Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG za IV kwartał 217 i cały rok marca 218 r.

2 Czynniki wpływające na wynik finansowy Słabnące EUR wobec PLN R/R, słabnące USD wobec PLN R/R PLN 4,5 4,38 4, 4,6 3,5-3% -11% 4,23 3,6 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q4 217 o 23% R/R USD/bbl ,8 +23% 61,43 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich wolumenów sprzedaży gazu, przy rosnącym jednostkowym koszcie pozyskania gazu. 4 42,13 +23% 51,98 3, 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 12'17 2 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 12'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cena ropy naftowej w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 11 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 1 9, , ,39 81,25 +3% 78,72 81,16 81,48 76,7 7 Uwagi: Cena sprzedaży na TGE: dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kontrakty kwartalne, sezonowe (lato/zima) i roczne. Rynek kontraktów terminowych miesięcznych i tygodniowych oraz rynek spot pełnią funkcję uzupełniającą. Ważoną wolumenem średnią kwartalną cen kontraktów na TGE obliczono na podstawie kwotowań kontraktów z datą realizacji przypadającą na dany kwartał. 6 5 średnia cena średnia cena RDNg w Q4 +9% RDNg w Q4 216: 81,15 217: 88,78 4 1'16 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 12'17 2

3 Podstawowe wyniki finansowe Q4 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q4 216 vs Q4 217 [] Q4 216 Q4 217 D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) % Amortyzacja % -2-4 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 127 (+14%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe, sejsmikę oraz odwierty negatywne w Q wobec -315 w Q Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 11% głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 11% R/R. W Q4 217 zawiązanie odpisu na zapasie gazu -26. W Q4 216 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu na +32 (głównie z tytułu wyceny rynkowej gazu w terminalu LNG). Odpis wartości środków trwałych związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w bloku energetycznym w Wierzchowicach -364 w Q Odpisy w Q4 216 wyniosły -1. Dystrybucja Spadek wolumenu dystrybucji o 4% R/R w Q4 217 i przychodów z usługi dystrybucyjnej o 2% R/R. Wytwarzanie -245 Q4'16 Q4'17 Q4'16 Q4'17 Q4'16 Q4'17 Q4'16 Q4'17 Q4'16 Q4'17 Wzrost wolumenów sprzedaży energii elektrycznej o 6% R/R (z własnej produkcji) i spadek wolumenów sprzedaży ciepła o 6% R/R -78 EBIT % Wynik na działalności finansowej % Zysk netto % EBITDA Grupy PGNiG w Q4 216 vs Q4 217* *Eliminacje w Q4 217: 31 oraz w Q4 216: Q4 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje Q

4 Segment Poszukiwanie i Wydobycie [] Q4 216 Q4 217 D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) % Amortyzacja % EBIT % Wolumen wydobycia gazu i ropy naftowej R/R mld m 3 1,4 1,2 1,,8 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1, 1, tys. ton Wzrost przychodów podążający za cenami gazu. Niższa sprzedaż ropy w kwartale. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 4 ) na skutek wzrostu o 9% średniej kwartalnej ceny ropy wyrażonej w PLN, pomimo spadku wolumenu sprzedaży o -4% R/R do 313 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (+14% R/R, o 127 ) w wyniku wzrostu cen rynkowych gazu i wyższych wolumenów sprzedaży (R/R +2%). Spisane odwierty negatywne i sejsmika: -249 w Q4 217 vs Q mln. Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe: -195 mln PLN w Q4 217 vs -78 w Q Wyższe pozostałe przychody operacyjne w Q4 217 r. w wyniku wyceny rynkowej pozycji underlift w Norwegii wpływ na wynik +65 mln zł.,6 12 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś),4 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 4

