Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG w IV kwartale i całym 2018 roku 14 marca 2019 r.

2 Spis Treści 1. Podsumowanie roku 2. Czynniki wpływające na wynik finansowy 3. Podstawowe wyniki finansowe Q Segmenty omówienie: Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 5. Załączniki 2

3 Podsumowanie 2018 roku 41,2 mld zł Przychody ze sprzedaży 7,1 mld zł EBITDA 3,2 mld zł Zysk netto 53,3 mld zł Suma bilansowa 29,0 mld m 3 Wolumen sprzedaży gazu w Grupie Kapitałowej 4,5 mld m 3 wydobycie gazu ziemnego 1,3 mln ton wydobycie ropy naftowej, kondensatu i NGL 858 mln boe zasoby gazu i ropy naftowej 28,2 mld m 3 wolumen sprzedaży gazu w segmencie 8,8 mld m 3 wolumen sprzedaży gazu na TGE 13,5 mld m 3 wolumen importu gazu Kluczowe wydarzenia ponad 7,0 mln liczba klientów 11,7 mld m 3 wolumen dystrybucji gazu 1,5 tys. liczba zgazyfikowanych gmin 1,0 GW moc elektryczna 4,0 TWh produkcja energii elektrycznej 5,2 GW moc cieplna Zawarcie z polskim i duńskim operatorem systemu przesyłowego umowy o świadczenie usług przesyłu gazu w ramach projektu Baltic Pipe (styczeń) 40,7 PJ produkcja ciepła Wydanie przez Trybunał Arbitrażowy wyroku częściowego ad hoc w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export w sprawie ceny za gaz w kontrakcie jamalskim (czerwiec) Ogłoszenie zawarcia umów długoterminowych na dostawy LNG z Venture Global Calcasieu Pass, LLC oraz Venture Global Plaquemines LNG, LLC (październik) Zawarcie umowy długoterminowej na dostawy LNG z Cheniere Marketing International, LLP (listopad) Zawarcie umowy długoterminowej na dostawy LNG z Port Arthur LNG, LLC (grudzień) Zawarcie umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS udziałów w złożu Tommeliten Alpha od Equinor Energy AS (październik) Zatwierdzenie przez Norweskie Ministerstwo Ropy i Energii dokumentacji geologicznej i planów zagospodarowania złóż Ærfugl i Skogul (maj) Nabycie praw do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich (grudzień) Zaliczka na poczet dywidendy z zysku netto za rok 2018 w kwocie 405 mln zł, czyli 0,07 zł na jedną akcję (październik) PGNiG włączony do indeksu Stoxx Europe 600 publikowanego przez Deutsche Boerse Group (grudzień) 3

4 Czynniki wpływające na wynik finansowy Słabszy PLN wobec USD oraz wobec EUR R/R 4,5 4,0 PLN 4,23 +2% 4,30 3,77 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q o 39% R/R USD/bbl ,43 +10% 67,73 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich cen węglowodorów. Rosnący koszt jednostkowy pozyskania gazu. 60 3,5 3,60 +5% 40 51,98 +39% 72,31 3,0 07'16 10'16 01'17 04'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 20 07'16 10'16 01'17 04'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 3-mies. średnia cena ropy Brent w USD 9-mies. średnia cena ropy Brent w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh TGE (RDN, rynek dnia następnego) 160 Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 91,02 103,36 81,25 83,96 78, ,70 81,16 81,48 89,58 83,79 +23% (R/R) 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. średnia cena RDNg w Q4 2017: 88,78 +27% R/R średnia cena RDNg w Q4 2018: 113, '16 09'16 12'16 03'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 4

5 Zmiany w prezentacji usług wg MSSF 15 Prezentacja wpływu wdrożenia MSSF 15 na skonsolidowany rachunek zysków i strat Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2017 roku (w mln zł) Q przed zmianą wpływ Q po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: Przychody ze sprzedaży gazu Przychody ze sprzedaży pozostałe Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: Usługi przesyłowe Pozostałe usługi Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2018 roku (w mln zł) Q przed zmianą wpływ Q po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: Przychody ze sprzedaży gazu Przychody ze sprzedaży pozostałe Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: Usługi przesyłowe Pozostałe usługi Grupa zastosowała wymogi nowych standardów MSSF 9 i MSSF 15 z wykorzystaniem zmodyfikowanego podejścia retrospektywnego ze skutkiem od 1 stycznia 2018 roku i zgodnie z MSSF w raporcie okresowym nie przekształcono okresu porównawczego. Dla ułatwienia interpretacji wyników finansowych niniejszy slajd przedstawia w uproszczeniu wpływ MSSF 15 na prezentację Q oraz Q Kolejne slajdy prezentacji porównują Q z przekształconym Q w zakresie MSSF 15. MSSF 9 Instrumenty finansowe: zmiana w zasadach klasyfikacji i wyceny aktywów finansowych, wprowadzenie nowego modelu wyznaczania oczekiwanych strat kredytowych oraz zmiana wymogów w zakresie rachunkowości zabezpieczeń. MSSF 15 Przychody z tytułu umów z klientami Spółki Grupy które zidentyfikowały dobra lub usługi, dla których pełnią rolę pośrednika (agenta) zmieniły sposób prezentacji przychodów i kosztów. Przychody prezentowane są w kwocie wynagrodzenia netto. Grupa jako podmiot nie mający wpływu na główne cechy świadczonych usług i ich cenę pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej. Przychody ze sprzedaży usługi dystrybucji gazu prezentowane są w pełnej kwocie świadczonych usług na rzecz klientów spoza Grupy PGNiG. 5

6 Skutki zmian prezentacji wg MSSF 15 - segmenty Bez uwzględnienia zmiany prezentacji MSSF 15 Q Q Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Wpływ MSSF 15 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 0 0 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) 0 0 Nowy sposób prezentacji Q Q Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Segment Obrót i Magazynowanie pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług dystrybucji gazu, przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej, dlatego przychody i koszty zostały zaprezentowane w kwocie netto. W segmencie Dystrybucja zmiana prezentacji polega na wykazaniu przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych świadczonych na rzecz klientów spoza GK PGNiG jako sprzedaż zewnętrzną. Kolejne slajdy prezentacji porównują Q według nowych standardów z przekształconym Q w zakresie MSSF 15. 6

7 Podstawowe wyniki finansowe w Q EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q vs Q mln PLN PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży R/R: gazu o 294 mln PLN (+28% R/R), a ropy naftowej i kondensatu o 169 mln PLN (+34% R/R). Koszt odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki: -146 mln PLN wobec -249 mln PLN w Q r. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o +24% R/R i kosztów paliwa gazowego o 31% R/R, głównie w wyniku wyższych cen ropy i gazu. Wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesiony w wynik finansowy +45 mln PLN. Wpływ zwiększenia odpisu na zapasie gazu o -15 mln PLN. W Q r. zwiększenie odpisu na zapasie gazu na poziomie -26 mln PLN. Dystrybucja Wyższy wolumen dystrybucji (o +4% R/R) oraz niższe o -4% R/R przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej w związku z niższą taryfą od r. Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu niższe o -79 mln PLN R/R. Wytwarzanie Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Q4'17 Q4'18 Wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej o +31% R/R będące wynikiem wyższego wolumenu produkcji oraz wyższych notowań cen energii elektrycznej [mln PLN] Q Q D% Przychody ze sprzedaży * % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN EBITDA Grupy PGNiG w Q vs Q4 2018** Q PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w Q4 2018: -7 mln PLN oraz w Q4 2017: -31 mln PLN * % EBITDA % EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) % Amortyzacja % EBIT % Wynik na działalności finansowej % Zysk netto % *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF Q

8 Segment Poszukiwanie i Wydobycie [mln PLN] Q Q D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % Koszty odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki % Odpis aktualizujący majątek trwały % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wolumen wydobycia gazu i ropy naftowej R/R mld m 3 1,4 1,2 1,0 0,8 1,2 1, , , ,2 1, ,1 1, ,2 353 tys. ton Wzrost przychodów na skutek wyższych R/R cen ropy i gazu oraz wyższych wolumenów sprzedaży ropy. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 169 mln PLN) głównie na skutek wzrostu o +16% średniej kwartalnej ceny ropy wyrażonej w PLN, oraz wzrostu wolumenu sprzedaży o +21% R/R do 378 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (+28% R/R, o 294 mln PLN) w wyniku istotnego wzrostu cen gazu i stabilnych wolumenach sprzedaży. Spisane koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki: -146 mln PLN wobec -249 mln PLN w Q Zawiązanie odpisów na majątek trwały: -239 mln PLN w Q wobec -196 mln PLN w Q ,6 120 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) 0,4 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 0 8

