marża rafineryjna Lotosu z dyferencjałem [USD/bbl] porównanie r/r 5,0,5,0 0,5 9,0 7,5 6,0,5,0,5 Głównym wydarzeniem H roku był przede wszystkim mocny spadek cen ropy, który przyspieszenia nabrał po decyzji OPEC o braku cięć w produkcji. Od początku 05 roku cena baryłki Brent porusza się w przedziale 50-60 USD/bbl. Warto zwrócić uwagę, że amerykańska produkcja nadal rośnie r/r (w tempie ok.,0-, mln bbl/d obecnie 9, mln bbl/d), mimo że ograniczono wyraźnie liczbę aktywnych wiertni (przełożenie na produkcję spodziewane jest w H 5). Kolejne posiedzenie OPEC planowane jest na początek czerwca. Niskie ceny ropy sprzyjają marżom rafineryjnym (niższe koszty przerobu własnego). Dodatkowo produkcję w zakładach w USA na początku roku ograniczył strajk pracowniczy (teoretycznie największy od 980 roku, jednak rafinerie radziły sobie zatrudniając pracowników tymczasowych tylko była zamknięta, co związane było i tak z postojem remontowym). Doniesienia z ostatnich dni mówią już jednak o porozumieniu na linii związki koncerny. Strajk mógł mieć wpływ na zachowanie dyferencjału Brent-WTI (im niższy tym lepiej dla europejskich rafinerii) w styczniu oscylował nawet w okolicach zero, by na przełomie lutego/marca dojść do nawet 0 USD/bbl (ograniczenie popytu na WTI). Na przyzwoitym poziomie ok.,5 USD utrzymuje się kluczowy dla polskich spółek dyferencjał Brent Ural. Spoglądając na marże na poszczególnych produktach najbardziej widoczna poprawa r/r jest na ciężkim oleju opałowym, relatywnie korzystnie wygląda także diesel. Po słabszym początku roku odzyskiwać pole zaczął także spread na benzynie. W styczniu marża modelowa Lotosu wyniosła 8,8 USD/bbl a w lutym 9,0 USD/bbl. Rok wcześniej było odpowiednio 5, i 5,5 USD/bbl. Początek marca także wygląda dobrze (w ubiegłym roku marzec był bardzo słaby jedynie, USD/bbl). W modelowa marża wyniosła 5,0 USD/bbl obecnie można spodziewać się 8-9 USD/bbl. Spółka notuje kwartalny przerób ropy na poziomie ok. 7-8 mln bbl. Zwracamy także uwagę, że w średni kurs USD/PLN wynosił jedynie,06 (obecnie ponad 0% wyżej). Ceny gazu na rynkach europejskich są wyraźnie niższe r/r średnia do połowy marca to 7, USD/mmBTU (vs >0 USD/mmBTU w analogicznym okresie roku ubiegłego). Z drugiej strony dołek z ubiegłych wakacji kształtował się w okolicach 6,0 USD/mmBTU (już wtedy ujemna dynamika r/r była wyraźna) wydaje się, że miejsca do spadku (oczywiście przy uwzględnieniu negatywnego czynnika sezonowego) będzie coraz mniej. Po dobrym okresie przełomu roku (bardzo niskie ceny ropy) obecnie spadła rentowność biznesu detalicznego (w większym zakresie przez wzrost kursu USD/PLN niż przez same ceny ropy). Korzystnie dla krajowych producentów wygląda natomiast sytuacja na rynku hurtowym (premia lądowa) szczególnie w przypadku oleju napędowego.
Odsetek wyłączonych/wstrzymanych mocy rafineryjnych w Europie/Afryce Odsetek wyłączonych/wstrzymanych mocy rafineryjnych w USA,0% % 8,0% 6,0%,0%,0% % 8,0% 6,0% 9,0% 7,0% 5,0%,0%,0% 9,0% 7,0% 5,0%,0%,0% Brent [USD/bbl] r/r Dyferencjał Brent WTI [USD/bbl] r/r 0 9 8 7 6 5 8,0,0 6,0,0 8,0,0 -,0 Dyferencjał Brent Ural [USD/bbl] r/r Planowane otwarcia mocy rafineryjnych netto w latach 0-07 [mln bbl/d] 6,0 00 5,0,0,0,0 000 800 600,0 00 -,0 -,0 00 0 05 06 07 08 09 Chiny Bliski Wschód Inne, Neste Oil Cena gazu NBP UK [USD/mmBTU] Źródło: BDM S.A., Valero Spread ceny gazu NBP UK Henry HUB USA [USD/mmBTU] 8,0 5,0 6,0,0,0,0,0 9,0 7,0 8,0 5,0 6,0,0,0,0
Diesel marża [USD/t] Diesel marża [USD/t] r/r 0 8 6 0 8 6 009 00 0 0 9 6 0 7 Benzyna marża [USD/t] Benzyna marża [USD/t] r/r 0 5 0 5 0 5 009 00 0 0 9 5 7 9 5 COO marża [USD/t] r/r Spread ON - COO [USD/t] r/r -0 - -6-9 - -5-8 - 75,0 5 5,0 0 75,0 5 5,0 0 75,0 5 5,0 Benzyna zapasy/popyt w USA [dni] Destylaty zapasy/popyt w USA [dni] 8,0 7,0 6,0 5,0,0,0,0,0 5,0,0 9,0 6,0,0 7,0,0,0, DOE, DOE
Marża rafineryjna Gulf Coast LLS Cracking [USD/bbl] Marża rafineryjna NWE Brent Cracking [USD/bbl],0,0,0 7,0,0,0 8,0 5,0,0 8,0 6,0,0,0 -,0 -,0, średnia 5-dni Benzyna premia lądowa w Polsce [PLN/t], średnia 5-dni ON premia lądowa w Polsce [PLN/t] 500 75 50 5 00 75 50 5 00 500 75 50 5 00 75 50 5 00 Źródło: BDM S.A., obliczenia własne na bazie cen hurtowych PKN Benzyna marża detaliczna [PLN/litr] Źródło: BDM S.A., obliczenia własne na bazie cen hurtowych PKN ON marża detaliczna [PLN/litr] 0,60 0,50 0 0,5 0,5 0,5 0,5 5 0 Źródło: BDM S.A., PKN (cena hurtowa), bankier.pl(cena detaliczna) Dynamika sprzedaży paliw w Polsce r/r ceny stałe Źródło: BDM S.A., PKN (cena hurtowa), bankier.pl(cena detaliczna) Dynamika sprzedaży aut w strefie euro i w Niemczech 5,0%,0% 9,0% 6,0%,0% % -,0% 008 009 00 0 0-6,0% -9,0% -,0% -5,0% 5% % % % % % -% 008 009 00 0 0 -% -% -% Sprzedaż detaliczna paliw stalych, ciekłych i gazowych - ceny stałe Niemcy strefa euro Źródło: BDM S.A., GUS
WYNIKI KWARTALNE Downstream EBITDA LIFO skorygowana* [mln PLN] Downstream marża modelowa [USD/bbl] 70 60 50 0 0 0 0-0 009 00 0 0 0 0,0 8,0 6,0,0,0 Źródło: BDM S.A., spółka, * oczyszczona o saldo PPO/PKO, różnice kursowe oraz przeszacowania zapasów oraz rozpoznanie tanich warstw ropy ujęte w wyniku LIFO (70 mln PLN w, 0 mln PLN w ) Upstream EBITDA skorygowana* [mln PLN] 009 00 0 0 0 0 Źródło: BDM S.A., spółka, do szacunki własne Upstream sprzedaż ropy i gazu [tys boe/d] 8 6 0 8 6 -,0,0 8,0 6,0,0,0 009 00 0 0 0 0 009 00 0 0 0 0 Źródło: BDM S.A., spółka, * oczyszczona o saldo PPO/PKO Przerób ropy kwartalnie [tys ton] Źródło: BDM S.A., spółka, kwartał=90/9/9 dni Struktura uzysków [tys ton] 000 500 000 6 000 5 000 000 500 000 000 000 500 0 000 0 ON/Jet/LOO benzyny ciężki olej opałowy asfalty pozostałe 009 00 0 0 0 0 0 0 0 0 Źródło: BDM S.A., spółka Struktura cen i kosztów w segmencie wydobywczym 0 0 00 80 60 0 0 0 realizowana cena [USD/boe] ropa Brent [USD/bbl] Źródło: BDM S.A., spółka koszty operacyjne [USD/boe] gaz NBP [USD/boe] Źródło: BDM S.A., spółka poprawa wyniku EBITDA w upstreamie związana jest z konsolidację projektu Heimdal; w spółka miała także relatywnie niskie koszty operacyjne (bez amortyzacji) na poziomie około 6 USD/boe (6 USD/boe w ) marża modelowa w wzrosła do 7, USD/bbl z 5,5 USD/bbl rok wcześniej (do,7 PLN/bbl z 6,9 PLN/bbl); oczyszczona EBITDA downstream u wzrosła w ze 6 mln PLN do 6 mln PLN licząc wprost wzrost wyniku na bazie poprawy marży modelowej, przyrost EBITDA powinien być o kilkadziesiąt mln PLN wyższy zwracamy jednak uwagę, że i) mniej korzystna była struktura uzysków (więcej ciężkiego oleju opałowego kosztem asfaltów), ii) w środowisku szybko taniejącej ropy realizowane w rzeczywistości ceny za produkty były niższe niż wskazywały na to benchmarki 5
Wyniki za 0 ' ' zmiana r/r 'P BDM odchyl. 'P kons. odchyl. 0 0 zmiana r/r Przychody ze sprzedaży 7 96,8 6 575,8 -,% 6 57, 0,9% 6 9,7,% 8 559, 8 50,9-0,% EBITDA,0-856,8 - -67,7 8,7% -65, - 809, -58, - EBITDA LIFO 9,7 6,5-96,6% 8,0-96,% 7,0-96,% 85,7 78,0-68,% EBITDA LIFO skoryg.* 5, 05,0-8,% 6, -,% - - 6,0 97,,8% EBITDA LIFO skoryg. ex/fx **,5 8, 6,% 95,7-9,% - - 087, 6, 6,% EBITDA LIFO skoryg. ex/fx przesz.***,5 69, 6,5% 95,7-6,6% 8,6 9, 7,0% EBIT -7, - 07,9 - -8, - -85,5-66,6-9,0 - Zysk (strata) brutto -5,9-50,6 - - 5,8 - - - -58,7 -,7 - Zysk (strata) netto -, - 76, - -985,6 - - 00, - 9, - 66, - Marża EBITDA,5% -,0% -9,5% -%,8% -,0% Marża EBITDA LIFO,6% 0,%,8%,7%,%,% Marża EBIT -0,6% -6,% -,6% -,% 0,6% -,9% Marża zysku netto -0,% -9,% -5,% -5,% 0,% -5,% Źródło: Dom Maklerski BDM S.A., *skoryg=oczyszczona o saldo pozostałej działalności operacyjnej, **ex/fx=wynik oczyszczony dodatkowo o operacyjne różnice kursowe, *** ponadto wynik oczyszczony o odpis na zapasach wg MSR na mln PLN w oraz 7 mln PLN rozpoznanego wyniku na tanich warstwach ropy w 0 roku ( i ) Wyniki raportowane były słabsze od naszych prognoz oraz od konsensusu. W segmencie wydobywczym spółka dokonała odpisów na 66 mln PLN (Heimdal oraz aktywa litewskie). Spółka już wcześniej sygnalizowała, ze takie odpisy się pojawią. Oczekiwaliśmy jednak o połowę mniejszej skali (trudno nam powiedzieć co było ujęte w konsensusie). Znormalizowana EBITDA w upstream ie była zgodna z naszymi założeniami zwracamy uwagę, że w porównaniu z poprzednimi kwartałami 0 roku w końcówce roku spółce udało się ograniczyć koszty operacyjne w tym obszarze do ok. 6 USD/bbl (w całym roku było to ok. USD/bbl vs 6 USD/bbl w 0 roku spadek jest pochodną kontrybucji do wyników aktywów norweskich). W skali całej spółki saldo pozostałej działalności operacyjnej wyniosło -99 mln PLN, w tym mln PLN odpisów w downstream ie (z tego połowa w części detalicznej). Dodatkowo na poziomie EBITDA LIFO rafinerii ujęty jest odpis na zapasach wg MSR na mln PLN (ujmowaliśmy w naszych prognozach 00 mln PLN). Operacyjne różnice kursowe były zgodne z naszymi założeniami (- mln PLN). Oczyszczony o wszystkie te zdarzenia wynik EBITDA LIFO na poziomie skonsolidowanym wyniósłby 69 mln PLN. My zakładaliśmy w takim układzie 96 mln PLN generalnie różnica nie jest duża, prawdopodobnie wynika ona głównie z niedoszacowania efektu, że w środowisku szybko taniejącej ropy realizowane w rzeczywistości ceny za produkty były niższe niż wskazywały na to benchmarki. Efekt LIFO obciążył wyniki raportowane o w sumie 86 mln PLN, przy czym realny efekt LIFO to mln PLN a reszta wynika z odpisu aktualizującego wartość zapasów do cen możliwych do uzyskania wg MSR, który spółka sygnalizowała już wcześniej. Wynik netto obciążany jest przez ujemne saldo finansowe na -0 mln PLN (zakładaliśmy - mln PLN). Spółka wykazała ujemny podatek na - mln PLN (zakładaliśmy -66 mln PLN). Pozytywnie oceniamy przepływy z działalności operacyjnej: +5 mln PLN w. Dług netto (z uwzględnieniem środków z emisji) to 5, mld PLN (6, mld PLN po spadek jest efektem emisji). Zadłużenie z tytułu kredytów i obligacji w USD wynosiło prawie 5,8 mld PLN (ponad,6 mld USD, z czego kredyty związane z programem 0+ to, mld USD). EBITDA za 0 skorygowana EBITDA EBITDA LIFO skoryg Razem -857 69 Segment wydobywczy -8 8 Segment produkcji i handlu -8 7 w tym: detal 0 Pozostałe Korekty konsolidacyjne saldo PPO/PKO -99 efekt LIFO* -86 efekt MSR * - operacyjne FX* - Źródło: Dom Maklerski BDM S.A., spółka, *przypisane do segmentu produkcyjnego Zasoby P ropy i gazu oraz produkcja [mln boe] ' ' ' ' produkcja Polska,6 0, 0, Norwegia* 9,8 5,,9 0,6 Litwa 7,5 7,8 7,6 0, razem 68,9 5,6 5,5,06 Źródło: Dom Maklerski BDM S.A., spółka, 000 m gazu = 6,9 boe, *reklasyfikacja zasobów Yme 6
Oczyszczona EBITDA (dane historyczne) ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Marża modelowa [USD/bbl] wg LTS 8,7 9,8 8,9 7, 6,0, 5,5 5,0 5,0 7,0 7, Rafineria: wolumen sprzedaży [tys t] 56, 58,0 6,6 90,7 995,6 5,9 55,0 6, 8,0 575,9 6,5 Upstream: wolumen sprzedaży: - ropa [tys t] 8,,9 7,6 7,,0 65,9 7,5 89, 60, 75,8 - gaz [mln m],9,5,6,6,,9,9 78, 8,0 5, 7,6 Ropa Brent [USD/bbl] 08, 09,5 0,,6 0, 0, 09, 08, 09,7 76,6 Gas NBP [USD/boe] 50, 9,8 58, 6, 55,9 56, 60,8 55,, 9,0 6,5 Przychody [mln PLN] 8 8, 8 568,8 8 5,8 7 68,7 6 06, 7 787,5 7 96,8 7 77,0 7 99, 7 59,8 6 575,8 Wydobycie 7, 5,,8 87,,0 09,5 6,9 58,8 0, 98, 09, Produkcja 6 8, 6 96,5 6 89,9 5 87,8 69,8 6 9, 6 0,5 5 678,7 5 69,0 5 885, 5 070, Detal 76, 58,8 5,0 0, 9,0 60,6 80, 69,0 509, 595, 0, Inne/korekty -7,8-86,9-79,9-95,6-8,6-6,8-7,9-9,5-99,0-8,8-05,0 EBITDA LIFO ex/fx adj**[mln PLN] 56,0 7,5,5 6,6 8,7,8 8,5 0,6 8,8 69, marża 6,% 8,5% 5,%,% 0,7%,9%,%,0%,% 5,7% 5,6% Wydobycie,0 77, 69,5 08,0 8,8,0 8,8 56,6,9 05,7 7,8 Produkcja 56, 595,,0 08,0-60,8 85,,,7 87,6 5,7 6,8 Detal 5,0 6,6, -6, 0,6 0,6 9, 7,6 7,0 9,8 0, Inne/korekty,9 5,5,7-5, 6, 5,7-0, -, -8,9 7,6,7 Źródło: BDM S.A., spółka (dane historyczne na bazie plików databook), *obliczenia własne z notowań Bloomberga, marża uwzględnia dyferencjał, wzór: =,% benzyna + 5,9% benzyna surowa + 8,% diesel + 5,% Jet + 0,5% ciężki olej opałowy 9,% Ural. **wynik oczyszczony o wycenę zapasów, operacyjny różnice kursowe, saldo pozostałej działalności operacyjnej oraz inne wskazywane przez spółkę one-off y Segment produkcyjny uzyski i sprzedaż [tys ton] ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' uzyski Benzyny 5 5 5 7 9 6 05 69 0 7 ON 0 06 58 0 8 008 80 6 08 6 7 5 Jet 5 5 59 67 7 8 6 69 0 88 LOO 7 7 7 59 5 09 9 5 8 77 9 50 90 COO 5 69 58 7 06 80 08 98 5 99 90 9 Pozostałe 56 87 57 57 99 57 0 56 88 7 97 5 65 Suma 608 8 58 668 69 0 7 68 707 5 58 67 675 struktura Benzyny 5,9% 7,0% 7,% 6,% 8,% 7,% 7,6% 6,9% 7,% 6,% 6,7% 6,7% 5,9% ON 6,%,7%,8% 6,%,6%,5% 6,8% 7,%,9%,7%,%,9%,7% Jet,%,7% 5,9%,9%,9% 6,6%,9%,8%,% 5,% 6,6% 7,6% 7,0% LOO,9%,8%,8%,%,%,5%,%,%,0%,%,5%,9%,% COO 8,% 5,% % 0,%,% 5,6%,0% 7,5%,% 7,%,6% 0,9%,7% Pozostałe 0,5% 5,8% % 0,% 8,5%,7% 7,5%,% 8,0% 5,% 9,% 9,9% 7,% ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' sprzedaż Benzyny 60 5 65 7 5 5 65 96 50 0 7 6 80 ON 67 0 96 5 06 05 78 0 5 8 6 Jet 0 6 7 7 0 78 09 5 7 0 85 LOO 7 5 6 08 0 5 87 79 9 5 87 COO 6 0 5 99 58 96 0 0 7 99 97 97 Pozostałe 5 5 9 0 6 6 65 87 7 6 60 8 Suma 579 0 59 599 68 9 999 56 556 5 5 68 7 struktura Benzyny 7,6%,0% 8,0% 7,8% 0,% 7,9%,% 8,9% 8,6% 7,9% 6,9% 7,% 7,9% ON 8,6%,7% 6,% 5,9%,7%,% 60,8%,8%,% 6,%,%,0%,8% Jet,9% 5,% 5,5% 5,% 5,% 5,8%,5%,7%,0% 5,% 6,7% 7,8% 6,9% LOO 5,%,8%,0%,%,0%,5%,6%,0%,%,%,5%,9%,% COO 6,%,6% 8,% 9,5%,%,7%,% 7,7%,% 7,%,6%,%,8% Pozostałe 7,% 9,9% 0,% 6,8%,9% 9,% 5,% 7,7%,%,9%,% 7,% 6,% Źródło: BDM S.A., spółka, benzyny = benzyna +benzyna surowa+ reformat 7
PROGNOZA WYNIKÓW Wyniki skonsolidowane 0- oraz prognoza na 05 [mln PLN] ' ' ' ' ' ' ' ' '5P '5P '5P '5P Dated Brent FOB,6 0, 0, 09, 08, 09,7 76,6 5,7 55,6 58, 60, Ural CIF Rotterdam 0,5 0,9 07,8 06,8 07,5 00, 75, 5,0 5,7 57,8 59, Dyferencjał Brent - Ural,7 0,7 0,,,,,8,5,7 0,9 0,5,0 Modelowa marża rafineryjna* 7, 6,0, 5,5 5,0 5,0 7,0 7, 8,5 6,8 6,7 6,7 USD/PLN średni,,,,,,0,,,7,8,7,7 USD/PLN [eop],,,,0,0,0,,5,9,8,7,7 Przerób ropy [tys t] 8 557 98 66 67 79 7 8 0 0 58 55 Wykorzystanie mocy 89,8% 8,% 90,6% 9,% 87,5% 90,8% 9,% 9,9% 90,9% 9,% 9,0% 95,5% Sprzedaż produktów [tys t] 9 996 5 55 6 8 576 6 6 5 58 69 Wydobycie ropy [tys t] 5,5 5,5 5,5 58,9 8,9 67, 78, 77,9 7,7 70, 70,7 70,6 Sprzedaż ropy [tys t] 7,6 7,,0 65,9 7,5 89, 60, 75,8 7,7 70, 70,7 70,6 Wydobycie gazu [mln m],8,9,9 5, 80, 8,9 56, 7, 6,0 6,0 6,0 6,0 Sprzedaż gazu [mln m],6,,9,9 78, 8,0 5, 7,6 59, 59, 59, 59, Sieć stacji [szt] 05 07 6 9 6 0 9 57 65 7 Przychody 7 69 6 06 7 788 7 97 7 77 7 99 7 550 6 576 5 5 66 5 990 6 9 Wydobycie 87 0 65 59 0 98 09 66 65 68 79 Rafineria 5 87 69 6 9 6 05 5 679 5 69 5 885 5 070 6 89 9 679 Detal 0 9 60 80 69 509 595 0 9 0 500 Inne/korekty -96-9 -7-7 -0-99 -9-05 -9-9 -96-00 EBIT -6, -00, 0, -7, 7, -5,0 79,6-07,9 78,5 8,5 6, 9, Wydobycie 68, 7, -, 57,6-8, -6,9-5,5-6, -9, -7,9, Rafineria -8, -,6 9,8-6,0-5,0 89,9 69, -96,6 8,7 9, 7,8 86, efekt LIFO -55, -86, -55, -79,7-56,0 9,5-5, -86, 66, 86,5 0, 50,7 Rafineria LIFO 7, -5, 9, 7,7,0 80,,6-5, 8,5 05,9 07, 5,7 Rafineria LIFO ex/fx 59, -5,6 85, 6,9, 8,6 7,9-9,9 85,9 9,9 96, 8, Detal -9, -, 5,5-7,,,7, -,5 0, 0,,5,6 Inne/korekty -7,0,,8 -,5-8,7 -,,9,7 Operacyjne różnice kursowe (FX) -, 8, 6,7 6,8 -, -, -6, -, -67,5,0 0,9 -,5 EBIT LIFO 9, -,0 95,5,5 7, -,5,9 -,6, 96,9 0,9 0,6 EBIT LIFO ex/fx 6, -,,8 5,7 7,5-0, 58, -78, 79,8 8,9, marża,% -0,5%,% 0,%,0% -5,8%,% -,7% 5,% 5,0% 5,%,9% zdarzenia jednorazowe 6,6 86,6 0,8-77,, -558, -66,7-9,5 EBIT LIFO ex/fx adj*** -, -8,9 9,0 8,8 70, 8,0,9 5, 79,8 8,9, marża % -,9%,9%,%,0%,9%,0%,% 5,% 5,0% 5,%,9% Amortyzacja 66,8 58,9 5,7 6,0, 7,6 0,9 8, 87,7 87,9 88, 88,5 EBITDA 0,7 58,6 9,9,8,6 -, 8,5-856,8 66, 57, 59,6 79,8 EBITDA LIFO ex/fx adj*** 6,6 8,7,8 8,5 0,6 8,8 69, 67,5 7,9 98,,7 marża,% 0,7%,9%,%,0%,% 5,7% 5,6% 8,6% 8,% 8,% 7,0% Wydobycie 08,0 8,8,0 8,8 56,6,9 05,7 7,8 65, 6,7 6,8 7, Produkcja 08,0-60,8 85,,,7 87,6 5,7 6,8 85,8 9,7 96, 8,0 Detal -6, 0,6 0,6 9, 7,6 7,0 9,8 0, 6, 6,5 8, 0,6 Inne/korekty -5, 6, 5,7-0, -, -8,9 7,6,7 Działalność finansowa -9,7-7,5 6,8,9-8, -90,8-75, -0, -9,6 69,, -79, Jednostki stowarzyszone -,0-0, -0,,5-5, Podatek -7,0-6, 50, -,6, -8, -59,0-6, -, 07,6 99,,9 Zyski mniejszości Zysk netto -7, -6, 7, -, -, -,5-5,0-76, -6,8 5,0 06, 67,0 Dług netto** 6 0 5 99 5 57 5 708 5 996 6 09 6 0 5 87 6 8 5 97 5 78 5 77 Dług netto/ebitda adj,, 5,5 6,9 6,,9,8,8,9,,, Źródło: BDM S.A., spółka (dane historyczne na bazie plików databook), *wg spółki, ** bez leasingu, wyceny hedgingu ***wynik oczyszczony o LIFO, operacyjny różnice kursowe, saldo PPO/PKO oraz inne zdarzenia jednorazowe 8
Na bazie obecnie obserwowanych marż rafineryjnych uważamy, że 5 może być dla spółki operacyjnie bardzo dobry w segmencie rafineryjnym. Baza z ubiegłego roku jest relatywnie niska. W modelowa marża wyniosła 5,0 USD/bbl (co pozwoliło wypracować,7 mln PLN EBITDA LIFO w rafinerii) obecnie można spodziewać się 8-9 USD/bbl (w styczniu marża modelowa wyniosła 8,8 USD/bbl a w lutym 9,0 USD/bbl, marzec także zaczął się dobrze). Spółka przerabia kwartalnie ropę na poziomie ok. 7-8 mln bbl (przy ok USD/bbl różnicy daje to ok. 70 mln USD). Dodatkowo zwracamy także uwagę, że w średni kurs USD/PLN wynosił jedynie,06 (obecnie ponad 0% wyżej). Wyniki będę niestety zainfekowane przez ujemne operacyjne różnice kursowe (kurs USD/PLN zmienił się względem końca 0 o ok. 0, PLN, przy zmianie w o 0, PLN spółka miała - mln PLN różnic ujętych w wyniku EBITDA). W upstremie spodziewamy się naturalnie wyraźnie słabszego wyniku r/r, będącego pochodną spadku cen ropy i gazu r/r (przy czym oczekujemy utrzymania dyscyplino kosztowej widocznej w końcówce 0, niższe ceny surowca amortyzowane w części są przez słabość PLN). W całym 05 roku spodziewamy się, że czysty wynik EBITDA LIFO rafinerii może sięgnąć,5 mld PLN (vs 78 mln PLN w 0 poprawa wynika głównie z: i) wyższy wynik na produktach, ii) korzystny kurs USD/PLN (co będzie niestety niwelowane na poziomie netto przez hedging spółka miała na koniec otwartą krótką pozycję na mln USD zwykle zabezpieczana jest spodziewane marża na -5 w przód). Zwracamy też uwagę, że w czasie 0 roku spółka sygnalizowała, że wyniki były zaniżane przez różne zdarzenia typu: różnice kursowe na zakupie ropy ( ) czy rozjazd pomiędzy cenami benchmarkowymi a realizowanymi ( ) każde z nich może zaniżać bazę o kilkadziesiąt mln PLN. W detalu nie oczekujemy poprawy r/r (długoterminowo dostrzegamy potencjał do wzrostu EBITDA>00 mln PLN wraz ze wzrostem dojrzałości sieci). Natomiast w wydobyciu oczyszczona EBITDA może naszym zdaniem skurczyć się nawet o połowę (co oznaczałoby zejście EBIT w okolice zera). Na saldzie finansowym w 05 (-99 mln PLN) uwzględniamy mln PLN odsetek i opłat, reszta to różnice kursowe i straty na hedgingu. Długoterminowo przyjmujemy cenę ropy według krzywej kontraktów forward (dyferencjał Brent-Ural założono na,0 USD/bbl). Na 07 i 0 rok założony jest przestój. Od 07 roku uwzględniamy działanie WOW a od połowy 08 działanie DCU, co drastycznie zmienia strukturę uzysków (spadek ciężkich frakcji, w zamian powstaje diesel, koks oraz inne produkty). Od połowy 06 roku (wcześniej zakładaliśmy start od początku 06) przyjmujemy komercyjną eksploatację złoża B8 (spodziewana produkcja,0-, mln bbl rocznie w pierwszych latach produkcji). Nie uwzględniamy w modelu złoża B/B6. Dość szybko po 05 zmaleje znaczenie wydobycia z projektu Heimdal. Naszym zdaniem spółka, mimo stale towarzyszących jej ryzyk (słaby bilans, niekończące się inwestycje generujące rozczarowujące zwroty), ma szanse dostarczyć nieco pozytywnych zaskoczeń w bieżącym roku (m.in. dostrzegamy miejsce do podniesienia się konsensu w najbliższych miesiącach). Konsensus rynkowy vs prognozy BDM [mln PLN] 05 kons 05 BDM odchyl. 06 kons 06 BDM odchyl. Przychody ze sprzedaży 670 67,6% 9 5 8 7,6% EBITDA 57 067,6% 657 06,% EBITDA LIFO - 8 - - 906 - EBIT 78 5 8,% 85 57,8% Zysk netto 99 57 87,9% 59 8 60,5% Dług netto 5 5 5 77,5% 5 686 5 56 -,8% Amortyzacja 89 75-9,% 806 78-0,9% Źródło: BDM S.A., Bloomeberg (konsensus) Prognozy EBITDA wg ostatnich raportów analitycznych [mln PLN] Data rekomendacji 05 06 05-0-5 89 565 05-0-09 87 96 05-0-06 6 0 05-0-06 9-05-0-788 65 05-0-8 6 0 05-0- 9 80 05-0- 8 7 Źródło: BDM S.A., Bloomeberg Skorygowane prognozy wyników na lata 05-06 rok [mln PLN] 05P 05P 06P 06P poprzednio* aktualnie zmiana poprzednio* aktualnie zmiana Przychody 96 67-6,8% 5 0 5 8-0,7% EBITDA 66 067 5,6% 8 06-7,% EBITDA LIFO 77 8,0% 906 -,8% EBITDA LIFO ex/fx skoryg. 77 870 5,6% 906 -,8% EBIT 866 5 5,8% 70 -,0% Zysk (strata) brutto 78 99 7,7% 6-9,% Zysk (strata) netto 6 57,% 90 8-0,5% Marża EBITDA 6,6% 8,9% 8,7% 8,% Marża EBIT,5% 5,7% 5,% 5,% Marża zysku netto,9%,5%,7%,% Źródło: Dom Maklerski BDM S.A., *poprzednio: rekomendacja z 6..0 9
Prognoza wyników roczna [mln PLN] 0 P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Dated Brent FOB,6 08,6 99, 57,0 6, 68, 7, 7,7 75,9 75,9 75,9 76,7 76,7 Ural CIF Rotterdam 0, 07,6 97, 56,0 6, 67, 70, 7,7 7,9 7,9 7,9 75,7 75,7 Dyferencjał Brent - Ural,,0,7,0,0,0,0,0,0,0,0,0,0 Modelowa marża rafineryjna* 8,6 5,8 6, 7, 6, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, USD/PLN średni,,,,7,8,8,7,7,6,6,6,6,6 USD/PLN [eop],,0,5,7,8,8,7,7,6,6,6,6,6 Przerób ropy [tys t] 9 67 8 70 9 5 9 795 9 890 9 5 0 080 0 056 0 08 9 0 05 0 056 0 06 Wykorzystanie mocy 9,% 8,9% 90,9% 9,6% 9,% 86,7% 9,% 9,% 9,0% 86,6% 9,% 9,% 9,% Produkcja: [tys t] Diesel/Jet/LOO 5 50 5 0 5 99 5 57 5 605 5 0 6 099 6 5 6 5 5 997 6 57 6 57 6 57 Benzyna 8 0 5 COO/Asfalty 96 7 9 998 00 87 09 85 85 6 85 85 85 Inne 59 05 6 668 69 657 897 99 99 8 99 99 99 Wydobycie ropy [tys t] 6, 9, 05, 8, 0, 5, 5,5 8,9 8,7, 0,6 07, 9,5 Wydobycie gazu [mln m] 0,9 6,8 9,,0 8, 06,9 97, 65,5 7,9 6,8 5,7,7,7 Sieć stacji [szt] 05 9 7 8 90 98 506 5 5 50 58 56 Przychody 8 559 8 50 67 5 8 6 0 8 9 5 9 609 8 8 9 68 9 98 0 0 Wydobycie 760 586 906 679 86 67 58 08 985 95 9 90 875 Rafineria 7 0 78 8 7 8 96 9 78 57 9 5 56 0 6 00 Detal 5 879 5 806 5 875 5 555 6 059 6 6 66 6 85 7 087 7 8 7 8 7 7 7 9 Inne/korekty -59-6 -56-8 -666-007 - 00-00 -985-95 -9-90 -875 EBIT 0, 66,6-9,0,7,5 09,5, 569,0 59, 78,6,8 05,5 8,5 Wydobycie -680, 7,0-6, -,9,9, 7, 7,, 08,7 8,9 7, 9, Rafineria 989, 8,0-79,, 6,5 6,5 98,0 070,9 0,9 8,6 979, 97, 967,7 efekt LIFO -5,9-76,6-96,,8 5, 70, 55,5 8,6 7,9-7, -,9 -,5 -,5 Rafineria LIFO 0,,6 69,7 067, 00, 55, 89,6 0, 0 80,7 98,0 97,7 970, Rafineria LIFO ex/fx 075, 8,0,8, 00, 55, 89,6 0, 0 80,7 98,0 97,7 970, Detal -,8 -, 7,9 5,, 0,9 7,8 50,9 5,0 56, 58,8 6,9 6,5 Inne/korekty,8 -, 5,6 EBIT LIFO 56,0 5, -0,9 070,9 88, 0, 87,6 50, 9, 85,7 7,8 08,0 8,0 EBIT LIFO ex/fx 87, 66,6-65,8 7,9 88, 0, 87,6 50, 9, 85,7 7,8 08,0 8,0 marża,%,6% -,%,8%,7%,9%,9% 5,% 5,0%,5%,8%,7%,6% zdarzenia jednorazowe -95, 9,5-950, EBIT LIFO ex/fx adj** 0,5 7, 58, 7,9 88, 0, 87,6 50, 9, 85,7 7,8 08,0 8,0 marża,0% 0,6%,%,8%,7%,9%,9% 5,% 5,0%,5%,8%,7%,6% Amortyzacja 657,5 6,5 808,9 75, 78, 7,7 789,9 87,8 75,0 70, 7, 7, 75, EBITDA 958,6 809, -58, 067,0 060,6 87,,9 86,9 7, 08,7 5, 8,7 096,8 EBITDA LIFO ex/fx adj** 998,0 8,6 9, 870, 906, 757,0 77,5 58,, 05,9 59,, 099, marża 6,0%,9%,9% 8,0% 7,6% 6,7% 7,7% 8,0% 7,6% 7,0% 7,% 7,% 7,0% Wydobycie, 6,6 505,0 65,0 96,9 70, 7 659,5 596,7 567,0 58, 50, 9,5 Produkcja 5,0 75,8 78,8 5,8 06,5 9, 5,7 575,7 50, 8, 86, 7, 6,5 Detal 9,0, 9,5 9,5 0,8 0,7 8,8,0 7, 0,7, 8,6, Inne/korekty -7, -,9,0 Działalność finansowa 5,7-07, -706, -95,6-0,8-90,6-5,6-98, -7-75, -5, -9, -7,7 Jednostki stowarzyszone, -8, -,5 Podatek -56,8-98, -657, 7,6 79, 95, 5,0 8,0 75,9 80,5 0, 07,9 07,7 Zyski mniejszości Zysk netto 97,8 9, - 66, 57,5 8, 707,5 98,5 5,8 7, 9,0 060, 068, 066, Dług netto 6 68 5 686 5 87 5 77 5 56 765 665 76 60 5 500-9 -55 Dług netto/ebitda adj**, 7,0,8,,9,7,7,0 0,7 0,6 0, -0, Źródło: BDM S.A. *wg benchmarku spółki, **wynik oczyszczony o LIFO, operacyjny różnice kursowe, saldo PPO/PKO oraz 7 mln PLN zysku na tańszych warstwach ropy w 0 i - mln PLN straty na przeszacowaniu zapasów w 0 roku 0
DANE FINANSOWE Bilans [mln PLN] 0 P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Aktywa trwałe 50 98 79 69 05 66 906 56 0 6 88 56 Wartości niematerialne i prawne 5 705 600 580 560 50 5 50 8 6 6 07 Rzeczowe aktywa trwałe 9 65 0 009 9 86 0 8 008 50 0 967 0 67 0 5 0 55 0 9 0 76 0 6 Pozostałe aktywa trwałe 6 66 706 607 57 76 8 86 86 86 86 86 86 Aktywa obrotowe 8 50 8 0 7 55 6 56 6 56 6 87 7 08 7 6 7 0 6 888 6 86 6 7 6 6 Zapasy 5 96 5 79 97 88 869 705 065 06 087 958 00 0 0 Należności krótkoterminowe 76 668 66 96 0 58 68 5 5 50 56 56 56 Inwestycje krótkoterminowe 8 907 77 9 6 5 505 86 70 9 99 -środki pieniężne i ekwiwalenty 89 55 77 098 969 90 0 67 06 0 98 77 55 Pozostałe aktywa obrotowe 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aktywa razem 0 005 0 85 8 97 9 005 9 6 9 65 9 9 0 007 9 70 9 5 9 8 9 00 8 870 Kapitał (fundusz) własny 9 066 9 90 8 58 8 6 9 0 9 0 0 655 99 590 8 660 Zobowiązania i rezerwy na zob. 0 99 095 0 689 0 8 0 0 9 5 8 80 7 976 7 085 6 6 5 59 87 0 Rezerwy na zobowiązania 87 96 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 Zobowiązania długoterminowe 550 59 558 765 89 589 670 77 8 6 6 6 6 - w tym dług oprocentowany 6 96 96 70 7 57 608 675 78 0 0 0 0 Zobowiązania krótkoterminowe 5 58 5 50 5 09 578 78 886 5 095 5 99 5 5 5 60 9 77 09 - w tym dług oprocentowany 095 75 68 68 68 68 68 68 68 68 8 668 0 Pasywa razem 0 005 0 85 8 97 9 005 9 6 9 65 9 9 0 007 9 70 9 5 9 8 9 00 8 870 Rachunek zysków i strat [mln PLN] 0 P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Przychody netto ze sprzedaży 07 8 559 8 50 67 5 8 6 0 8 9 5 9 609 8 8 9 68 9 98 0 0 Zysk (strata) na sprzedaży 6 5-57 5 09 569 59 79 05 8 Saldo pozostałej działalności operacyjnej - 06 8-89 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 EBITDA 966 809-58 067 06 87 87 7 09 5 9 097 EBITDA LIFO 0 86 78 8 906 757 77 58 06 59 099 EBIT 08 67-9 5 09 569 59 79 05 8 EBIT LIFO 6 5-07 88 0 88 50 9 86 8 08 8 Saldo działalności finansowej 5-07 -706-96 - -9-6 -98-70 -75-5 -9-8 Zysk (strata) brutto 66-59 - 99 90 97 7 9 0 70 76 7 Zysk (strata) netto 98 9-66 57 8 707 98 5 7 9 060 068 066 CF [mln PLN] 0 P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Przepływy z działalności operacyjnej 6 80 5 889 89 78 75 008 8 8 79 79 Przepływy z działalności inwestycyjnej -80-9 -958-58 - 7-99 -80-9 -59-685 -68-68 -680 Przepływy z działalności finansowej -88 - -597-0 -600-98 - 057 - - 578 - - 65 - - Przepływy pieniężne netto -6-75 -79-9 -9 8 57-6 -7-5 -0-6 Środki pieniężne na początek okresu* 8 - - 77 098 969 90 0 67 06 0 98 77 Środki pieniężne na koniec okresu* - - -67 098 969 90 0 67 06 0 98 77 55 *poziom raportowany przez spółkę w bilansie i rachunku przepływów nie jest równy w latach 0-
Wybrane dane finansowe i wskaźniki rynkowe Dane finansowe 0 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P Przychody zmiana r/r -0,% -8,% 8,%,% 8,0%,5%,0% -,6%,9%,0% 0,% EBITDA zmiana r/r - - -0,% -,%,% 6,9% -,8% -,% 6,7% -,% -,5% EBIT zmiana r/r - -,% -8,5%,0% 8,7% -,% -5,8%,% -,% -,7% Zysk netto zmiana r/r - - 5,6% -5,0% 8,9% 7,%,8% -,%,9% 0,8% -0,% Marża EBITDA -,0% 8,9% 8,% 7,0% 7,9% 8,% 7,7% 7,0% 7,% 7,% 7,0% Marża EBITDA LIFO,% 7,8% 7,6% 6,7% 7,7% 8,0% 7,6% 7,0% 7,% 7,% 7,0% Marża EBIT -,9% 5,7% 5,%,% 5,% 5,% 5,%,%,8%,7%,6% Marża EBIT LIFO -,5%,6%,7%,9%,9% 5,% 5,0%,5%,8%,7%,6% Marża brutto -7,5%,0%,%,%,6% 5,0%,9%,%,6%,6%,6% Marża netto -5,%,5%,%,7%,5%,9%,0%,%,6%,6%,5% ROE -7,8% 6,6% 8,8% 7,0% 8,8% 9,6% 9,% 7,% 7,8% 7,6% 7,% ROA -7,7%,0%,%,6%,9% 5,8% 5,9%,8% 5,5% 5,6% 5,6% Dług 6 66 6 870 6 95 5 695 776 8 96 68 8 668 0 D / (D+E) 5,% 6,%,% 9,0%,9% 9,%,8%,% 7,%,5% % D / E 5,% 56,6% 9,% 0,8%,5%,8% 7,%,7% 8,0%,6% % Odsetki / EBIT 50,7% -0,% -7,% -7,% -0,% -6,% -,6% -5,9% -,7% -,% -0,6% Dług / kapitał własny 80,7% 79,7% 68,9% 56,%,9%,9%,0% 6,7% 0,%,7% % Dług netto 5 87 5 77 5 56 765 665 76 60 5 500-9 -55 Dług netto / kapitał własny 6,0% 66,9% 58,6% 7,0%,9% 9,7%,7% 8,7%,7% -0,% -,8% Dług netto / EBITDA -9,,8,7,6,6,0 0,7 0,6 0, -0, Dług netto / EBIT -,8,,,,5,5, 0,9 0, -0, EV 9 96 0 0 85 9 8 7 05 6 69 5 79 5 59 60 05 Dług / EV 67,0% 65,9% 6,8% 60,% 57,% 5,6% 6,5% 7,% 7,5%,5% % CAPEX / Przychody,5% 6,6% 5,6%,6%,7%,7%,0%,%,%,%,% CAPEX / Amortyzacja,9% % 98,% 0,% 6,8% 6,7% 8% 9,8% 9,% 95,% 95,5% Amortyzacja / Przychody,8%,%,8%,8%,8%,8%,5%,6%,5%,%,% Zmiana KO / Przychody -,6% % % -0,7%,% -0,% 0,% -0,% 0,% 0,% 0,% Zmiana KO / Zmiana przychodów 799,% 0,% -0,% -7,% 6,% -,6% 7,7% 5,8%,%,9% 5,% Wskaźniki rynkowe 0 05P 06P 07P 08P 09P 00P 0P 0P 0P 0P MC/S* 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, P/E* - 8, 5,6 6,6,7,0,0 5,0,,, P/BV* 0,6 0,5 0,5 0,5 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, P/CE* -,5,0,,6,,,8,6,6,6 EV/EBITDA* - 5,0,9 5,,7,9,8,9,,,0 EV/EBITDA LIFO* 6, 5,7 5, 5,,8,0,8,9,,,0 EV/EBIT* - 7,9 7,6 8,6 5,8,5,,5,6,,0 EV/S* 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, BVPS,7 6,6 5,0 5,8 60, 65, 68,5 70, 7,5 76, 79, EPS -7,9,,5,8 5, 6, 6, 5,0 5,7 5,8 5,8 CEPS -,6 7, 8, 7,8 9,6 0,7 0, 9,0 9,7 9,7 9,6 DPS,6,,,5,9,9 Payout ratio % % % % % % 5% 5% 5% 5% 5% Źródło: BDM S.A. * Obliczenia przy cenie 5, PLN, liczba akcji po emisji