5 Segment Obrót i Magazynowanie [] Q4 216 Q4 217 D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) % Amortyzacja % EBIT % Grupa PGNiG* wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców Eksport TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi,18,3,56,6,28,64,42,62,5,69,55,51,74,85 1,26 1,18 2,63 2,84 mld m 3 4Q'16 4Q'17, 2, 4, Wzrost przychodów w wyniku wzrostu wolumenu, przy wyższych cenach sprzedaży Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 871 (do 8,7 mld PLN w Q4 217) skorelowany z wyższym wolumenem oraz wyższą średnią ceną sprzedaży gazu w kontraktach terminowych. Wyższy wolumen sprzedaży do odbiorców przemysłowych, szczególnie w obrocie hurtowym oraz wzrost wolumenu eksportowanego surowca. Wzrost wolumenu importu gazu do Polski R/R (Q4 217: 3,67 mld m 3 PLN vs Q4 216: 2,97 mld m 3 PLN) przy stabilnym imporcie z kierunku wschodniego (niższy udział w strukturze importu) Sprzedaż energii elektrycznej w przychodach w Q4 217 na poziomie 723, wzrost o 148 mln PLN (+26% R/R). Wzrost przychodów z tytułu energii elektrycznej na cele handlowe o 152 mln PLN (+39% R/R) oraz kosztów o 137 (+25% R/R). Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q4 217 r. o -26 wobec odwrócenia odpisu o +32 mln PLN w Q Stan odpisu: 5. Odpis wartości środków trwałych związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej w bloku energetycznym w Wierzchowicach Zmniejszenie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej o 51 mln PLN do 9 R/R. 5 *Łączny wolumen sprzedaży gazu poza GK PGNiG obejmujący segmenty PiW i OiM. Wolumeny w grupie: rafinerie i petrochemia, elektrownie i ciepłownie oraz zakłady azotowe zostały przekształcone. 5

6 Segment Dystrybucja [] Q4 216 Q4 217 D% Przychody ze sprzedaży % Wyniki segmentu pod wpływem spadku wolumenu dystrybucji gazu Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % Amortyzacja EBIT % Wolumen dystrybuowanych gazów Przychód z usług dystrybucyjnych mln m Komentarz: Wolumen dystrybuowanego gazu niższy o 4% R/R sięgający 3,29 mld m 3 (głównie na skutek czynników temperaturowych). Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej niższe o 2 (-2% R/R). Niższe saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu R/R: -229 w Q4 217 wobec -193 rok wcześniej. Spadek kosztów usługi przesyłowej o 27 mln PLN (-14% R/R) do poziomu 171. Spadek przychodów i kosztów R/R w związku z przekwalifikowaniem w Q4 216 budynku Powiśle Park z aktywa do sprzedaży na leasing finansowy. W Q4 216 wpływ na wynik Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 4 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 6

7 Segment Wytwarzanie [] Q4 216 Q4 217 D% Przychody ze sprzedaży % Wynik segmentu pod wpływem czynników temperaturowych Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) 6 Energia Ciepło Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Komentarz: Spadek przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 5% do poziomu 438 przy wolumenie niższym o 6%. Stabilny poziom przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania (-,4% R/R do poziomu 24 ) przy rosnącym wolumenie sprzedaży (wzrost o 6% R/R). Stabilne koszty zakupu węgla: -228 w Q4 217 vs -232 w Q Ograniczenie obrotu energią elektryczną w segmencie. W Q4 216 odwrócenie zysku z okazyjnego nabycia aktywów SEJ (aktualnie Termika EP) w wysokości 73. Wolumen sprzedaży w Q4 217: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 14,2 PJ. Energia elektryczna z produkcji: 1 28 GWh. 7

8 Informacje kontaktowe Marcin Piechota Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: kom.: Więcej informacji Piotr Gałek Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: kom.: Aleksander Kutnik Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: kom.: Strona Relacji Inwestorskich Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka Warszawa faks: Zastrzeżenie Wszystkie opinie, oceny i prognozy zawarte w niniejszej prezentacji (Prezentacja) są przygotowywane przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) S.A. na podstawie publicznie dostępnych informacji. Informacje zawarte w Prezentacji mogą ulec zmianie bez wcześniejszego powiadomienia, mogą być niepełne lub skrócone, oraz mogą nie zawierać wszystkich istotnych informacji. Informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią oferty inwestycyjnej, rekomendacji inwestycyjnej ani oferty świadczenia jakiejkolwiek usługi. Prezentacja zawiera także informacje i oświadczenia, które są związane z przyszłymi, ale nie przeszłymi zdarzeniami. Wszelkie takie wypowiedzi prognozujące oparte są na założeniach i oczekiwaniach PGNiG, ale ze względu na ich przyszły i niepewny charakter noszą ze sobą ryzyko, że w rzeczywistości przyszłe fakty lub wydarzenia mogą się znacznie różnić od tych stwierdzeń dotyczących przyszłości, zawartych w Prezentacji. Prezentacja nie powinna być wykorzystywana przy podejmowaniu jakichkolwiek decyzji lub jakichkolwiek działań inwestycyjnych. Aby uzyskać więcej informacji dotyczących PGNiG zajrzyj do jego raportów bieżących i okresowych. PGNiG nie ponosi odpowiedzialności za dokładność, kompletność lub wykorzystywanie informacji zawartych w Prezentacji, i nie zobowiązują się do jej aktualizacji. Informacje zawarte w niniejszej Prezentacji nie stanowią porady prawnej lub innej profesjonalnej porady. 8

9 1. Podstawowe wyniki finansowe za rok Sprzedaż i struktura importu gazu 3. Koszty operacyjne 4. Zadłużenie i źródła finansowania Załączniki 5. Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie 6. Wolumeny operacyjne 9

10 Podstawowe wyniki finansowe w 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w 216 vs PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 589 (+2%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w vs -771 w 216. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 9% głównie za sprawą wzrostu wolumenu sprzedaży o 11% R/R. W 217 zawiązanie odpisu na zapasie gazu -19. W 216 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu na Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe -364 w 217 r. w porównaniu do -12 mln PLN w 216 r. Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji o 7% R/R. W 217 wzrost kosztów świadczeń pracowniczych (1 149 w 217 vs 995 w 216) w wyniku wzrostu zatrudnienia i nowych zasad premiowania w PSG w 217 r. Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła o 6% i energii elektrycznej (z produkcji) o 8% w '16 '17 '16 '17 '16 '17 '16 '17 '16 '17 [] D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) EBITDA Grupy PGNiG w 216 vs 217* % EBITDA % EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) % Amortyzacja % EBIT % Wynik na działalności finansowej % Zysk netto % PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje *Eliminacje w 217: -25 oraz w 216:

11 Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski Kierunek zachodni i południowy 2% LNG 11% 2% Q % Q % Kierunek wschodni 69% Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] 4Q 216 4Q 217 D% Grupa PGNiG: % PGNiG SA % PGNiG OD % PST % Istotny wzrost udziału kierunku zachodniego w strukturze importu w Q4 217 Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q4 217 wyższa R/R o,7 mld m 3. Zdecydowany wzrost do odbiorców przemysłowych, głównie: rafinerie i petrochemia, elektrownie i ciepłownie oraz zakłady azotowe. mld m ,5 8, 7,3 8,8 8, ,4 4,7 4,3 4,6 3,7 2,7 2,8 3, 3, 3,2 3,3 3,5 1,9 1,7 2,8 2,9 2,2,9 1,6 1,7,9 2,3 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu poza GK PGNiG Wolumen importu do Polski Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 8 mln m 3 (stan na r.). 11

12 Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG SA PGNiG Obrót Detaliczny Sprzedaż do największych klientów: pow. 25 mln m3 rocznie 4,4 mld m 3 sprzedanego gazu w 216 r. 7, mld m 3 sprzedanego gazu w 217 r. Eksport,4 mld m 3 gazu w 216 r.,7 mld m 3 gazu w 217 r. Sprzedaż bezpośrednia,7 mld m 3 gazu w 216 r.,8 mld m 3 gazu w 217 r. Towarowa Giełda Energii 9, mld m 3 w 216 r. 8,5 mld m 3 w 217 r. 7, mln klientów 7,2 mld m 3 sprzedaż gazu w 216 r. 7,6 mld m 3 sprzedaż gazu w 217 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 214 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. 12

13 Koszty operacyjne w Q4 217 vs Q4 216 [] Q4 216 Q4 217 D% Koszt sprzedanego gazu % Komentarz: Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o (+2%). 1,1 mld PLN Paliwa do produkcji ciepła i energii % Zużycie pozostałych surowców i materiałów % Świadczenia pracownicze % Usługa przesyłowa % Pozostałe usługi obce % Usługi regazyfikacji LNG % Podatki i opłaty % Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto* % Zmiana stanu odpisów na zapasy x Zmiana stanu rezerw % Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie % Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki % Zmiana stanu odpisów na rzeczowych aktywach trwałych % Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Amortyzacja % Koszty operacyjne ogółem % Wyższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne (Q4 217: -64 vs Q4 216: -484 ) m.in. wyższy wynik na zrealizowanych instrumentach pochodnych dotyczących działalności operacyjnej (o 12 R/R do poziomu 72 w Q4 217) oraz dodatnie zmiany stanu rezerw R/R o 89 do poziomu 19 w Q Wyższe pozostałe koszty operacyjne w Q4 216 r. m.in. w efekcie: odwrócenia zysku z okazyjnego nabycia aktywów Termika EP (d. SEJ) w wysokości 73 oraz przekwalifikowania budynku Powiśle Park w pozycji leasingu finansowego (wpływ na koszty -126 ). Wyższe pozostałe przychody operacyjne w Q4 217 r. w wyniku wyceny rynkowej pozycji underlift w Norwegii: wpływ na wynik +65 mln zł. Wzrost kosztów energii na cele handlowe o 141 (487 w Q4 217) spowodowany zwiększeniem skali obrotu Ee z handlu o 18% R/R. Wolumen sprzedaży Ee w PST był wyższy R/R o 153% do poziomu 873 GWh. Wzrost kosztów spisania odwiertów negatywnych o 61 R/R do 152. W Q4 217 spisano 7 odwiertów negatywnych vs 2 odwierty w Q Wyższe odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego, głównie za sprawą odpisu wartości środków trwałych związanych z wytwarzaniem Ee w bloku energetycznym w Wierzchowicach (-346 ). Koszty transakcji zabezpieczających ceny gazu: -13 mln PLN w Q4 217 vs -28 w Q Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu % * Pozostałe koszty operacyjne w powyższym zestawieniu nie uwzględniają kosztów z tytułu podatków i opłat oraz odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych 13

14 Zadłużenie i źródła finansowania 1 Źródła finansowania (stan na r.) Obligacje gwarantowane (programy ważne do ) Zadłużenie na koniec kwartału 8 mld PLN 5 dostępne 1 wykorzystane 69 7 Obligacje krajowe (222) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 Zadłużenie Dług netto Komentarz:,3,2,1 21 grudnia 217 r. PGNiG TERMIKA w związku z niedopasowaniem programu inwestycyjnego z Programem Emisji Obligacji (PEO) zawarła porozumienia rozwiązujące PEO do kwoty 1 5 milionów PLN zawiązany w dniu 4 lipca 212 r., w wyniku czego łączna pula obligacji gwarantowanych wynosi 7 mld zł. W dniu 21 grudnia 217 r. PGNiG S.A. podpisał umowę programu emisji obligacji do kwoty 5 mld PLN. Organizatorami emisji są: ING Bank Śląski S.A., Bank Polska Kasa Opieki S.A., Bank Handlowy w Warszawie S.A. oraz Bank BGŻ BNP Paribas S.A. Dywidenda na akcje PLN,19,2,2,17,18,15,15,12,13,9, ,8 3, 2,2 1,1,8,5,1,7,4 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17-1,7-1,5-1,6-1,9, Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). 14

15 Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień r.)* 4 tys. Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie Bilans Grupy (stan na r.) Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 3 31, 2, 1,1 29, 1,6 1,1 25,5 25,3 24,7 1,3 1,9 1, ,1 12,2 4,1 3,9 1,1 1,9 1,8 1,7 1,8 11,1 3,5 2,9 3, Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 1,8 1,2 8,9 7,7 7, 31 grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia 217 1% 8% 6,7% 9,4% 6,9% 7,3% 8,7% Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) % 4% 2% % 3 2 5,8% 6,1% 4,1% 4,3% 4,7% ROE ROA 2,4 2,2 1,8 1,6 2, 1, ,1 1,6 1,2 1,4 2 Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka ( ) Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności *Zmiana prezentacji danych centrum korporacyjnego, w wyniku czego nastąpiły zmiany w segmencie Obrót i Magazynowanie oraz Pozostałe segmenty w 216 r. 15

16 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] FY 217 Q4 217 Q3 217 Q2 217 Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 216 Q1 216 Q4 215 Q3 215 Q2 215 Q1 215 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) w tym w Polsce w tym w Norwegii GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) w tym w Polsce w tym w Pakistanie RAZEM (przeliczony na E) SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) RAZEM (przeliczony na E) w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem w tym: kierunek wschodni w tym: LNG ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu w tym w Polsce w tym w Norwegii Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu w tym w Polsce w tym w Norwegii WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh]