R APORT A NALITYCZNY
PKN Orlen
Sektor petrochemiczny
ISSN 1508-308X Warszawa, 22.11.02
kurs tys.
Kierunek - Rafineria Gdańska
PLN szt.Rekomendacja
Cena 18,8
Cena docelowa 26,3
Ilość akcji (tys. szt.) 420 177
Free float 264 446
Kapitalizacja (tys. zł) 7 857 306
Struktura akcjonariatu
Nafta Polska 17,63%
Skarb Państwa 10,38%
BoNY 15,91%
CU OFE 4,80%
Kulczyk 4,25%
Pozostali 47,02%
Rodryg Łobodda
Rodryg.Lobodda@breinwest.com.pl
tel (22) 697 47 37 fax (22) 697 47 43
Dom Inwestycyjny BRE Banku S.A.
ul. Wspólna 47/49
00-490 Warszawa, skr. poczt. 21
Sprzedaż EBIT Zysk netto Cash earn. Cena EPS P/E BVPS P/BV CEPS P/CE EV/EBDIT
[mln zł] [mln zł] [mln zł] [mln zł] [zł] [zł] [zł] [zł]
2000 26 797 1 427 805 1 347 18,8 1,9 9,8 16,9 1,1 3,8 5,0 4,6
2001 25 878 661 343 1 300 18,8 0,8 23,0 17,7 1,1 3,1 6,1 6,3
2002P 26 797 889 522 1 557 18,8 1,2 15,1 18,8 1,0 3,7 5,1 5,4
2003P 27 232 961 584 1 734 18,8 1,4 13,5 20,0 0,9 4,1 4,6 4,9
2004P 28 661 1 275 829 2 109 18,8 2,0 9,5 21,7 0,9 5,0 3,7 3,9
UWAGA: P - prognoza Domu Inwestycyjnego BRE Banku S.A.
AKUMULUJ
Podstawowe dane
Analitycy
www.brebrokers.com.pl
* Pomimo faktu. iż warunki stawiane przez Skarb Państwa są twarde, szczególnie w części dotyczącej ceny za pakiet Rafinerii Gdańskiej (RG) i konieczności sprzedaży przynajmniej części udziałów w Naftoporcie pozytywnie oceniamy dążenia PKNu do przejęcia kontroli nad swoim konkurentem z Gdańska.
* W chwili obecnej wejście do RG w konsorcjum z Rotch Energy jest nawet bardziej korzystne dla PKNu niż próba samodzielnej inwestycji ze względu na konieczność sfinansowania tylko 1/3 kosztów zakupu 75% pakietu akcji i całkowitych potrzeb inwestycyjnych RG przy jednoczesnym uzyskaniu zarządu operacyjnego w spółce i prawa pierwokupu akcji RG w przypadku zamiaru wycofania się z inwestycji Rotcha
* 274 mln USD za 75% pakiet Rafinerii Gdańskiej to naszym zdaniem wysoka cena jak na sytuację RG i jej potrzeby inwestycyjne. W naszej opinii bazując na wycenie EV/EBITDA dla PKN na koniec 2001 roku i przekładając ją na Rafinerię Gdańską wartość 75% pakietu spółki będącego w posiadaniu Nafty Polskiej nie przekracza 195 mln USD. Jednakże wartość bieżąca mozliwego do uzyskania strumienia synergii wynosi naszym zdaniem aż 500-550 mln USD, czyli znacznie przekracza początkową stratę na zakupie akcji RG.
* Naftoport naszym zdaniem nie stanowi dla PKNu aktywa strategicznego, a jedynie "zawór bezpieczeństwa" i kartę przetargową w negocjacjach z MSP dotyczących RG
* Pozytywnie oceniamy również utworzenie przez PKN JV z Basellem. Wniesione przez PKN zakłady produkcji polietylenu i polipropylenu osiągnęły kres rozwoju swoich możliwości produkcyjnych, a technologia używana przez nie do produkcji jest przestarzała.
* Sądzimy, iż w perspektywie 1,5-2 lat prawdopodobne jest wejście do PKN’u inwestora branżowego. Jednocześnie uważamy, iż nawet w przypadku gdyby PKN próbował połączyć się z takimi producentami Środkowoeuropejskimi jak OMV, czy MOL uzależnienie PKN’u od dostaw ropy rosyjskiej oraz Anwilu od dostaw gazu wraz z coraz większą determinacja ze strony firm takich jak Łukoil, Yukos, czy Surgutnieftgaz do ekspansji na nasz rynek stwarzają sytuacje, w której wydaje się. iż przyszłego inwestora PKN’u należy jednak szukać właśnie pośród firm rosyjskich.
* Podstawowymi czynnikami, które będą miały wpływ na wyniki operacyjne PKN Orlen w najbliższych latach będzie zakładany przez nas wzrost przerobu ropy przy jednoczesnym systematycznym wzroście spreadu pomiędzy ropą Brent i Ural.
* Oczekujemy iż ceny ropy (Brent) ustabilizują się na poziomie 22 USD/bbl, a kraki rafineryjne po załamaniu z drugiej połowy 2001 roku osiągną swe normalne poziomy, czyli sprzed hossy roku 2000
* Prognozujemy osiągnięcie przez PKN w 2002 roku 26,8 mld zł skonsolidowanych przychodów, EBIT na poziomie 889 mln zł i zysk netto wynoszący 522 mln zł, w którym zawarty jest zysk na sprzedaży akcji LG PetroBanku szacowany przez nas na 42,5 mln zł
* Wyceniając spółkę na bazie modelu DCF szacujemy jej wartość na 29,5 zł na 1 akcję.
Opierając się na wycenie porównawczej oceniamy, iż przy bieżącym kursie spółka wyceniana jest na poziomie konkurentów środkowo-europejskich. Sądzimy, iż taka wycena porównawcza wynika z niskich notowań całego sektora dotknietego przedłużającą się bessą.
W efekcie wzięcia pod uwage tych dwóch modeli wycen ustalamy cenę docelową na 26,5 zł obniżając wycenę otrzymaną z DCF o 10%.
10 12 14 16 18 20 22 24
22-11-01 22-03-02 23-07-02 19-11-02 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Wolumen PKN Orlen
* Pomimo faktu iż warunki stawiane przez Skarb Państwa są twarde, szczególnie w części dotyczącej ceny za pakiet Rafinerii Gdańskiej (RG) i konieczności sprzedaży przynajmniej części udziałów w Naftoporcie pozytywnie oceniamy dążenia PKNu do przejęcia kontroli nad swoim konkurentem z Gdańska.
* W chwili obecnej wejście do RG w konsorcjum z Rotch Energy jest nawet bardziej korzystne dla PKNu niż próba samodzielnej inwestycji ze względu na konieczność sfinansowania tylko 1/3 kosztów zakupu 75% pakietu akcji i całkowitych potrzeb inwestycyjnych RG przy jednoczesnym uzyskaniu zarządu operacyjnego w spółce i prawa pierwokupu akcji RG w przypadku zamiaru wycofania się z inwestycji Rotcha
* 274 mln USD za 75% pakiet Rafinerii Gdańskiej to naszym zdaniem wysoka cena jak na sytuację RG i jej potrzeby inwestycyjne. W naszej opinii bazując na wycenie EV/EBITDA dla PKN na koniec 2001 roku i przekładając ją na Rafinerię Gdańską wartość 75% pakietu spółki będącego w posiadaniu Nafty Polskiej nie przekracza 139 mln USD. Jednakże wartość bieżąca mozliwego do uzyskania strumienia synergii wynosi naszym zdaniem 500-550 mln USD, czyli znacznie przekracza początkową stratę na zakupie akcji RG.
* Naftoport naszym zdaniem nie stanowi dla PKNu aktywa strategicznego, a jedynie "zawór bezpieczeństwa" i kartę przetargową w negocjacjach z MSP dotyczących RG
* Pozytywnie oceniamy również utworzenie przez PKN JV z Basellem. Wniesione przez PKN zakłady produkcji polietylenu i polipropylenu osiągnęły kres rozwoju swoich możliwości produkcyjnych, a technologia używana przez nie do produkcji jest przestarzała.
* Sądzimy, iż w perspektywie 1,5-2 lat prawdopodobne jest wejście do PKN’u inwestora branżowego. Jednocześnie uważamy, iż nawet w przypadku gdyby PKN próbował połączyć się z takimi producentami Środkowoeuropejskimi jak OMV czy MOL uzależnienie PKN’u od dostaw ropy rosyjskiej oraz Anwilu od dostaw gazu wraz z coraz większą determinacja ze strony firm takich jak Łukoil, Yukos, czy Surgutnieftgaz do ekspansji na nasz rynek stwarzają sytuacje, w której wydaje się, iż przyszłego inwestora PKN’u należy jednak szukać właśnie pośród firm rosyjskich.
* Podstawowymi czynnikami, które będą miały wpływ na wyniki operacyjne PKN Orlen w najbliższych latach będzie zakładany przez nas wzrost przerobu ropy przy jednoczesnym systematycznym wzroście spreadu pomiędzy ropą Brent i Ural.
* Oczekujemy iż ceny ropy (Brent) ustabilizują się na poziomie 22 USD/bbl, a kraki rafineryjne po załamaniu z drugiej połowy 2001 roku osiągną swe normalne poziomy, czyli sprzed hossy roku 2000
* Prognozujemy osiągnięcie przez PKN w 2002 roku 26,8 mld zł skonsolidowanych przychodów, EBIT na poziomie 889 mln zł i zysk netto wynoszący 522 mln zł, w którym zawarty jest zysk na sprzedaży akcji LG PetroBanku szacowany przez nas na 42,5 mln zł
* Wyceniając spółkę na bazie modelu DCF szacujemy wartość jej biznesu podstawowego na 25,6 zł na 1 akcję, a po uwzględnieniu pakietu Polkomtela wyceniamy ją na 29,25 zł na 1 akcję. Opierając się na wycenie porównawczej oceniamy, iż przy bieżącym kursie spółka wyceniana jest nieznacznie powyżej konkurentów środkowo-europejskich. Sądzimy iż taka wycena porównawcza wynika z niskich notowań całego sektora dotknietego przedłużającą się bessą. W efekcie wzięcia pod uwagę tych dwóch modeli wycen ustalamy cenę docelową na 26,3 zł obniżając ze względu na niską wycenę metodą porównanwczą wycenę otrzymaną z DCF o 10%.
Zaangażowanie największych OFE w PKN na koniec I półrocza’02
kurs (28.06.02) 17,9
liczba akcji 420,177
kapitalizacja rynkowa 7 521
free float (l-ba akcji) 264,446
free-float 62,9%
Udział spółki w WIG20 12,3%
Udział spółki w WIG 10%
Na koniec czerwca (mln akcji lub zł) CU NN PZU AIG Zurich Bankowy Sampo Aktywa funduszu 7 284,40 5 446,10 3 537,90 2 155,10 871,80 784,70 736,10 Wartość portfela akcyjnego 2 395,10 1 592,40 1 054,60 572,40 265,70 228,60 189,40
Liczba akcji PKN w portfelu 18,48 10,33 8,41 4,07 1,99 1,53 1,57
Wartość pakietu PKN 330,78 184,97 150,59 72,82 35,69 27,31 28,03
I kryterium: udział w aktywach funduszu
Udział PKN w aktywach funduszu 4,54% 3,40% 4,26% 3,38% 4,09% 3,48% 3,81%
Limit 5% udział w aktywach (liczba
akcji) 20,347 15,213 9,882 6,020 2,435 2,192 2,056
Max możliwe zwiększenie
zaangażowania ze względu na limit 5% udziału w aktywach (liczba akcji)
1,868 4,879 1,469 1,952 0,441 0,666 0,490
Zwiększenie zaangażowania (wartościowo)
33,4 87,3 26,3 34,9 7,9 11,9 8,8
II kryterium: udział OFE w kapitale PKN
Udział OFE w kapitale akcyjnym PKN 4,40% 2,46% 2,00% 0,97% 0,47% 0,36% 0,37%
Max możliwe zaangażowanie ze względu na limit 10% udziału w kapitale akcyjnym (liczba akcji)
42,018 Max możliwe zaangażowanie
(wartościowo) 752,1
Podsumowanie
Max dopuszczalne zaangażowanie 20,347 15,213 9,882 6,020 2,435 2,192 2,056 Max możliwe zwiększenie
zaangażowania (liczba akcji) 1,868 4,879 1,469 1,952 0,441 0,666 0,490
Zwiększenie (wartościowo) 33,4 87,3 26,3 34,9 7,9 11,9 8,8
Kurs graniczny (powyżej którego przy danych aktywach i liczbie akcji PKN w portfelu na koniec czerwca nie mogą zwiększać zaangażowania)
19,7 26,4 21,0 26,5 21,9 25,7 23,5
Podstawowe dane o PKN:
PKN Orlen jest największym producentem i dystrybutorem produktów naftowych i petrochemicznych w Polsce z 64% udziałem w krajowym rynku paliw płynnych. Spółka posiada zakład główny w Płocku oraz udziały w rafineriach Jedlicze i Trzebinia i wraz z tymi rafineriami przerobiła w 2001 r. 12,878 mln ton ropy naftowej. Zdolności produkcyjne zakładu w Płocku wynoszą obecnie 17,8 mln ton, jednakże ze względu na “wąskie gardło” w przerobie pozostałości po I fazie rafinacji według naszej wiedzy spółka jest w stanie efektywnie przerobić obecnie 14- 14,5 mln ton ropy. W 2001 r. PKN sprzedał 10,9 mln ton produktów naftowych, z czego 29,1%
stanowiły benzyny (3,176 mln ton), 29,5% oleje napędowe (3,220 mln ton), 29,6% oleje opałowe (3,228 mln ton), 3,66% asfalty (0,4 mln ton), a 2,75% paliwo lotnicze (0,3 mln ton).
PKN importuje większość ropy z Rosji, a jego głównym dostawcą jest firma J&S (63% dostaw). W roku bieżącym aż 95% ropy importowanej przez PKN pochodzi z rynku rosyjskiego. Firma dysponuje największą siecią sprzedaży detalicznej paliw - 1962 stacji paliw (1331 własnych i 631 patronackich), które sprzedały w 2001 r. 2,0 mln ton paliw (z czego 1,3 mln ton to benzyny bezołowiowe, a 0,7 mln ton olej napędowy).
Wątek główny: Udział PKNu w prywatyzacji Rafinerii Gdańskiej (RG)
Analizując przyjętą przez Radę Ministrów we wrześniu nowelizację „Strategii Restrukturyzacji i Prywatyzacji Sektora Naftowego w Polsce” można odnieść wrażenie jakby została napisana pod dyktando spółki z Płocka. Pomimo licznych sprzeciwów przedstawicieli Rafinerii Gdańskiej oraz lobby gdańskiego nowa strategia dopuszcza możliwość połączenia PKN Orlen z Rafinerią Gdańską. Dopuszcza ona również tworzenie aliansów i połączeń kapitałowych z podmiotami zagranicznymi.
Zgodnie z przyjęta strategią Rafineria Gdańska może zostać sprywatyzowana na trzy sposoby:
1. Przez sprzedaż akcji RG inwestorom branżowym lub finansowym, dopuszczając możliwość przeprowadzenia oferty publicznej.
2. Przez podwyższenie kapitału RG i wniesienie akcji lub majątku poszczególnych rafinerii południowych Czechowic, Jasła i Glimaru oraz Petrobalticu do RG, a następnie ewentualnie przeprowadzenie oferty publicznej (za tym rozwiązaniem optuje Prezes RG – Paweł Olechnowicz).
3. Przez konsolidację z PKNem i/lub rafineriami południowymi oraz Petrobalticem, a następnie zaoferowanie akcji skonsolidowanego podmiotu w drodze oferty publicznej.
Po rozpadzie Konsorcjum Rotch Energy-Łukoil wywołanym wycofaniem się Rotcha, prawdopodobnie w efekcie przyjęcia nowego programu dla sektora naftowego oraz zawiązaniu się nowego konsorcjum w skład, którego wchodzą Rotch i PKN szansę Łukoila na wejście do RG znacząco zmalały. Łukoil, nadal jednak deklaruje zainteresowanie inwestycją w RG podając jednocześnie 300 mln USD jako kwotę maksymalną jaką jest w stanie zapłacić za pakiet spółki będący w posiadaniu Nafty Polskiej. Rosyjska spółka złożyła ofertę samodzielnego zakupu RG, ważną do 15 listopada tego roku. Jednakże ponieważ dotychczasowy przetarg jest nieograniczony czasowo, a Nafta Polska nie zamierza rozpisywać nowego w chwili obecnej tylko Rotch ma wyłączność negocjacyjną. Aby MOL mógł się ubiegać o RG musiałby wg Prezesa Nafty Polskiej złożyć nową, znacznie lepszą ofertę. Obecnie mimo oferty Łukoila należy jasno stwierdzić, że wypadł on wraz z MOLem z gry o RG.
Wiadomość o przyjęciu nowego programu jest pozytywna dla spółki z Płocka, ponieważ oddala niebezpieczeństwo ewentualnej przyszłej walki o rynek po wejściu Łukoila do RG. Wg opinii Ministra Kaczmarka dokończenie prywatyzacji RG w roku bieżącym jest warunkowo możliwe, jednakże warunki stawiane PKNowi przez Ministra Kaczmarka są wysokie.
O jaką Rafinerię Gdańską walczy PKN?
Z końcem 2001 RG posiadała 11 firmowych hurtowni paliw i nieznacznie ponad 300 stacji benzynowych, z których zaledwie 25 stanowiły stacje własne. Ta w naszej opinii niekorzystna struktura sieci detalicznej, w której prawie 280 stacji to stacje patronackie obniża wycenę spółki z Gdańska i stwarza ryzyko odcięcia od sieci detalicznej, gdyby nagle nastąpiły napięcia na linii RG – właściciele stacji patronackich, tak jak ma to miejsce w tej chwili w Orlenie.
Sytuacja finansowa spółki i jej pozycja rynkowa też nie są czynnikami motywującym do zakupu akcji RG. W 2001 roku RG przerobiła zaledwie 4,171 mln ton ropy w stosunku do 4,245 mln ton Zmiana programu
restrukturyzacji i prywatyzacji sektora naftowego to zwycięstwo koncepcji rozwoju rynku lansowanej przez PKN
W efekcie zerwania Konsorcjum Rotch- Łukoil rosyjska spółka wypadła z gry o RG
Wyłączność na negocjacje w sprawie zakupu RG ma nadal Rotch
Niekorzystna struktura sieci detalicznej RG
w 2000 i sprzedała łącznie 4,035 mln ton produktów naftowych w stosunku do 3,958 mln to w 2000. Sprzedaż paliw ukształtowała się na poziomie 2 791 tys. ton przekraczając nieznacznie wynik osiągnięty w roku 2000 i osiągając 17% udział w polskim rynku paliw.
W celu ograniczenia zadłużenia długoterminowego, które spadło o ponad 108 mln zł w ciągu 2001 roku do 632 mln zł spółka sprzedała w 2001 roku wszystkie posiadane obligacje i bony skarbowe za łączną kwotę 125,9 mln zł i na koniec roku w bilansie nie posiadała żadnych papierów przeznaczonych do obrotu. Środki pieniężne zmalały z 84,5 mln zł na koniec 2000 roku do 12,5 mln zł na koniec 2001 roku. Jeśli wyniki tego roku nie będą znacznie lepsze (Zarząd zapowiada zrealizowanie 60 mln zł zysku netto w 2002r.), spółka będzie musiała znacząco zwiększyć zadłużenie w celu sfinansowania programu inwestycyjnego wynoszącego zdaniem Prezesa RG 4- 4,5 mld zł w najbliższych 4 latach. Wśród nakładów inwestycyjnych znajdują się: inwestycja w IGCC czyli system do zgazowywania ciężkich pozostałości porafinacyjnych niezbędny w celu sprostania normom ochrony środowiska i podniesienia stop uzysków produktów białych, który pochłonie 540 mln USD (prawdopodobnie w postaci JV z Kellogiem lub Basellem, możliwe również wykorzystanie umów offsetowych z Lockheed Martinem). Bez niej spółka z Gdańska sprzedaje ciężkie pozostałości, jak ciężki olej opałowy znacznie poniżej kosztów (cen zakupu ropy), czyli z ujemną marżą. Spółka planuje również zwiększyć liczbę stacji benzynowych do 500- 600 na co potrzebuje kolejne 200-250 mln zł oraz nakłady potrzebne na zwiększenie mocy produkcyjnych z 4,5 do 6 mln ton ropy rocznie.
RG (tys. zł) 2000 2001 Zmiana
Przychody ze sprzedaży 6 985 920 6 082 017 -12,9%
Zysk na sprzedaży 281 046 23 261 -91,7%
Zysk operacyjny (EBIT) 308 404 19 173 -93,8%
marża EBIT 4,41% 0,32% -92,9%
EBITDA 541 793 252 562 -53,4%
marża EBITDA 7,76% 4,15% -46,5%
Saldo przychody - koszy finansowe -68 636 -33 961
Zysk na działalności gospodarczej 239 768 -14 788 -106,2%
Saldo zdarzeń nadzwyczajnych 649 235
Zysk brutto 240 417 -14 553 -106,1%
Zysk netto 182 841 3 115 -98,3%
marża netto 2,62% 0,05% -98,0%
Aktywa 2 999 349 2 306 800 -23,1%
Majątek trwały 1 689 768 1 451 252 -14,1%
Majątek obrotowy 1 251 051 814 338 -34,9%
Przerób ropy (tys. ton) 4 245 4 170 -1,8%
Sprzedaż produktów naftowych (tys.
ton)
3 958 4 034 1,9%
Źródło: Obliczenia własne DI BRE Banku na podstawie raportów RG
Trzy scenariusze dalszej prywatyzacji RG:
1. Wejście do RG konsorcjum Rotch-PKN
2. Konsolidacja RG z PKNem z pominięciem Rotcha 3. Samodzielny rozwój RG
Mimo że pozycja RG słabnie spółka nadal jednak kontroluje około 17% polskiego rynku
Marża EBITDA za 2001 dla RG wyniosłą zaledwie 4,15% vs 6,21%
dla PKN
Marża zysku netto RG w 2001 to zaledwie 0,05%
Co w liczbach zyska, a co straci PKN kupując RG:
Dane za 2001 rok PKN RG PKN + RG Zmiana
Przychody ze sprzedaży 25 878 495 6 082 017 31 960 512 23,50%
Zysk operacyjny (EBIT) 660 520 19 173 679 693 2,90%
marża EBIT 2,55% 0,32% 2,13% -16,68%
Zysk netto 343 053 3 115 346 168 0,91%
marża netto 1,33% 0,05% 1,08% -18,29%
Przerób ropy (mln ton) 12 878 4 171 17 049 32,39%
Liczba stacji paliw 1 962 310 2 272 15,80%
Źródło: Obliczenia własne DI BRE Banku
I Scenariusz-Kupno RG w Konsorcjum z Rotch Energy: (obecnie najbardziej realny) Następstwem przyjęcia nowego programu dla sektora naftowego przez Rząd było podpisanie 29 września porozumienia pomiędzy PKN Orlen, a Rotch Energy w sprawie utworzenia wspólnego konsorcjum, które będzie się ubiegać o zakup 75% akcji RG od Nafty Polskiej. Podpisanie porozumienia zmniejsza w chwili obecnej prawdopodobieństwo spełnienia się wariantu alternatywnego zakładającego możliwość samodzielnej inwestycji PKNu w RG. Według porozumienia PKN kupi 25% minus jedną akcję RG, a Rotch pozostałe 50% plus 1 akcję.
Zobowiązania inwestycyjne będą ponoszone w proporcji 1/3 PKN, 2/3 Rotch, ale gwarantowane w proporcji 1:1. Zastanawiający jest poziom zaangażowania Rotcha w “nowym” konsorcjum, który wymagałby od niego wyłożenia około 182 mln USD na zakup pakietu 50% akcji RG od Nafty Polskiej i minimum 220 mln USD na przyszłe inwestycje w RG. W sytuacji gdy oficjalnie wiadomo, iż Rotch nie dysponuje takimi środkami (w sumie około 400 mln USD) uzasadnione staje się przypuszczenie, iż po zakończeniu przetargu do nowego konsorcjum może dołączyć kolejny podmiot, naszym zdaniem prawdopodobnie Łukoil.
Scenariusz zakupu RG w konsorcjum z innym podmiotem(ami) jest dla PKNu bardzo pozytywny, ponieważ powoduje spadek koniecznych do poniesienia przez Orlen wydatków zarówno na zakup RG, jak i inwestycje przy jednoczesnym uzyskaniu zarządu operacyjnego w RG co otworzy możliwość uzyskania efektów synergii w obszarach:
• zakupu ropy (oszczędności wynikające ze wspólnego zakupu ropy naftowej nie powinny przekroczyć 0,1-0,15 USD na baryłce, co przekłada się na 13,3-20 mln USD łącznych rocznych oszczędności dla PKN i RG)
• Logistyki (przejęcie przez PKN zaopatrzenia RG realizowanego na południu Polski)
• restrukturyzacji sieci dystrybucji (przejęcie tylko części stacji RG, sprzedaż własnych mniej atrakcyjnych stacji)
• inwestycji (możliwe jest ograniczenie wydatków na IGCC, rezygnacja bądź drastyczne ograniczenie wydatków na rozbudowę sieci dystrybucji RG, weryfikacja planów rozbudowy mocy produkcyjnych w RG )
• zatrudnienia (ograniczenie zatrudnienia w administracji, marketingu)
• specjalizacji produkcji, czyli optymalizacji” product mix” (polegająca na większej produkcji olejów smarnych w RG, przy jednoczesnym przeniesieniu części produkcji paliw do PKN, ze względu na lepsze uzyski i położenie geograficzne)
Roczne efekty synergii (łączne dla PKN i RG) możliwe do osiągnięcia zdaniem zarządu PKN w terminie 2-3 lat po zakupie akcji RG zostały oszacowane na 110-150 mln USD. Ze względu na brak szczegółów dotyczących konkretnych kwot w poszczególnych pozycjach ostrożnie oceniamy możliwość wystąpienia efektów synergii aż na taką skalę. Jedynymi policzalnymi w chwili obecnej korzyściami są te wynikające ze wspólnych zakupów ropy, które mogą sięgnąć 13,3–20 mln USD.
Bazując na synergiach jakie osiągnął MOL kupując Slovnaft, które wyniosły 0,5 USD/bbl szacujemy iż łączne roczne efekty synergii nie powinny przekroczyć 66-70 mln USD (tj. 0.5 x przerób łączny). Po zdyskontowaniu strumienia synergii do wartości obecnej stosując jako współczynnik dyskontujący wacc PKN uzyskujemy wycenę łącznych synergii na poziomie 500- 550 mln USD.
W przypadku zakupu RG przez PKN w konsorcjum z Rotchem płocka spółka uzyska
„zarząd
operacyjny’ w RG ponosząc tylko 1/3 wydatków
potrzebnych na inwestycje w RG i zakup pakietu od Nafty Polskiej
Maksymalne możliwe do uzyskania efekty synergii 2-3 lata po przejęciu kontroli w RG to naszym zdaniem 66-70 mln USD w skali rocznej
Opisane efekty synergii są możliwe do osiągnięcia również w przypadku realizacji scenariusza alternatywnego zakładającego samodzielny zakup RG przez PKN.
II Scenariusz: samodzielne wejście PKNu do RG (wariant mało prawdopodobny)
Alternatywnym scenariuszem związanym z przejęciem RG przez PKN jest przekazanie przez MSP i Naftę Polską aportem akcji RG do PKN dzięki czemu wzrósłby udział Nafty Polskiej i Skarbu Państwa w połączonym podmiocie. Scenariusz taki wymagałby podwyższenia kapitału akcyjnego PKN. Gdyby wniesione 85% akcji RG (75% ma Nafta Polska i 10% MSP) wycenić na poziomie 274+36,5 mln USD czyli proponowanym przez Rotcha i Łukoil, a PKN zgodnie z obecną rynkową wartością na 1,95 mld USD (18,8 PLN za akcję) to po połączeniu PKN z RG udział Nafty Polskiej i SP wzrósłby do ponad 36% z obecnych 28%. Prawdopodobieństwo tego wariantu szacujemy w chwili obecnej poniżej 10%.
Obecna struktura akcjonariatu PKN Nafta Polska 17,63%
SP 10,38%
BoNY 15,91%
CU OFE 4,80%
Kulczyk 4,25%
Templeton 4,45%
Pozostali 42,57%
Prawdopodobna struktura akcjonariatu po konsolidacji PKN-RG
Pozostali 38,22%
T empleton 3,75%
Kulczyk
3,58% CU OFE
4,04%
BoNY 13,40%
SP 10,32%
Nafta Polska 26,68%
Źródło: Obliczenia własne DI BRE Banku
III Scenariusz - Samodzielny rozwoju RG (mało prawdopodobny)
Jednym z wariantów dalszej prywatyzacji RG, bardzo silnie lobbowanym przez Prezesa Rafinerii Gdańskiej Pawła Olechnowicza jest rozwiązanie zakładające połączenie RG z rafineriami południowymi oraz Petrobalitciem i dalszy samodzielny rozwój jako Koncern Naftowy Rafinerii Gdańskiej. Aby do utworzenia tego koncernu mogło dojść Nafta Polska powinna wg Prezesa RG:
• wnieść 51% akcji Petrobalticu do RG do końca 2002 roku w celu zwiększenia wartości RG do 1,6 mld zł co umożliwiłoby na podniesienie zdolności kredytowych RG do około 1,2 mld zł do końca 2005 roku z obecnych 300 mln zł
• sprzedać 20-25% Rafinerii Gdańskiej PKNowi w połowie 2003 roku.
• wyemitować obligacje Nafty Polskiej zamienne na akcje RG o wartości 360 mln zł. Konwersja obligacji na akcje RG byłaby możliwa w 2004 lub 2005 roku
• wnieść w 2003 roku wybrane aktywa rafinerii Glimar, Jasło i Czechowice do RG.
• w 2004 roku przeprowadzić publiczną emisję akcji RG o wartości 800 mln zł skierowaną do inwestorów zagranicznych (minimum 100 mln Euro) i krajowych instytucji finansowych.
W naszej opinii ze względu na fakt, iż środki ze sprzedaży akcji RG mają posłużyć Nafcie Polskiej na restrukturyzacje zakładów przemysłu chemii ciężkiej są one potrzebne jak najszybciej a na pewno nie za 2-3 lat co wynika z programu przedstawionego Nafcie przez Zarząd RG. Wariant samodzielnego rozwoju RG wydaje się być w chwili obecnej mało realny, również ze względu na konieczność poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych na rozwój RG rzędu 4-4,5 mld zł w najbliższych 4 latach. Kwota podawana przez Prezesa Olechnowicza nie uwzględnia potrzeb inwestycyjnych Petrobalticu, Rafinerii Czechowice (800 mln zł - instalacja PET), Jasło i Glimar (440 mln zł - hydrokompleks).
Podsumowanie:
Sądzimy, iż obecnie mało realny jest scenariusz samodzielnego rozwoju RG nawet wzmocnionej Pertobaltikiem i rafineriami południowymi. Równie mało prawdopodobny jest wariant Alternatywnym
wariantem jest połączenie RG z PKN bez udziału Rotcha przez podwyższenie kapitałów PKN i wniesienie aportem akcji RG
Brak możliwości samodzielnego rozwoju RG ze względu na zakładany przez Zarząd bardzo duży program inwestycyjny RG, który może sięgnąć nawet 4,5 mld zł
samodzielnego zakupu RG przez PKN (oceniając prawdopodobieństwo wystąpienia każdego z tych scenariuszy na max 5%). Jednocześnie uważamy, iż najbardziej prawdopodobny jest wariant kopna RG przez konsorcjum Rotch-PKN (prawdopodobieństwo 90%)
W naszej opinii zainteresowanie PKNu konsolidacją z RG wynikała pierwotnie z konieczności zablokowania Łukoila i obronny przed jego samodzielnym wejściem na nasz rynek. Możliwe do osiągnięcia efekty synergii stanowią dodatkowy argument przemawiający za inwestycją PKNu w RG. Natomiast wpuszczenie Rosjan w chwili obecnej do Rafinerii Gdańskiej i przeprowadzenie przez nich zapowiadanych inwestycji w spółce wynoszących minimum 330 mln USD (koncentrujących się na rozbudowie potencjału przerobowego z obecnych 4,5 mln ton ropy rocznie do około 6-6,5 mln ton wraz z rozbudową sieci stacji paliw z obecnych 300 do 1000) skutkowałoby rozpoczęciem walki konkurencyjnej pomiędzy tym podmiotem, a PKNem czego skutkiem byłby spadek marż detalicznych.
Warunki wejścia PKNu do RG stawiane przez Ministra Kaczmarka:
• minimalna cena zakupu pakietu akcji będącego w posiadaniu Nafty Polskiej (274 mln USD),
• konieczność pozbycia się udziałów w Naftoporcie.
• brak możliwości uczestniczenia w prywatyzacji Naftobaz,
• ograniczenia możliwości negocjowania kontraktów na dostawy ropy na poziomie zarządów spółek, I warunek stawiany przez MSP: minimum 274 mln USD za 75% RG
Pierwszym warunkiem stawianym przyszłemu nabywcy 75% pakietu akcji RG będącego w posiadaniu Nafty Polskiej jest cena minimalna na poziomie odtajnionej oferty Konsorcjum Rotch- Łukoil, czyli 274 mln USD. Czy jest to cena wygórowana, czy nie?
Dla koncernu rosyjskiego takiego jak Łukoil, który odczuwa nierównowagę pomiędzy upstreamem i downstreamem kupno rafinerii w Europie Środkowo-Wschodniej zdolnej do przetwarzania ropy typu Ural i wytwarzającej produkty naftowe spełniające normy UE jest bardzo racjonalnym rozwiązaniem, pozwalającym na osiągnięcie dodatkowych korzyści z efektów synergii w wyniku integracji pionowej oraz dostępu do przyszłego rynku UE. W związku z tym naftowe koncerny rosyjskie specjalizujące się w wydobyciu skłonne są zapłacić pewną premię za rafinerie spełniające te założenia, jak RG.
W zupełnie innej sytuacji znajduje się PKN ubiegający się o zakup RG. On nie może dokonać integracji pionowej, a co najwyżej poziomą, osiągając efekty synergii opisane powyżej:
Wycena RG w oparciu o wskaźnik EV/EBITDA:
Dokonując wyceny RG oparliśmy się o wskaźniki EV/EBITDA i EV/Sales dla PKN Orlen na koniec 2001 roku. Na podstawie raportu RG za 2001 rok daną mieliśmy również sprzedaż, EBITDĘ i liczbę akcji RG.
Na koniec 2001 PKN Wycena RG na
podstawie EV/EBITDA
Wycena RG na podstawie EV/S
Kurs/ cena 1 akcji 19 118 220
Liczba akcji (tys. akcji) 420 177 7 870 7 870
Sprzedaż 25 878 495 6 082 017
Kapitalizacja/Wartość implikowana
7 983 363 930 983 1 731 989
Dług netto 2 279 191 679 938
EBITDA 1 608 975 252 562
EV 10 262 556 1 610 921 2 411 927
EV/EBITDA 6,378 6,378
EV/S 0,397 0,397
Wycena rynkowa (w USD) 1 995 841 232 746 432 997
Wartość pakietu RG będącego w posiadaniu Nafty
Polskiej (tys. USD) 174 559 324 748
Źródło: Obliczenia własne DI BRE Banku na podstawie raportów spółek *Kurs 1 USD = 4 zł
Czy 274 mln USD za 75%
RG to dużo, czy mało?
Podsumowanie:
Proste porównanie wskaźników wskazywałoby na wycenę RG (przy kursie 1 USD = 4 zł) w ujęciu dolarowym pomiędzy 233 a 433 mln USD, co przekłada się na waluację 75% pakietu akcji RG będący w posiadaniu Nafty Polskiej na poziomie 174 – 325 mln USD. Jednak my szacujemy Fair value spółki na około 185 mln USD, a wartość 75% RG wyceniamy na 139 mln USD. Kwotę taką uzyskaliśmy dzięki pomniejszeniu wartości uzyskanej ze wskaźnika EV/EBITDA o współczynnik dyskontujący wynoszący 20%. Sądzimy, iż taki poziom dyskonta w stosunku do wyceny PKN jest w pełni uzasadnione czynnikami takimi jak: znacznie mniejszy udział w rynku, gorsze uzyski paliw, mniej atrakcyjne położenie geograficzne, brak dostępu do sieci rurociągów produktowych, niekorzystną strukturę sieci detalicznej oraz wysokie nakłady inwestycyjne niezbędne do poniesienia, aby sprostać normom UE i ochrony środowiska.
Jak wynika z obliczeń cena proponowana przez nieistniejące już Konsorcjum Rotch-Łukoil odzwierciedla wycenę RG w oparciu o wskaźnik EV/Sales i mieści się w górnym przedziale wyceny. Sądzimy, iż dla Łukoila RG mogła przedstawiać taką wartość ze względu pozyskanie około 17% polskiego rynku (poprzez jej zakup), udziały w Naftoporcie oraz możliwe do uzyskania efekty synergii w wyniku integracji pionowej. Jednak dla PKNu RG powinna być wyceniana przez pryzmat efektywności finansowej, czyli po wskaźniku EV/EBITDA przekładając się na wycenę mieszczącą się w dolnej części przedziału. Uważamy, iż jeśli po przeprowadzeniu due dilligance nowo powstałe konsorcjum Rotch-PKN zapłaci 274 mln USD to będzie to cena stosunkowo wysoka, uzasadniona obawą PKN przed wpuszczeniem Rosjan do RG. Tym samym „nowe”
konsorcjum na „starcie” przepłaci 2-krotnie.
Z drugiej strony oceniając inwestycje PKN w RG przez pryzmat możliwych do uzyskania efektów synergii obu spółek twierdzimy, iż pomimo przepłacenia za 75% pakiet akcji RG strumień rocznych efektów synergii zdyskontowany do wartości obecnej ma łączna wartość 500-550 mln USD czyli około 4x więcej niż strata wynikająca z początkowego przepłacenia za pakiet akcji RG.
Sądzimy iż nawet w przypadku konieczności zapłacenia Rotchowi znaczącej premii za część pakietu RG, która będzie pod jego kontrolą zakup RG jest dla PKN z pewnością uzasadniony ekonomicznie.
II warunek: Utrata kontroli nad Naftoportem Jaką wartość dla PKNu przedstawia Naftoport?
Ultimatum Ministra Kaczmarka dla PKNu brzmi: Naftoport za akcje RG. Oznacza to, iż przy wejściu PKNu do RG zarówno PKN, jak i RG będą musiały sprzedać posiadane udziały w Naftoporcie na rzecz PERNu. W naszej opinii w chwili obecnej MSP bardziej zależy na udziałach w Naftoporcie, niż PKNowi na akcjach RG. Nafta mówi również, że niekoniecznie musi przejąć cały pakiet udziałów w Naftoporcie będący w posiadaniu PKN (48.72%). Wystarczy jej pakiet będący w posiadaniu RG (26,4%) i pewna część pakietu PKNu tak, aby PERN przejął kontrolę w Naftoporcie. Przejęcie kontroli przez PERN może się odbyć na 2 sposoby:
• podpisanie umowy wiązanej z PKNem przy sprzedaży RG, która zakładałaby odsprzedaż udziałów w Naftoporcie
• podwyższenie kapitałów Naftoportu i objęcie ich przez PERN
Oba warianty wiążą się ze sprzedażą RG konsorcjum Rotch-PKN i wymagają akceptacji PKNu.
Naftoport mający moce przerobowe wynoszące 23 mln ton ropy i produktów naftowych rocznie i operujący na 2 terminalach R (11 mln ton) i T (12 mln ton), nazywany jest Polskim oknem na alternatywne w stosunku do rosyjskich dostawy ropy naftowej. Wraz z terminalem P należącym do Portu Północnego i mającym zdolności przerobowe wynoszące 10 mln ton rocznie kompleks gdański może przyjmować statki o maksymalnym zanurzeniu 15-17 metrów i wyporności 150 tyś.
BRT i przeładowywać łącznie 33 mln ton ropy rocznie. Obecna struktura udziałowców spółki przedstawia się następująco:
Według naszych wyliczeń bazujących na EV/EBITDA i EV/Sales fair value RG wynosi 186 mln USD
Wartość 75%
pakietu RG będącego w posiadaniu Nafty Polskiej
wyceniamy na 139 mln USD
Utrata kontroli nad Naftoportem to podstawowy warunek wejścia PKN do RG
Struktura własnościowa Naftoport Sp. z o. o. na 31.12.2001r.
J&S Service and Investment
3,85%
Rafineria Gdańska
25,64%
PKN Orlen 48,72%
Port Północny
3,85% PERN
17,94%
Źródło: Raport roczny PKN Orlen
Przy przeładunku wynoszącym 6 766,8 tyś ton w 2001 roku Naftoport wypracował 48 385,8 tyś. zł przychodów ze sprzedaży i 20 974,3 tyś zł zysku netto co na skonsolidowanym rachunku zysków i strat PKN przełożyło się na 10 218,7 mln zł zysku netto. Koszt przeładunku 1 tony ropy i produktów naftowych wyniósł zatem 7,15 zł, co w przeliczeniu na baryłkę ropy oznacza koszt 0,97 zł, czyli 0,24 USD.
Naftoport 2001 Wariant I
Przerób ropy w PKN w 2002P
Wariant II Prognozowany przerób ropy w PKN+RG w 2002
Wariant III Maksymalne wykorzystanie mocy Naftoportu
Wariant IV
Max wykorzystanie mocy bez przeładunku ze strony PKNu Przeładunek/przerób (mln
ton) 6,8 13,0 17,0 23,0 11,8
Przychody (mln zł) 48,4 93,0 121,6 164,5 84,3
Zysk netto (mln zł) 21,0 40,3 52,7 71,3 36,6
Wynik na skonsolidowanym PKN (tys. zł)
10,2 19,6 25,7 34,7 17,8
Kosz przeładowania 1 tony
w zł 7,15
Kosz przeładowania 1 baryłki ropy w USD
0,24
Źródło: Obliczenia własne DI BRE Banku na podstawie raportów PKN Orlen
W Naftoporcie istotne znaczenie ma umowa pomiędzy wspólnikami, zgodnie z którą, każdy wspólnik może przeładować tyle ropy i produktów naftowych przez Naftoport ile wynosi jego udział w kapitale spółki przemnożony przez moce przerobowe Naftoportu. W związku z czym, gdyby PKN połączyć z RG 75% mocy Naftoportu byłoby pod kontrolą jednego podmiotu.
Przy założeniu, iż PKN nie sprzeda udziałów w Naftoporcie maksymalne korzyści finansowe jakie może odnieść z posiadanego pakietu udziałów wynoszą 34,7 mln zł rocznie wykazywane na skonsolidowanym rachunku zysków i strat. Takie korzyści są możliwe do osiągnięcia jedynie w przypadku przyjęcia dodatkowych założeń, czyli maksymalnego wykorzystania mocy przeładunkowych Naftoportu i braku przeładunku ze strony PKN (brak kosztów przeładunku) co wydaje się mało realne, ponieważ nie sądzimy aby PKN był skłonny zezwalać innym podmiotom na tak wysoki import ropy i produktów kanałem, na którego politykę wywiera istotny wpływ.
W przypadku podjęcia decyzji o sprzedaży przez PKN wszystkich udziałów w Naftoporcie poza aspektem utraty ewentualnych korzyści finansowych z partycypacji w zyskach Naftoportu PKN straci kontrolę nad ewentualnymi dostawami ropy tym źródłem, a tym samym silne, acz w tej chwili nie wykorzystane narzędzie do walki z konkurentami. Sądzimy jednakże, iż w obecnej sytuacji geopolitycznej to narzędzie jeszcze przez długi czas nie będzie wykorzystywane.
W sytuacji, gdy PKN przerabia 95% ropy uralskiej Naftoport stanowi dla niego tylko „zawór bezpieczeństwa”
Uproszczona wycena pakietu udziałów PKNu w Naftoporcie:
Ze względu na brak dostępu do raportów finansowych Naftoportu oraz dla uproszczenia wyceny Naftoportu przyjęliśmy, iż dla PKNu są to aktywa, które będą przynosić mu rentę wieczystą. Aby obliczyć wartość bieżącą (PV) renty wieczystej przyjęliśmy:
Wacc = 10,1%
PMT = 10,2 mln zł (na podstawie udziału w zeszłorocznym zysku) PV= 10,219/10,1%= 101 mln zł
Podsumowanie:
Sądzimy, iż Naftoport nie jest i prawdopodobnie nie będzie dla PKNu aktywem strategicznym, a co najwyżej pewnym „zaworem bezpieczeństwa” i kartą przetargowa w walce o RG. Wartość udziałów Naftoportu będących w posiadaniu PKNu ustalona na podstawie wartości bieżącej renty wieczystej wynosi minimum 101 mln zł, co w przeliczeniu na jedną akcję PKNu daje wartość 0,24 zł. Wycena całego Naftoportu ustalona powyższą metodą wynosi 208 mln zł, przy czym dla pozostałych akcjonariuszy wartość Naftoportu powinna zostać ustalona z zastosowaniem innych metod. W księgach PKNu wartość bilansowa udziałów w Naftoporcie na koniec czerwca 2002 wynosiła 46,736 mln zł. Bazując na transakcji sprzedaży udziałów Naftoportu przez Ciech wartość całej spółki Naftoport wyceniono na 233 mln zł, czyli ponad 5x kapitał zakładowy (wynoszący 45,942 mln zł). Należy pamiętać iż dla PERNu Naftoport stanowi bardziej aktywa strategiczne niż finansowe, w związku z czym wyniki finansowe spółki stanowią element mniej istotny. Sądzimy iż PERN będzie gotów zapłacić za pakiet Naftoportu będący w posiadaniu PKN około 113 mln zł, czyli cenę bazującą na transakcji jaką zawarł Ciech.
III warunek: Naftobazy – Nie dla PKNu
Brak możliwości uczestnictwa w prywatyzacji Naftobaz to kolejny warunek stawiany PKNowi przez Ministra Kaczmarka, jeśli Orlen zamierza wejść do RG. Zgodnie z programem dla sektora naftowego w prywatyzacji Naftobaz mogą wziąć udział tylko spółki z branży magazynowania i logistyki paliw. Założenie takie przyjęto ze względu na dążenie do formalnego uniezależnienia infrastruktury logistycznej od PKNu. Prywatyzacja rozpoczęła się we wrześniu, gdy Nafta Polska wysłała zaproszenia do wytypowanych inwestorów. Wstępną deklarację o gotowości do podjęcia negocjacji wyraziły niemieckie firmy Oiltanking, IVG i Unitank oraz holenderski Vopak.
Amerykańskie koncerny El Paso, Kaneb Pipeline i Williams nie odpowiedziały na zaproszenie. Do sprzedaży wystawionych jest 51-65% akcji spółki, pozostałe 35% Nafta Polska zachowa prawdopodobnie do końca 2005 roku kiedy zostanie podjęta decyzja co do ich dalszej sprzedaży.
Program dopuszcza możliwość uczestnictwa PKN i RG w roli inwestorów mniejszościowych w Naftobazach. Zgodnie z nowym programem restrukturyzacji i prywatyzacji sektora naftowego istnieje opcja przejęcia przez Naftobazy rurociągów produktowych od PERNu, przez:
• nabycie akcji/udziałów spółki która powstanie w wyniku wyodrębnienia ze struktur PERN majątku związanego z rurociagami produktowymi,
• nabycie majątku związanego z rurociągami produktowymi,
• utworzenie z udziałem Naftobaz spółki dzierżawiącej rurociągi produktowe, bądź
• w innej formie kapitałowej lub prawnej
Wg nieoficjalnych informacji ewentualne przejęcie rurociągów przez Naftobazy może nastąpić dopiero po przeprowadzeniu pierwszego etapu prywatyzacji Naftobaz i tylko pod warunkiem zainteresowania ze strony przyszłego nabywcy pakietu udziałów Naftobaz.
Naftobazy Sp. z o.o. to sieć 21 baz paliw położonych na terenie całego kraju o łącznej powierzchni magazynowej wynoszącej 1,6 mln m3 przystosowane do przechowywania ropy naftowej oraz produktów naftowych i gazu. Zróżnicowanie baz pod względem wielkości wynosi od 10.000 do 290.000 m3.
• 5 baz połączonych rurociągiem z PKN Orlen, ma łączne zdolności przeładunkowe paliw jasnych wynoszące 7,2 mln ton rocznie
• 4 bazy przeładunkowe z toru szerokiego na znormalizowany o zdolnościach przeładunkowych 2,7 mln ton paliw, ropy i gazu położone przy granicy wschodniej
• 1 baza przeładunków morskich o zdolnościach przeładunkowych 1,2 mln ton paliw jasnych rocznie
• pozostałych 11 zlokalizowanych w mniej atrakcyjnych miejscach W chwili
obecnej Naftoport stanowi dla PKN źródło renty wieczystej o wartości bieżącej wynoszącej 101 mln zł
PERN potrzebuje Naftoportu w celu kontroli logistyki ropy, w związku z czym uważamy iż gotów jest zapłacić minimum 113 mln zł za pakiet spółki będący w posiadaniu PKN
Tylko 5 baz ma istotne
znaczenie dla PKNu
Spółka prowadzi również usługi w zakresie spedycji, konfekcjonowania i uszlachetniania paliw płynnych oraz budowy i remontów zbiorników magazynowych do przechowywania paliw.
Uruchomienie kawern w IKS Solino zmniejsza znaczenie Naftobaz dla PKNu,
W związku z przewidywaną akcesją Polski do Unii Europejskiej wynegocjowano harmonogram osiągnięcia 90 dniowych zapasów paliw płynnych zakładający średnioroczny wzrost poziomu zapasów o 2%. Prawdopodobnie dzięki naciskom PKN związanym z rozbudową IKS Solino udało się wynegocjować, iż 80% zapasów będzie mogło być przechowywane w postaci surowca (50%
łącznej ilości) i półproduktów. Problem powstaje jednakże w kwestii gdzie te zapasy składować, ponieważ Naftobazy nie dysponują odpowiednią pojemnością. W chwili obecnej łączna pojemność Naftobaz wynosi 1,6 mln m3, czyli około1,5 mln ton przy rocznym przerobie PKNu i Rafinerii Gdańskiej wynoszącym około 17 mln ton, co przekłada się na konieczność utworzenia tylko przez te dwa podmioty zapasów wynoszących około 4,2 mln ton ropy i produktów naftowych. PKN inwestując w rozbudowę kawern w IKS Solino osiągnie znaczącą przewagę, ponieważ będzie dysponował własną powierzchnią magazynową, w której będzie składował ropę i ON, w związku z czym koszty magazynowania zapasów obowiązkowych powinny wg PKNu spaść o około 50% co przełoży się na oszczędności rzędu 110 mln zł w latach 2002-2005. Jednak ze względu na coroczny wzrost zapasów w rachunku wyników kwota oszczędności wyniesie jedynie 10 mln zł.
Część powierzchni magazynowej IKS Solino wynoszącej obecnie 1,62 mln m3, a docelowo 5 mln m3 w 2006r. PKN będzie mógł udostępnić innym podmiotom osiągając dodatkowe korzyści w postaci przychodów. Należy pamiętać również o tym, iż koszt budowy 1m3 kawerny jest około 6- krotnie niższy niż wybudowanie zbiornika naziemnego.
Podsumowanie:
Naftobazy stanowią dla PKNu tylko miejsce magazynowania i przeładunku produktów naftowych - korzystając z rurociągów produktowych PKN wyekspediował w 2001 roku 46% swojej produkcji.
Najistotniejsze znaczenie, jeśli chodzi o wartość Naftobazy ma 5 baz połączonych rurociągiem z PKN Orlen, które znajdują się w Rejowcu, Nowej Wsi Wielkiej, Mościskach, Koluszkach oraz Boronowie. To głównie dzięki przeładunkom dokonywanym przez PKN w tych 5 bazach aż 60%
przychodów całej spółki Naftobazy pochodzi od PKNu. Z punktu widzenia PKNu to właśnie te bazy stanowią dla niego łakomy kąsek, a wraz z rurociągami produktowymi stanowiłyby idealne dopełnienie infrastruktury logistycznej. Pozostałe bazy nie przedstawiają dla PKN wartości, a raczej stanowiłyby kłopoty. W związku z czym należy przypuszczać, iż PKN byłby zainteresowany kupnem tylko wydzielonej części przedsiębiorstwa Naftobazy. Deklaracja PKNu o zamiarze kupna 16% Naftobaz prawdopodobnie świadczy o próbie wglądu w działalność spółki przy jednoczesnym bardzo ograniczonym zaangażowaniu kapitałowym. Należy również pamiętać, iż po pełnym uruchomieniu kawern w IKS Solino w 2005 roku udział Naftobaz w rynku spadnie do 30- 40% przy jednoczesnym wzroście udziały PKNu w rynku do 35-45%.
IV najbardziej szokujący warunek MSP: Zasady zakupu ropy
Najbardziej zaskakującym z warunków postawionych przez Ministra Kaczmarka przyszłemu inwestorowi RG jest brak możliwości negocjacji kontraktów na zakup ropy naftowej na poziomie zarządów spółek. Oświadczenie takie można zinterpretować na kilka sposobów, jednak niezależnie od interpretacji każda z wersji oznacza pewne niebezpieczeństwo dla PKNu i RG.
Zainteresowanie Rządu zakupami ropy wynika zapewne z traktowania dostaw i zapasów ropy jako elementu strategicznego z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego kraju, jednakże ponieważ PKN jest już spółką sprywatyzowaną z punktu widzenia spółki niebezpieczna i nieuzasadniona jest ingerencja władz państwowych w jej kontrakty handlowe.
W chwili obecnej trudno jest jednoznacznie stwierdzić, jak Minister Kaczmarek wyobraża sobie uczestnictwo Rządu w negocjacjach dotyczących zakupu ropy. Czy „eksperci” rządowi będą tylko obserwatorami podczas negocjacji, czy będą mogli doradzać spółce, czy może to oni będą negocjować.
Uruchomienie kawern w IKS Solino obniża wartość Naftobaz dla PKNu
110 mln zł oszczędności w latach 2002-2005 w wyniku
uruchomienia kawern w IKS Solino
Nie sądzimy aby niedopuszczenie PKN do prywatyzacji Naftobaz stanowiło dla spółki z Płocka istotny cios
Wątek uzupełniający: Pozostałe istotne wydarzenia związane z PKNem Inwestycje PKNu w latach 2002-2005
Według przedstawionej przez spółkę prognozy dotyczącej wydatków inwestycyjnych w roku bieżącym PKN zamierza wydać na ten cel około 1,1 mld zł, a łącznie w latach 2003-2005 około 4,95 mld zł. Podstawowe obszary inwestycyjne przedstawia poniższy wykres:
Źródło: Prezentacja Spółki Inwestycje w 2002
W roku bieżącym spółka zainwestuje około 600 mln zł w część rafineryjną w podziale na: DRW III (około 100 mln zł), HON VI, instalacje odsiarczania gazów płynnych, reforming VI oraz wymianę uszkodzonej turbiny w elektrociepłowni. 300 mln zł na sprzedaż detaliczną w postaci rebrandingu i modernizacji 250 stacji, 200 mln zł na inwestycje w hurt i logistykę w postaci nakładów na IKS Solino i rurociąg do Ostrowa Wlkp.
Inwestycje w latach 2003-2005
Na inwestycje w siec detaliczną spółka planuje wydać około 2,15 mld zł z czego 250 mln zł ma być przeznaczone na zakup wyselekcjonowanych stacji benzynowych będących obecnie w sieci patronackiej, a pozostałe 1,9 mld zł ma być przeznaczone na modernizacje i rebranding stacji własnych.
Spółka zamierza zainwestować około 400 mln zł w hurt i logistykę, jednakże kwota ta poza modernizacją baz magazynowych zakłada budowę odcinka rurociągu produktowego z Ostrowa Wlkp, w okolice Wrocławia, jeśli do tej budowy nie dojdzie to wydatki będą oczywiście niższe.
Na inwestycje w część rafineryjna PKN zamierza przeznaczyć około 1,4 mld zł, przy czym maja to być inwestycje zmierzające do poprawy standardów produkcji w celu sprostania ewentualnym wymogom UE dotyczącym zawartości siarki w ON (10 ppm).
Inwestycje w część petrochemiczną mają pochłonąć 1 mld zł i związane są z rozbudową zdolności produkcyjnych wydziału Olefin II dostarczającego surowca do JV z Basellem.
0 1 2 3 4 5 6
2002 2003- 2005
Hurt i logistyka Detal Rafineria Petrochemia
0.6 0.2 0.3
1.4 1.9 + 0.25
1.0
Mld PLN
Capex
0.4
1,1 mld zł wydatków inwestycyjnych w 2002r.
1 mld zł wydatków na Olefiny II w latach 2003-2005 to efekt zawarcia JV z Basellem Suma wydatków inwestycyjnych w latach 2003-2005 wyniesie
prawdopodobnie 4,95 mld zł
Joint Venture z Basellem
Spółka zawarła umowę z Basellem w sprawie utworzenia joint venture którego celem będzie produkcja poliolefin. Nowa spółka w której obaj udziałowcy będą mieli po 50% ma rozpocząć działalność w 2003 roku. Całość inwestycji szacowana jest na około 560 mln EUR. Zarówno PKN jak i Basell wniosły do spółki majątek w wysokości 108,5 mln EUR każda. PKN wniósł zakład produkcji polietylenu i polipropylenu o zdolnościach produkcyjnych odpowiednio 150 tys. ton i 140 tys. ton rocznie, 5 mln EUR w gotówce i zapasy. Basell wniósł licencje warte 70 mln EUR, około 5 mln EUR gotówki, znaki towarowe i własne hurtownie działające w Polsce. Pozostałe 340 mln EUR zostanie sfinansowanie na zasadzie project finance: 80% tej kwoty ma pochodzić z kredytu konsorcjalnego udzielonego przez zachodnie banki, a 20% z zysków wypracowanych przez JV. Celem nowej spółki będzie budowa zakładu o mocach produkcyjnych odpowiednio 400 tyś ton polipropylenu i 320 tyś ton polietylenu. Nowa spółka ma korzystać z półproduktów dostarczanych przez PKN (propylen i etylen) oraz sieci sprzedaży PKNu i Basella.
Aby sprostać zapotrzebowaniu na propylen i etylen ze strony powstałego JV PKN będzie musiał rozbudować wydział Olefiny II całkowite nakłady inwestycyjne szacowane są na 1 mld zł do zainwestowania do końca 2004 roku. W pierwszym roku działalności (2003) powinna osiągnąć około 100 mln zł zysku, a w roku 2010 zysk ma wynieść 350 mln zł. Według założeń projektu IRR ma wynieść około 20%.
Informację o podpisaniu umowy z Basellem odbieramy pozytywnie. PKN zyska dostęp do know- how, światowej sieci sprzedaży Basella oraz otrzyma dodatkowe źródło zwiększonych przychodów i przerobu ropy, co uwzględniliśmy w naszym modelu w postaci 4% skokowego wzrostu przerobu ropy w 2005 roku.
Próba ekspansji zagranicę? (Unipetrol i sieć Arala w Niemczech) Unipetrol
Agrofert, z którym PKN podpisał w sierpniu list intencyjny w sprawie wspólnego zakupu 63%
akcji koncernu Unipetrol od rządu czeskiego zrezygnował z transakcji ze względu na nieudaną próbę renegocjacji warunków płatności. W lutym 2002 roku Agrofert wynegocjował, iż za 63%
pakiet Unipetrolu zapłaci 361 mln EUR. Jednakże od tego momentu do chwili uzyskania zgody na zakup od czeskiego UOKiK co nastąpiło w połowie września Unipetrol poniósł około 230 mln zł strat w wyniku powodzi. Dodatkowo Ceska Rafinerska, w której Unipetrol ma 51% udziałów renegocjowała warunki z pozostałymi udziałowcami (Conoco, Royal Dutch Shell i Agip) w sprawie podziału zysków. Zgodnie z nowymi warunkami Ceska Rafinerska ma zarabiać tylko na przerobie ropy. Zyski ze sprzedaży produktów gotowych mają zabierać proporcjonalnie udziałowcy dzięki sprzedaży produktów na własny rachunek. Czynnik ten w znaczący sposób obniżył wycenę Unipetrolu.
Wg naszej wiedzy PKN zainteresowany jest Unipetrolem ze względu na jego udziały w spółce Benzina. Unipetrol kontroluje w niej bezpośrednio 78,23% akcji, pozostałe akcje należą do jego spółek zależnych. Benzina posiada 337 stacji benzynowych na terenie całych Czech, czyli 16%
wszystkich działających na tym rynku. W 2000 roku uzyskała sprzedaż na poziomie 682.169 tyś litrów, czyli 540 tys. ton benzyn i ON. Jeśli PKN z powodzeniem weźmie udział w prywatyzacji Unipetrolu i nie będzie korzystał z Ceskiej Rafinerskiej, która nie jest w pełni przygotowana do produkcji paliw spełniających normy UE wchodzące w życie w 2005, to jeszcze bardziej uzasadnionym stanie się projekt budowy własnego rurociągu produktowego z bazy w Ostrowie Wielkopolskim w okolice Wrocławia.
Czeski rząd będzie debatował nad dalszymi losami prywatyzacyjnymi Unipetrolu 25 listopada tego roku. Prawdopodobnie rozpisze nowy przetarg prywatyzacyjny, w którym zapowiadają swój udział OMV, MOL, Rotch i być może PKN. Sądzimy, iż ze względu na spadek wartości Unipetrolu przy jednoczesnych potrzebach finansowych rządu czeskiego związanych z usuwaniem skutków powodzi przyszły nabywca akcji Unipetrolu będzie w stanie wynegocjować lepsze warunki od osiągniętych przez Agrofert.
Sieć Arala w Niemczech
Według nieoficjalnych doniesień prasy niemieckiej (Handelsblatt) PKN Orlen jest zainteresowany kupnem sieci stacji benzynowych w Niemczech. Do sprzedaży wystawionych jest tam obecnie 1700 stacji należących do koncernów BP i Royal Dutch/Shell. Tak duża ilość stacji wystawionych do sprzedaży wynika z decyzji niemieckiego Urządu Antymonopolowego, który po połączeniach w JV z Basellem to
krok we właściwym kierunku, ale jego pozytywny wpływ na wyniki spółki będzie widoczny dopiero od 2005 roku czyli od momentu uruchomienia nowej linii technologicznej do produkcji poliolefin
Naszym zdaniem szansa zakupu Unipetrolu to jedna z ostatnich możliwości PKN do samodzielnej ekspansji do krajów ościennych
sektorze (BP-Aral) zmusił koncerny do ich sprzedaży.
Na sprzedaż wystawiona została obecnie sieć 430 stacji należących uprzednio do (Arala obecnie BP) znajdująca się na północy kraju jak również sieć 340 stacji wraz z rafinerią należących do BP znajdująca się na południu tego kraju. Według naszych informacji PKN byłby raczej zainteresowany siecią północną, której wartość szacujemy na 215 mln Euro (średnia wartość jednego obiektu znajdującego się w tej sieci wynosi minimum 500 tysięcy euro). Uważamy również iż ze względu na dużą ilość stacji wystawionych do sprzedaży jak i bardzo niskie marże detaliczne jakimi charakteryzuje się obecnie rynek niemiecki (zyski pochodzą głównie ze sprzedaży produktów pozapaliwowych) spółka z Płocka nie powinna oferować za te obiekty dużo więcej. Maksymalną wartość sieci północnej szacujemy na 300 mln Euro. Jeśli PKN zdecyduje się zapłacić więcej to będzie to naszym zdaniem posunięcie niewłaściwe uzasadniane tylko chęcią pokazania się i ograniczenia fali krytyki, która spotkała spółkę po zaniechaniu przejęcia Slovnaftu.
Konsolidacja sektora
Podczas spotkania Zarządu Yukos w Wilnie w weekend 28-29 września Prezes spółki Michail Chodorowsky zapowiedział ekspansję rosyjskiego koncernu na zachód. Ekspansja, która miałaby zapewnić Yukosowi zbyt dla wydobywanej ropy ma się odbyć poprzez zakup rafinerii leżących przy głównych ropociągach zaopatrujących Europę Środkową i Zachodnią w rosyjską ropę. Yukos przede wszystkim zainteresowany jest PKNem oraz rafineriami w Niemczech przygotowanymi do przerobu ropy typu Ural. Zainteresowanie Yukosa PKNem jest zupełnie nowym czynnikiem, który dotychczas nie był brany pod uwagę przy wycenie spółki z Płocka. Sądzimy, iż wynika on z 2 czynników. Pierwszy z nich to zapowiadany wzrost eksportu (z 66,7 mln ton w 2001 do 100 mln ton w 2010), który przy ograniczonym kręgu odbiorców będzie prawdopodobnie powodował wzrost spreadu pomiędzy Brentem, a Uralem dodatkowo wzmocniony drugim czynnikiem w postaci wejścia w życie bardzo restrykcyjnych norm UE dotyczących zawartości siarki w ON.
Niewiele rafinerii w Europie przystosowanych jest do przerobu ropy rosyjskiej osiągając podobne stopy uzysków do rafinerii przetwarzających Brent i wytwarzając produkty spełniające normy unijne. Wśród nich jest Rafineria Leuna, Schwedt, Slovnaft (którego 36% należy już do MOLa) i PKN Orlen.
Sądzimy, iż w perspektywie 1,5-2 lat prawdopodobne jest wejście do PKN’u inwestora branżowego, którym mógłby zostać jeden z gigantów rosyjskich, bądź OMV konsolidujący w ten sposób producentów i dystrybutorów środkowo-europejskich. Poza Yukosem zainteresowanie inwestycją w PKN prawdopodobnie wyrazi również Łukoil, który również planuje zwiększyć znacząco wydobycie i eksport do 2010 roku.
W przyszłości może dojść do walki pomiędzy Łukoilem i Yukosem o pakiet akcji PKN będący w posiadaniu Nafty Polskiej oraz o akcje PKNu będące w posiadaniu pozostałych inwestorów takich jak Kulczyk Holding, czy będące w wolnym obrocie. W naszej opinii zainteresowanie Yukosa PKNem pozytywnie wpłynie na wycenę spółki z Płocka.
Uważamy, iż nawet w przypadku gdyby PKN próbował połączyć się z takimi producentami Środkowoeuropejskimi jak OMV, czy MOL uzależnienie PKN’u od dostaw ropy rosyjskiej oraz Anwilu od dostaw gazu wraz z coraz większą determinacja ze strony firm takich jak Łukoil, Yukos, czy Surgutnieftgaz do ekspansji na nasz rynek stwarzają sytuacje, w której wydaje się iż przyszłego inwestora PKN’u należy jednak szukać właśnie pośród nich.
Czynniki rynkowe mające wpływ na przychody i marże realizowane przez spółkę.
Ceny ropy, marże
Rok bieżący charakteryzował się systematycznym wzrostem cen ropy naftowej i to pomimo ogólnoświatowego spowolnienia gospodarczego. Działo się tak głównie z powodu ograniczenia wydobycia ropy przez kraje OPEC (redukcja wydobycia o 1,5 mln bl/dzień) oraz w wyniku wzrastającego napięcia na linii USA-Irak grożącego wybuchem wojny w Zatoce Perskiej, w której efekcie podaż ropy spadłaby o kolejne 1,5-1,6 mln baryłek dziennie (tyle obecnie eksportuje Irak).
W chwili obecnej przy cenie ropy na poziomie 24-25 USD/bbl notowania ropy nie uwzględniają już premii za wojnę w wysokości 4-6 USD/bbl tak jak to miało miejsce jeszcze kilka tygodni temu gdy ropa kosztowała 29-30 USD/bbl. Uważamy, iż ceny ropy w IV kwartale 2002 będą wahały się pomiędzy 24-25 USD/bbl, a na następnym posiedzeniu krajów OPEC 12 grudnia tego roku kraje członkowskie pozostawia wydobycie na nie zmienionym poziomie dążąc do utrzymania cen ropy w Ze względu na
determinację rosyjskich koncernów naftowych do ekspansji spodziewamy się iż to właśnie one odegrają główną rolę w dalszych losach PKN
najbliższych latach w przedziale 22-28 USD/bbl.
Sądzimy iż ze względu na planowany wzrost wydobycia przez Rosję oraz rozstrzygnięcie konfliktu z Irakiem (niezależnie, czy pokojowe, czy w postaci akcji zbrojnej) ceny w najbliższych latach będą się kształtować na poziomie około 22 USD/bbl.
Notowania ropy w latach 1998 - 2002 w $/bbl
8 13 18 23 28 33 38
98-01-02 98-04-02 98-07-02 98-10-02 99-01-02 99-04-02 99-07-02 99-10-02 00-01-02 00-04-02 00-07-02 00-10-02 01-01-02 01-04-02 01-07-02 01-10-02 02-01-02 02-04-02 02-07-02 02-10-02
Brent Ural Liniowy (Brent)
Źródło: Bloomberg Zapasy w USA
Dodatkowym czynnikiem, który w ostatnich miesiącach powodował wzrost cen ropy był spadek zapasów ropy w USA (które konsumują około 18-20% światowego wydobycia ropy wynoszącego 76,7 mln baryłek dziennie) w wyniku wysokich cen surowca oraz trzech huraganów w rejonie Zatoki Meksykańskiej powodujących ograniczenie wydobycia i dostaw ropy do USA. Zapasy w tym kraju spadły przejściowo do 273 mln baryłek, co w przekłada się na 19 dni konsumpcji - poziomu nie notowanego od okresu kryzysu naftowego w latach 70-tych powodując na zasadzie sprzężenia zwrotnego dalszy wzrost cen ropy. Dla porównania zapasy ropy w Europie utrzymywały się w na wysoki poziomie osiągając w sierpniu tego roku poziom 441 mln baryłek czyli wzrastając rok do roku o 1.8%. Sądzimy, iż po przejściu okresu zimowego, w którym wzrasta zapotrzebowanie szczególnie na olej opałowy zapasy w USA powinny się odbudować do bezpiecznego poziomu około 330 mln baryłek z obecnego poziomu wynoszącego 291 mln baryłek.
260000 280000 300000 320000 340000 360000 380000
93-01-01 93-06-09 93-11-15 94-04-21 94-09-27 95-03-03 95-08-09 96-01-15 96-06-20 96-11-26 97-05-02 97-10-08 98-03-16 98-08-20 99-01-26 99-07-02 99-12-08 00-05-15 00-10-19 01-03-27 01-08-31 02-02-06 02-07-15 8
13 18 23 28 33 38 43 Zapasy w USA w tys. barylek Brent w $/bbl
Źródło: Bloomberg
Oczekiwana odbudowa zapasów w USA do poziomu około 330 mln baryłek 22$/bbl- prognozowany poziom ceny Brent w latach 2003-2007
Oczekiwany wzrost spreadu Brent-Ural
Wrzesień był pierwszym miesiącem w tym roku, w którym spread pomiędzy ceną ropy Brent a ropą Ural przekroczył 1,6 USD na baryłce tj. najwyższe poziomy tegoroczne. W sytuacji znaczącego wzrostu cen ropy brent w skali miesiąca ropa uralska, czyli przerabiana przez PKN nie wzrosła znacząco dzięki czemu spread wzrósł z 1 USD na początku września do 1,3 USD obecnie osiągając przejściowo nawet 1,9 USD. Średnia za ostatnie 2 miesiące wyniosła 1,55 USD wobec średniej za poprzednie 8 miesięcy roku wynoszącej 1,25 USD. Spread ma bardzo istotne znaczenie dla PKN, ponieważ koszty ponosi on na bazie ropy uralskiej, a ceny sprzedaży produktów gotowych kalkulowane są na bazie kraków rafineryjnych dla ropy brent. W efekcie, czym wyższy spread (w rozumieniu: droższy brent, tańsza ropa uralska) tym wyższe zyski z działalności rafineryjnej PKNu.
Sądzimy iż w obliczu zapowiadanego wzrostu wydobycia i eksportu ropy uralskiej przez dwa czołowe koncerny rosyjskie (Łukoil i Yukos) przy jednoczesnym zapowiadanym wprowadzeniu bardziej rygorystycznych norm UE dotyczących zawartości siarki w produktach naftowych koncerny te napotkają barierę popytu w wyniku, której spread pomiędzy Brentem, a Uralem wzrośnie do 2010 roku nawet do poziomu 2 USD/bbl co będzie miało bardzo pozytywny wpływ na marżę rafineryjną i wynik operacyjny PKNu. Dla przykładu bazując na zakładanym przez nas przerobie ropy na poziomie 13,267 mln ton w roku 2003 wzrost spreadu z prognozowanego przez nas poziomu 1,5 USD/bbl do 2 USD/bbl i przy pozostałych warunkach niezmienionych przełożyłby się na wzrost EBIT z 961 mln zł do 1166 mln zł.
0 5 10 15 20 25 30 35 40
98-01-02 98-03-26 98-06-22 98-09-11 98-12-03 99-02-26 99-05-21 99-08-13 99-11-04 00-01-28 00-04-20 00-07-17 00-10-06 00-12-29 01-03-23 01-06-19 01-09-10 01-11-30 02-02-26 02-05-21 02-08-13 02-11-04 -1
0 1 2 3 4 5 6
Brent Spread
Źródło: Bloomberg Kraki rafineryjne 1
Po bardzo wysokim poziomie notowań kraków rafineryjnych w 2000 roku i pierwszej połowie roku 2001 druga połowa poprzedniego roku przyniosła ich drastyczny spadek w wyniku spadku zapotrzebowania na produkty naftowe, szczególnie paliwo lotnicze oraz produkty petrochemiczne.
W wyniku drastycznego spadku cen produktów naftowych znacznie większego od spadku cen ropy poziom kraków dla przykładu dla Eurosuper 95 spadł z średniego poziomu 130 USD/t w 2000 roku do 73 USD/t w 2001 osiągając swój najniższy poziom w lutym tego roku (28,4 USD/t).
Sądzimy iż w najbliższym czasie kraki ustabilizują się na obecnym poziomie czego efektem będzie wzrost do średnich poziomów z 2001 roku dla Eurosuper (73 USD/t) oraz przebicie tych poziomów w przypadku polietylenu i polipropylenu, jednocześnie kraki dla ON i Ekotermu utrzymują się nadal na niższym poziomie niż w poprzednich latach.
1 Krak rafineryjny – różnica pomiędzy ceną tony produktu gotowego (benzyna, ON itp.) a surowcem (ropa)
Prognozowany wzrost spreadu pomiędzy Brent, a Ural do 2 $/bl w 2010
Kraki rafineryjne w 2001 i IH'02
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec
USD/t
Eurosuper 95 ON Ekoterm polietylen Polipropylen
krak rafineryjny dla Pb 95 w USD/t
0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 140,00 160,00
96-01-01 96-07-01 97-01-01 97-07-01 98-01-01 98-07-01 99-01-01 99-07-01 00-01-01 00-07-01 01-01-01 01-07-01 02-01-01 02-07-01
Źródło: Bloomberg
Prognoza wolumenów sprzedaży i wyników PKN Orlen
Pomimo zwiększenia mocy przerobowych w zakładzie głównym w Płocku do 17,8 mln ton ropy rocznie nie spodziewamy się tak znacznego wykorzystania potencjału produkcyjnego spółki ze względu na niskie tempo wzrostu przerobu ropy w najbliższych latach wynoszące 2%
średniorocznie (ze skokowym wzrostem wynoszącym 4% w 2005 ze względu na potrzeby JV z Basellem). Zauważalne jednocześnie będzie przestawienie rynku w kierunku wyższej konsumpcji ON niż benzyn.
Poniżej przedstawiamy zakładane wielkości przerobu i produkcji PKN Orlen
Wolumen (tys ton) 2000 2001 2002P 2003P 2004P
Przerób ropy 13 064 12 878 13 006 13 267 13 532
benzyna bezołowiowa 2 846 3 176 3 039 3 099 3 161
benzyna ołowiowa 405 3 0 0 0
olej napędowy 3 649 3 220 3 343 3 476 3 546
paliwo JET 263 283 299 305 311
LPG 253 217 260 265 271
olej opałowy 1% 1 609 2 028 2 042 2 083 2 124
Źródło: Dane PKN Orlen i prognoza DI BRE Banku Zakładamy
gwałtowny 4%
wzrost przerobu ropy w celu dostarczenia wystarczającej ilości etyleny i propyleny do JV z Basellem
Sądzimy iż w nadchodzących latach kraki rafineryjne utrzymają się na poziomie 60-80 USD/t
Gwałtowny wzrost kraków polietylenu i polipropylenu
