Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I kwartał maja 218 r.

2 Czynniki wpływające na wynik finansowy Silniejszy PLN wobec EUR i USD R/R PLN 4,5-3% 4,32-16% 4, 4,6 4,18 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q1 218 o 15% R/R USD/bbl ,3 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich wolumenów sprzedaży gazu, przy rosnącym jednostkowym koszcie pozyskania gazu. 3,5 6 54,4 +24% 3,4 4 47,3 +15% 54,45 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 3'18 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 2 1'154'157'159'1512'153'166'169'1612'163'176'179'1712'173'18 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 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 16 9,17 89,58 81,25 76,39 78,72 +1% 76,7 8 81,16 83,79 81,48 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 Q1 217: 87,43 +17% średnia cena RDNg w Q1 218: 12,1 4 1'16 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 12'17 3'18 2

3 Zmiany w prezentacji usług wg MSSF 15 Prezentacja wpływu wdrożenia MSSF 15 na skonsolidowany rachunek zysków i strat Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 217 roku (w mln zł) Q1 217 przed zmianą wpływ Q1 217 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: Przychody ze sprzedaży gaz Przychody ze sprzedaży pozostałe Koszty operacyjne (bez amortyzacji), w tym: Usługi przesyłowe Pozostałe usługi Skonsolidowany rachunek zysków i strat w 218 roku (w mln zł) Q1 218 przed zmianą wpływ Q1 218 po zmianie Przychody ze sprzedaży, w tym: Przychody ze sprzedaży gaz 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 218 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 Q1 217 oraz Q Kolejne slajdy prezentacji porównują Q1 218 z przekształconym Q1 217 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. 3

4 Skutki zmian prezentacji wg MSSF 15 - segmenty Bez uwzględnienia zmiany prezentacji MSSF 15 Q1 217 Q1 218 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 Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Nowy sposób prezentacji Q1 217 Q1 218 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami 11 1 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 Q1 218 według nowych standardów z przekształconym Q1 217 w zakresie MSSF 15. 4

5 Podstawowe wyniki finansowe Q1 218 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q1 217 vs Q1 218 mln PLN PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 17 mln PLN (+1%). Koszt odwiertów negatywnych w Q1 218: -244 mln PLN wobec -17 mln PLN w Q Rozwiązanie odpisów na majątek trwały w Q1 218: +241 mln PLN wobec +5 mln PLN w Q Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 16% głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 13% R/R. W Q1 218 wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu: +25 mln PLN (głównie z tytułu wyceny rynkowej gazu w terminalu LNG). W Q1 217 zwiększenie odpisu na zapasie gazu na poziomie -35 mln PLN. Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji o 7% R/R w Q1 218 i przychodów z usługi dystrybucyjnej o 5% R/R. Wytwarzanie Q1'17 Q1'18 Q1'17 Q1'18 Q1'17 Q1'18 Q1'17 Q1'18 Q1'17 Q1'18 Wzrost wolumenów sprzedaży: energii elektrycznej o 6% R/R (z własnej produkcji) oraz ciepła o 5% R/R [mln PLN] Q1 217 Q1 218 D% Przychody ze sprzedaży * % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN EBITDA Grupy PGNiG w Q1 217 vs Q1 218** Q1 217 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w Q1 218: +8 mln PLN oraz w Q1 217: mln PLN * % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wynik na działalności finansowej % Zysk netto % *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15 Q

6 Segment Poszukiwanie i Wydobycie [mln PLN] Q1 217 Q1 218 D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % Koszty odwiertów negatywnych x Odpis aktualizujący majątek trwały x EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wolumen wydobycia gazu i ropy naftowej R/R mld m 3 tys. ton 1,4 1,2 1,,8,6,4 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,1 1, 1, Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1' Wzrost przychodów na skutek wyższych R/R cen ropy i gazu oraz wzrostu wolumenu sprzedaży ropy i gazu w kwartale. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 85 mln PLN) na skutek wzrostu o 4% średniej kwartalnej ceny ropy wyrażonej w PLN oraz wzrostu wolumenu sprzedaży o 1% R/R do 429 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (+1% R/R, o 17 mln PLN) na skutek wyższych wolumenów sprzedaży (o 19 mln m 3, czyli 2% R/R) oraz wyższych cen gazu R/R. Spisane koszty odwiertów negatywnych: -244 mln PLN w Q1 218 wobec -17 mln PLN w Q Rozwiązanie odpisów na majątek trwały: +241 mln PLN w Q1 218 wobec +5 mln PLN w Q Pozycja overlift na koniec Q1 218 na poziomie 43 tys. ton wycenianej rynkowo na -139 mln PLN (łącznie ropa naftowa i NGL oraz gaz ziemny). Zastosowanie nowej metody szacowania wartości pozycji over- /underlift w Q1 217 wpłynęłoby na wynik tego okresu na kwotę -64 mln PLN. 6

7 Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q1 217 Q1 218 D% Przychody ze sprzedaży 8 697* % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) * % 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,16,15,65 1,,4,63,48,7,69,68,73,61,86,96 1,51 1,68 3,3 3,46 mld m 3 1Q'17 1Q'18, 2, 4, Wzrost przychodów w wyniku wzrostu wolumenu. Wyższe koszty pozyskania gazu. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R (z uwzgl. wpływu transakcji zabezpieczających -173 mln PLN) o mln PLN (do 9,5 mld PLN w Q1 218) skorelowany z wyższym wolumenem oraz wyższą średnią ceną sprzedaży gazu. Wyższy wolumen sprzedaży do największych odbiorców przemysłowych oraz na TGE. Istotny wzrost sprzedaży gazu przez PST. Wzrost kosztów pozyskania gazu w segmencie na skutek wyższych notowań cen ropy i gazu. Wzrost wolumenu importu gazu do Polski R/R (Q1 218: 3,84 mld m 3 vs Q1 217: 3,22 mld m 3 ) przy wyższym wolumenie importu kierunku wschodniego oraz LNG. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej na poziomie 595 mln PLN, wzrost o 113 mln PLN R/R (+23% R/R) przy jednoczesnym wzroście kosztów energii na cele handlowe o 136 mln zł. Wzrost obrotu szczególne widoczny za granicą gdzie podwojono wolumen handlu energią. Rozwiązanie odpisu na zapasie gazu w Q1 218 na poziomie 25 mln PLN wobec zwiększenia odpisu o 35 mln PLN w Q Zawiązanie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej na -41 mln PLN w Q1 218 wobec zawiązania rezerwy na -81 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. 7

8 Segment Dystrybucja [mln PLN] Q1 217 Q1 218 D% Przychody ze sprzedaży % Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu wolumenu dystrybucji gazu Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wolumen dystrybuowanych gazów Przychód z usług dystrybucyjnych mln m 3 mln PLN Komentarz: Wolumen dystrybuowanego gazu wyższy o 7% R/R sięgający 4,22 mld m 3 (głównie na skutek czynników temperaturowych). Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 71 mln PLN (+5% R/R). Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: -177 mln PLN w Q1 218 wobec -218 mln PLN rok wcześniej. Wzrost świadczeń pracowniczych o 14 mln PLN w wyniku wzrostu zatrudnienia w segmencie. Stabilne koszty usługi przesyłowej na poziomie 169 mln PLN Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 4 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 8

9 Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q1 217 Q1 218 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 czynników temperaturowych i wyższych kosztów surowców Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 4% do poziomu 571 mln PLN przy wolumenie wyższym o 5%. Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania o 14% R/R do poziomu 263 mln PLN przy rosnącym wolumenie sprzedaży o 6% R/R. Wzrost kosztów zakupu węgla o 62 mln PLN do -327 mln PLN w Q Wolumen sprzedaży w Q1 218: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 19,4 PJ. Energia elektryczna z produkcji: GWh Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 9

10 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. 1

11 1. Sprzedaż i struktura importu gazu 2. Koszty operacyjne 3. Zadłużenie i źródła finansowania 4. Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie 5. Wolumeny operacyjne Załączniki

12 Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski Kierunek zachodni i południowy 9% mld m 3 12,5 LNG 13% 4% 12% Q1 218 Q % Kierunek wschodni 78% Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] 1Q 217 1Q 218 D% Grupa PGNiG: % PGNiG SA % PGNiG OD % PST % Spadek udziału kierunku wschodniego przy wzroście udziału kierunku zachodniego i południowego oraz LNG w strukturze importu w Q Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q1 218 wyższa R/R o 1,1 mld m 3. Wyższy poziom sprzedaży do odbiorców przemysłowych, głównie: rafinerie i petrochemia oraz elektrownie i ciepłownie. 1, 7,5 8 7,3 8,8 8, 9,9 5, 2,5 5,4 4,7 4,3 4,6 2,7 2,8 3, 3, 3,2 3,3 3,5 3,7 3,8 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 96 mln m 3 regazyfikacji (stan na r.). po, 2,8 2,9,9 1,6 2,2,9 1,7 2,3 1,1 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 12

13 Koszty operacyjne w Q1 218 vs Q1 217 [mln PLN] Q1 217 Q1 218 D% Koszt sprzedanego gazu % Paliwa do produkcji ciepła i energii % Zużycie pozostałych surowców i materiałów % Świadczenia pracownicze % Usługa przesyłowa -26* % Pozostałe usługi obce -358* % 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 2-4 3x Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki x Odpisy aktualizujące wartość składników majątku trwałego x Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Amortyzacja % Koszty operacyjne ogółem * % Komentarz: Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o 1,5 mld PLN (+22%) w związku ze wzrostem notowań ropy i gazu. Wyższe R/R koszty odwiertów negatywnych (-244 mln PLN). W Q1 218 spisano 7 odwiertów negatywnych. W Q1 217 spisano 3 odwierty negatywne (-17 mln PLN). Rozwiązanie odpisu z tytułu utraty wartości majątku trwałego na poziomie 24 mln PLN. W Q1 217 rozwiązanie odpisów na niskim poziomie 2 mln PLN. Niższa R/R amortyzacja (Q1 218: -669 mln PLN vs Q1 217: -695 mln PLN), przede wszystkim na skutek niższej amortyzacji w Norwegii w Q1 218 vs Q1 217 o 4 mln PLN (-29%). Niższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne w Q1 218 m.in. za sprawą rozwiązania odpisu na zapasie gazu na poziomie 25 mln PLN wobec zwiększenia odpisu o 35 mln PLN w Q1 217 oraz niższego poziomu rezerw na świadectwa pochodzenia energii (-43 mln PLN w Q1 218 vs -82 mln PLN w Q1 217). Różnice kursowe netto dotyczące działalności operacyjnej: +52 mln PLN w Q1 218 vs -74 mln PLN w Q Wynik na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych netto: -43 mln PLN w Q1 218 vs +53 mln PLN w Q Koszty transakcji zabezpieczających ceny gazu, w tym głównie z tytułu zakupu gazu: +4 mln PLN w Q1 218 vs +45 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. 13

14 Zadłużenie i źródła finansowania 1 Źródła finansowania (stan na r.) mln PLN Zadłużenie na koniec kwartału 8 mld PLN Obligacje gwarantowane (programy ważne do ) 6,4 6,4 6,4 6,4 dostępne wykorzystane Obligacje krajowe (222) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Zadłużenie Dług netto Komentarz:,3,2,1 21 grudnia 217 r. PGNiG TERMIKA w związku z niedopasowaniem programu inwestycyjnego z Programem Emisji Obligacji z dnia 4 lipca 212 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 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 1,3,8,5,7,4 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18-1,9-1,7-1,5-1,6-2,, 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 mln PLN Bilans Grupy (stan na r.) Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny , 29, 2, 1,1 1,6 1,1 13,1 12,2 4,1 3,9 25,5 25,3 24,7 24,7 1,3 1,9 1,1 1,8 1,8 1,9 1,8 1,8 1,7 11,2 1,8 11,1 3,5 2,9 3, 3, Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 1,8 1,2 8,9 7,7 7, 6,9 31 grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia marca 218 1% 8% 6,7% 9,4% 6,9% 7,3% 8,7% Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) mln PLN 6% 4% 2% 4,1% 5,8% 4,3% 4,7% 6,1% % ROE ROA 2,4 2,2 1,8 1,6 2, 1, Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka ( ) 1 1,6 1,1 1,2 1, 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 ] Q1 218 FY 217 Q4 217 Q3 217 Q2 217 Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 216 Q1 216 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]