9 Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q Q D% Przychody ze sprzedaży 8 538* % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) * % Odpis aktualizujący majątek trwały EBITDA % 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 0,30 0,11 0,60 0,64 0,43 0,62 0,63 0,69 0,61 0,51 0,55 0,85 0,83 1,18 1,26 1,36 2,63 2,82 mld m 3 Q4'17 Q4'18 0,0 2,0 4,0 Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu rynkowych cen gazu i ropy naftowej. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R (z uwzgl. wyniku na realizacji transakcji zabezpieczających +41 mln PLN w Q4 2018) o 1,8 mld PLN (do 9,5 mld PLN w Q4 2018) na skutek wyższej średniej ceny sprzedaży gazu oraz wyższego wolumenu sprzedaży (+12% R/R). Wyższy wolumen sprzedaży do klientów spółki PST oraz na TGE. Spadek sprzedaży gazu do grupy rafinerii i petrochemii. Wzrost kosztów pozyskania gazu w segmencie na skutek wyższych notowań cen ropy i gazu. Niższy wolumen importu gazu do Polski R/R (Q4 2018: 1,1 mld m 3 vs Q4 2017: 2,5 mld m 3 ) przy wyższym wolumenie importu LNG (+98% R/R). Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej: 592 mln PLN, spadek o 126 mln PLN R/R (-18% R/R) przy jednoczesnym spadku kosztów energii na cele handlowe o 126 mln PLN. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q o -15 mln PLN vs. zwiększenie odpisu w Q na poziomie -26 mln PLN. Stan odpisu na koniec Q wyniósł 71 mln PLN. Wpływ zawiązania rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej -31 mln PLN w Q wobec rozwiązania rezerwy +9 mln PLN R/R w Q * Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15. ** 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. 9

10 Segment Dystrybucja [mln PLN] Q Q D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wolumen dystrybuowanych gazów Przychód z usług dystrybucyjnych mln m 3 mln PLN Wyniki segmentu pod wpływem niższej taryfy i wyższych kosztów gazu na bilansowanie. Komentarz: Wyższy wolumen dystrybuowanego gazu (o 4% R/R) sięgający 3,43 mld m 3, przy niższej średniej temperaturze w kwartale o 0,3 C R/R. Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej niższe o 46 mln PLN (-4% R/R), głównie na skutek niższego poziomu taryfy od r. Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: -308 mln PLN w Q wobec -229 mln PLN rok wcześniej, przy wyższych kosztach zakupu gazu na bilansowanie. Stabilne koszty działalności operacyjnej Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4' Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 10

11 Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q Q D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN Energia Ciepło Wynik segmentu pod wpływem wyższych wolumenów i cen sprzedaży energii elektrycznej oraz wyższych kosztów surowców. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania o 31% R/R do poziomu 268 mln PLN przy wyższych cenach rynkowych i wyższym wolumenie sprzedaży (+3% R/R). Stabilne przychody ze sprzedaży ciepła R/R na poziomie 445 mln PLN przy stabilnym wolumenie sprzedaży. Wzrost kosztów zakupu węgla o 56 mln PLN (do 284 mln PLN w Q4 2018), na skutek wyższej jednostkowej ceny węgla z transportem. Wolumen sprzedaży w Q4 2018: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 14,26 PJ. Energia elektryczna z produkcji: GWh Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 11

12 Informacje kontaktowe Więcej informacji Marcin Piechota Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: kom.: Anna Galińska Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: kom.: 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. 12

13 Załączniki 1. Wpływ zmian MSSF na wyniki Podstawowe wyniki finansowe Sprzedaż i struktura importu gazu 4. Koszty operacyjne 5. Zadłużenie i źródła finansowania 6. CAPEX, Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe 7. Wolumeny operacyjne 13

14 Zmiany w prezentacji usług wg MSSF 15 Prezentacja wpływu wdrożenia MSSF 15 na skonsolidowany rachunek zysków i strat Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2017 roku (w mln zł) 2017 przed zmianą Wpływ 2017 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: Przychody ze sprzedaży gazu Przychody ze sprzedaży pozostałe Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: Usługi przesyłowe Pozostałe usługi Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 2018 roku (w mln zł) 2018 przed zmianą wpływ 2018 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: Przychody ze sprzedaży gazu Przychody ze sprzedaży pozostałe Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: Usługi przesyłowe Pozostałe usługi Grupa zastosowała wymogi nowych standardów MSSF 9 i MSSF 15 z wykorzystaniem zmodyfikowanego podejścia retrospektywnego ze skutkiem od 1 stycznia 2018 roku i zgodnie z MSSF w raporcie okresowym nie przekształcono okresu porównawczego. Dla ułatwienia interpretacji wyników finansowych niniejszy slajd przedstawia w uproszczeniu wpływ MSSF 15 na prezentację 2017 oraz 2018 roku. Kolejne slajdy prezentacji porównują 2018 rok z przekształconym 2017 rokiem w zakresie MSSF 15. MSSF 9 Instrumenty finansowe: zmiana w zasadach klasyfikacji i wyceny aktywów finansowych, wprowadzenie nowego modelu wyznaczania oczekiwanych strat kredytowych oraz zmiana wymogów w zakresie rachunkowości zabezpieczeń. MSSF 15 Przychody z tytułu umów z klientami Spółki Grupy które zidentyfikowały dobra lub usługi, dla których pełnią rolę pośrednika (agenta) zmieniły sposób prezentacji przychodów i kosztów. Przychody prezentowane są w kwocie wynagrodzenia netto. Grupa jako podmiot nie mający wpływu na główne cechy świadczonych usług i ich cenę pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej. Przychody ze sprzedaży usługi dystrybucji gazu prezentowane są w pełnej kwocie świadczonych usług na rzecz klientów spoza Grupy PGNiG. 14

15 Skutki zmian prezentacji wg MSSF 15 - segmenty Bez uwzględnienia zmiany prezentacji MSSF Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Wpływ MSSF 15 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży 0 0 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) 0 0 Nowy sposób prezentacji Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Segment Obrót i Magazynowanie pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług dystrybucji gazu, przesyłu gazu i dystrybucji energii elektrycznej, dlatego przychody i koszty zostały zaprezentowane w kwocie netto. W segmencie Dystrybucja zmiana prezentacji polega na wykazaniu przychodów ze sprzedaży usług dystrybucyjnych świadczonych na rzecz klientów spoza GK PGNiG jako sprzedaż zewnętrzną. 15

16 Podstawowe wyniki finansowe w 2018 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w 2017 vs 2018 [mln PLN] D% mln PLN PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 932 mln PLN (+26%). Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy R/R o 692 mln PLN (+37%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe: +203 mln PLN vs -79 mln PLN w 2017 r. Koszty odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki: -687 mln PLN vs -400 mln PLN w 2017 r. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o +20% przy wzroście wolumenu sprzedaży gazu w segmencie o +7%. Wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesiony w wynik finansowy -362 mln PLN. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu o -21 mln PLN wobec częściowego odwrócenia odpisu na zapasie gazu w 2017 r. o +3 mln PLN. Dystrybucja Stabilny poziom wolumenu dystrybucji: 11,7 mld m 3 vs 11,6 mld m 3 w 2017 r. Niższe o -4% R/R (do poziomu 4,41 mld PLN) przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej. Wytwarzanie Spadek wolumenów sprzedaży ciepła o -5% R/R i wzrost sprzedaży wolumenów energii elektrycznej (z produkcji) o +2% R/R w 2018 r Przychody ze sprzedaży * % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN EBITDA Grupy PGNiG w 2017 vs 2018** * % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wynik na działalności finansowej % Zysk netto % *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w 2018: -15 mln PLN oraz w 2017: -25 mln PLN

17 Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski LNG 26% Kierunek zachodni i południowy 37% 20% Q % Q % Kierunek wschodni 37% Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] Q Q D% Grupa PGNiG: % PGNiG SA % PGNiG OD % PST % Wzrost udziału LNG w strukturze importu w Q r. rozładowano 7 gazowców, w tym 4 z kontraktu z Qatargas oraz 3 ładunki spot. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG wyższa o +7% R/R. Wzrost sprzedaży PST (działalność zagraniczna). Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 12,5 10,0 7,5 7,3 8,8 8,0 9,9 8,6 5,0 2,5 3,0 5,4 4,6 3,2 3,3 3,5 3,7 3,8 5,4 5,1 3,4 3,3 2,9 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 23 mln m 3 regazyfikacji (stan na r.). po 0,0 2,9 3,0 2,2 1,7 2,3 2,1 2,3 0,9 1,1 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 17

18 Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż PGNiG SA 7,0 mld m 3 sprzedanego gazu w 2017 r. 7,4 mld m 3 sprzedanego gazu w 2018 r. Eksport 0,7 mld m 3 gazu w 2017 r. 0,5 mld m 3 gazu w 2018 r. Sprzedaż bezpośrednia 0,8 mld m 3 gazu w 2017 r. 0,9 mld m 3 gazu w 2018 r. Towarowa Giełda Energii 8,5 mld m 3 w 2017 r. 8,8 mld m 3 w 2018 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny Sprzedaż PGNiG OD 7,5 mld m 3 sprzedanego gazu w 2017 r. 7,6 mld m 3 sprzedanego gazu w 2018 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 2014 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. 18

19 Koszty operacyjne w Q vs Q [mln PLN] Q Q D% Koszt sprzedanego gazu % Paliwa do produkcji ciepła i energii % Zużycie pozostałych surowców i materiałów % Świadczenia pracownicze % Usługa przesyłowa -256* % Pozostałe usługi obce -542* % Usługi regazyfikacji LNG % Podatki i opłaty % Pozostałe przychody i koszty operacyjne** x Zmiana stanu odpisów na zapasy % Zmiana stanu rezerw x Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie % Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki % Odpisy aktualizujące wartość składników majątku trwałego % Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Amortyzacja % Koszty operacyjne ogółem % Komentarz: Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o mln PLN (+31%) w związku ze wzrostem cen ropy i gazu. Niższe R/R koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki (-146 mln PLN). W Q spisano 11 odwiertów negatywnych. W Q spisano 7 odwiertów negatywnych (-152 mln PLN). Zawiązanie odpisu z tytułu utraty wartości majątku trwałego na poziomie -227 mln PLN w Q vs -548 mln PLN w Q Wyższa R/R amortyzacja: Q4 2018: -751 mln PLN vs Q4 2017: -673 mln PLN. Niższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne w Q m.in. za sprawą zwiększenia odpisu na zapasie gazu w Q o -15 mln PLN vs. zwiększenie odpisu w Q na poziomie -26 mln PLN. Zawiązanie odpisu na należnościach -76 mln PLN w Q4 2018, wobec rozwiązania na +19 mln PLN w Q Wzrost kosztów związanych ze sprzedażą pozostałych towarów i materiałów do poziomu -279 mln PLN w Q vs -120 mln PLN w Q Zawiązanie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności na poziomie -33 mln PLN w Q wobec rozwiązania rezerwy na +16 mln PLN w Q Różnice kursowe netto dotyczące działalności operacyjnej: -51 mln PLN w Q vs -74 mln PLN w Q Wynik na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych netto (nieobjętych rachunkowością zabezpieczeń): +183 mln PLN w Q vs +72 mln PLN w Q Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu % * Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15. ** 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. 19

20 Zadłużenie i źródła finansowania 10 Źródła finansowania (stan na r.) Zadłużenie na koniec kwartału mln PLN mld PLN Obligacje gwarantowane (program ważny do 2020) 6,4 0,5 3, dostępne wykorzystane Obligacje krajowe (grudzień 2022) Program BGK (2024) Reserve Based Loan (2022) 1,1-1,5-1,6 2,2 0,7 3,0 0,4 1,3 Zadłużenie 0,7-2,0-2,4 1,4-1,4 Dług netto Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 3,7-0,2 Komentarz: 0,30 0,20 0,10 0,00 W dniu 21 grudnia 2017 r. PGNiG TERMIKA w związku z niedopasowaniem programu inwest. z Programem Emisji Obligacji z dnia 4 lipca 2012 r. do kwoty 1,5 mld PLN (PEO) zawarła porozumienia rozwiązujące PEO, w wyniku czego łączna pula obligacji gwarantowanych wynosi 7 mld PLN. W dniu 21 grudnia 2017 r. PGNiG S.A. podpisał umowę programu emisji obligacji do kwoty 5 mld PLN. Dywidenda za rok obrotowy (na akcje) PLN 0,20 0,20 0,15 0,170,19 0,18 0,15 0,12 0,13 0,09 0,08 0,07* Założenie Strategii: wypłata do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). *W dniu 29 października 2018 r. zdecydowano o wypłaceniu zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy z zysku Spółki za rok 2018 r. w wysokości 0,07 PLN/akcja. Dniem dywidendy był r. Wypłata nastąpiła r. 20

21 CAPEX, Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe Zrealizowany CAPEX w 2018 roku* mld PLN mln PLN Bilans Grupy (stan na r.) Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny Poszukiwanie i Wydobycie 2, Obrót i Magazynowanie 0, Dystrybucja 1, Aktywa Pasywa Wytwarzanie 0,61 Rentowność i wskaźniki płynności Razem 4,75 10% 8% 9,4% 6,9% 7,3% 8,7% 8,8% Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) mln PLN % 4% 2% 0% 5,8% 6,1% 6,0% 4,3% 4,7% ROE ROA ,2 2, ,0 1,4 1,8 1,8 1 1,6 1,2 1,4 1, Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka ( ) * Nakłady uwzględniające wydatki na akwizycje złóż węglowodorów 21

22 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] FY 2018 Q Q Q Q FY 2017 Q Q Q Q FY 2016 Q 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, 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, PGNiG SA [mln m 3 ] Razem w tym: kierunek wschodni w tym: LNG ROPA NAFTOWA, GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu w tym w Polsce w tym w Norwegii Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu z produkcji w tym w Polsce w tym w Norwegii WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh]