Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I półrocze i II kwartał 218 roku 3 sierpnia 218 r.

2 Czynniki wpływające na wynik finansowy Silniejszy PLN wobec USD R/R Słabszy PLN wobec EUR R/R PLN 4,5 4, 3,5 4,22 3,83 +1% -7% 4,26 3,58 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q2 218 o 2% R/R USD/bbl ,56 5,13 49,96 +49% +2% 6,6 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich cen węglowodorów oraz wzrostu wolumenu sprzedaży gazu. Rosnący koszt jednostkowy pozyskania gazu. 3, 4'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 12'17 3'18 6'18 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 2 4'156'159'1512'153'166'169'1612'163'176'179'1712'173'186'18 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) ,39 89,58 81,25 83,96 78,72 76,7 83,79 81,16 81,48 +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. średnia cena średnia cena RDNg w Q2 +28% RDNg w Q2 217: 73,57 218: 94,39 4 4'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 9'17 12'17 3'18 6'18 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) Q2 217 przed zmianą wpływ Q2 217 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 218 roku (w mln zł) Q2 218 przed zmianą wpływ Q2 218 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 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 Q2 217 oraz Q Kolejne slajdy prezentacji porównują Q2 218 z przekształconym Q2 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 Q2 217 Q2 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 Q2 217 Q2 218 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami 1 13 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 Q2 218 według nowych standardów z przekształconym Q2 217 w zakresie MSSF 15. 4

5 Podstawowe wyniki finansowe Q2 218 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q2 217 vs Q2 218 mln PLN PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży R/R: gazu o 24 mln PLN (+33% R/R); ropy naftowej i kondensatu o 139 mln PLN (+33%) Koszt odwiertów negatywnych w Q2 218: -132 mln PLN wobec -81 mln PLN w Q Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu i kosztów paliwa gazowego o 1% R/R, głównie w wyniku wzrostu rynkowych cen ropy i gazu. Wyższe o 17% R/R przychody w segmencie z tytułu obrotu energią elektryczną z handlu i wytwarzania. Koszty obrotu wyższe o 11%. Dystrybucja Spadek wolumenu dystrybucji oraz przychodów z usługi dystrybucyjnej o 14% R/R w Q Wpływ z tytułu bilansowania systemu w Q2 218 wyższy o 54 mln PLN R/R Wytwarzanie Q2'17 Q2'18 Q2'17 Q2'18 Q2'17 Q2'18 Q2'17 Q2'18 Q2'17 Q2'18 Spadek wolumenów sprzedaży: energii elektrycznej (z własnej produkcji) o 19% R/R oraz ciepła o 35% R/R w wyniku wyższych temperatur kwartału [mln PLN] Q2 217 Q2 218 D% Przychody ze sprzedaży 7 128* % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN EBITDA Grupy PGNiG w Q2 217 vs Q2 218** Q2 217 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje **Eliminacje w Q2 218: -15 mln PLN oraz w Q2 217: +5 mln PLN -5 72* % 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] Q2 217 Q2 218 D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % Koszty odwiertów negatywnych % Odpis aktualizujący majątek trwały % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wolumen wydobycia gazu i ropy naftowej R/R mld m 3 1,4 1,2 1,,8,6,4 1,2 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1, Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 tys. ton Wzrost przychodów na skutek wyższych R/R cen ropy i gazu oraz wzrostu wolumenu sprzedaży gazu w kwartale. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 139 mln PLN) głównie na skutek wzrostu o 39% średniej kwartalnej ceny ropy wyrażonej w PLN, mimo spadku wolumenu sprzedaży o 7% R/R do 294 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (+33% R/R, o 24 mln PLN) na skutek wyższych wolumenów sprzedaży (o 32 mln m 3, czyli 3% R/R) oraz istotnego wzrostu cen gazu R/R. Spisane koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki: -132 mln PLN w Q2 218 wobec -81 mln PLN w Q Odwrócenie odpisów na majątek trwały: +71 mln PLN w Q2 218 wobec +78 mln PLN w Q Pozycja underlift w samym Q2 218 wyceniona rynkowo na +47 mln PLN (łącznie ropa naftowa i NGL oraz gaz ziemny). Zastosowanie nowej metody szacowania wartości pozycji over-/underlift w Q2 217 wpłynęłoby na wynik tego okresu na kwotę -36 mln PLN. 6

7 Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q2 217 Q2 218 D% Przychody ze sprzedaży 5 12* % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) -5 28* % 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,13,8,31,48,72,43,51,39,51,6,59,4,68,65,65,81 1,48 1,42 mld m 3 2Q'17 2Q'18, 2, Wzrost przychodów w wyniku wzrostu rynkowych cen gazu. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R (z uwzgl. wpływu transakcji zabezpieczających -17 mln PLN w Q2 218) o 466 mln PLN (do 5,1 mld PLN w Q2 218) na skutek wyższej średniej ceny sprzedaży gazu i mimo niższego wolumenu sprzedaży (-5% R/R). Wyższy wolumen sprzedaży do największych odbiorców przemysłowych. Spadek sprzedaży gazu do odbiorców domowych. Wzrost kosztów pozyskania gazu w segmencie na skutek wyższych notowań cen ropy i gazu. Wzrost wolumenu importu gazu do Polski R/R (Q2 218: 3,42 mld m 3 vs Q2 217: 3,33 mld m 3 ) przy wyższym wolumenie importu LNG (+72% R/R) oraz stabilnym poziomie importu z kier. wschodniego (+3% R/R). Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej: 466 mln PLN, wzrost o 69 mln PLN R/R (+17% R/R). Koszty energii na cele handlowe wyższe R/R o 43 mln PLN (-444 mln PLN w Q2 218) Odwrócenie odpisu na zapasie gazu w Q2 218 na poziomie +7 mln PLN vs zwiększenia odpisu w Q2 217 na poziomie -21 mln PLN w Q Stan odpisu na koniec Q2 218 wyniósł 18 mln PLN. Rozwiązanie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej na poziomie 19 mln PLN w Q2 218 wobec zawiązania rezerwy na -4 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] Q2 217 Q2 218 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 spadku wolumenu dystrybucji gazu i niższej taryfy Komentarz: Wolumen dystrybuowanego gazu niższy o 13% R/R sięgający 2,14 mld m 3, głównie na skutek wyższej temperatury w okresie. Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej niższe o 142 mln PLN (-14% R/R), głównie na skutek niższych wolumenów oraz niższego poziomu taryfy. Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: +226 mln PLN w Q2 218 wobec +172 mln PLN rok wcześniej, przy wyższych kosztach zakupu gazu. Wzrost świadczeń pracowniczych o 28 mln PLN (w Q2 218 podobnie, jak w Q2 217 wypłacono premie roczne pracownikom PSG). Niższe o 4% R/R koszty usługi przesyłowej sięgające 147 mln PLN. 1 6 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 4 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 8

9 Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q2 217 Q2 218 D% Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN 7 Energia Ciepło Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Wynik segmentu pod wpływem czynników temperaturowych i wyższych kosztów surowców Komentarz: Spadek przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 28% do poziomu 172 mln PLN przy wolumenie niższym o 35% (czynnik temperaturowy krótszy okres grzewczy. Spadek przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania o 5% R/R do poziomu 112 mln PLN przy niższym wolumenie sprzedaży o 19% R/R. Spadek kosztów zakupu węgla o 8 mln PLN do -15 mln PLN w Q2 218 na skutek istotnie niższych wolumenów produkcji. Jednostkowa cena węgla wyższa R/R. Wolumen sprzedaży w Q2 218: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 4,43 PJ. Energia elektryczna z produkcji: 599 GWh. 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 Załączniki 1. Wpływ zmian MSSF na wyniki H Podstawowe wyniki finansowe H Sprzedaż i struktura importu gazu 4. Koszty operacyjne 5. Zadłużenie i źródła finansowania 6. Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie 7. Wolumeny operacyjne 11

12 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) H1 217 przed zmianą Wpływ H1 217 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 218 roku (w mln zł) H1 218 przed zmianą wpływ H1 218 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 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 H1 217 oraz H Kolejne slajdy prezentacji porównują H1 218 z przekształconym H1 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. 12

13 Skutki zmian prezentacji wg MSSF 15 - segmenty Bez uwzględnienia zmiany prezentacji MSSF 15 H1 217 H1 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 H1 217 H1 218 Obrót i Magazynowanie Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne (bez amortyzacji) Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Sprzedaż na rzecz klientów zewnętrznych Sprzedaż między segmentami 2 14 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. 13

14 Podstawowe wyniki finansowe H1 218 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w H1 218 vs H1 217 [mln PLN] H1 217 H1 218 D% mln PLN PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 347 mln PLN (+19%). Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy R/R o 224 mln PLN (+22%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w H1 218: 311 mln PLN vs 83 mln PLN w H Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 14%. (z uwzgl. wpływu transakcji zabezpieczających -28 mln PLN w H1 218) przy wzroście wolumenu sprzedaży gazu w segmencie o 8%. Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie gazu w H1 218 na +32 mln PLN wobec zwiększenia odpisu na zapasie gazu w H1 217 o -57 mln PLN. Dystrybucja Stabilny poziom wolumenu dystrybucji: 6,36 mld m 3 w H1 218 vs 6,38 mld m 3 w H Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych (67 mln PLN w H1 218 vs 565 mln PLN w H1 217). Wytwarzanie H1 217 H1 218 H1 217 H1 218 H1 217 H1 218 H1 217 H1 218 H1 217 H1 218 Spadek wolumenów sprzedaży ciepła o 6% R/R i energii elektrycznej (z produkcji) o 3% R/R w H1 218 z powodu krótszego sezonu grzewczego Przychody ze sprzedaży * % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN EBITDA Grupy PGNiG w H1 217 vs H1 218** * % EBITDA % Amortyzacja % EBIT % Wynik na działalności finansowej x Zysk netto % -114 H1 217 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje *Dane przekształcone do porównywalności w związku z zastosowaniem nowego standardu sprawozdawczości finansowej MSSF 15 **Eliminacje w H1 218: -8 mln PLN oraz w H1 217: 6 mln PLN H

15 Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski Kierunek zachodni i południowy % LNG 24% 1% 14% Q2 218 Q % Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] Q2 217 Q2 218 D% Grupa PGNiG: % PGNiG SA % PGNiG OD % Wzrost udziału LNG w strukturze importu w Q Sprzedaż gazu Grupy PGNiG na zbliżonym poziomie R/R. Wzrost sprzedaży PST (działalność zagraniczna). Kierunek wschodni 76% PST % Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 12,5 1, 7,5 7,3 8,8 8, 9,9 5, 2,5 5,4 4,7 4,3 4,6 2,8 3, 3, 3,2 3,3 3,5 3,7 3,8 5,4 3,4 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 59 mln m 3 regazyfikacji (stan na r.). po, 2,8 2,9 1,6 2,2,9 1,7 2,3 1,1 2,1 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 15

16 Koszty operacyjne w Q2 218 vs Q2 217 [mln PLN] Q2 217 Q2 218 D% Koszt sprzedanego gazu % Paliwa do produkcji ciepła i energii % Zużycie pozostałych surowców i materiałów % Świadczenia pracownicze % Usługa przesyłowa -229* % Pozostałe usługi obce -48* % Usługi regazyfikacji LNG % Podatki i opłaty % Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto** % Zmiana stanu odpisów na zapasy % Zmiana stanu rezerw % 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 273 mln PLN (+7%) w związku ze wzrostem cen ropy i gazu. Wyższe R/R koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki (-132 mln PLN). W Q2 218 spisano 7 odwiertów negatywnych. W Q2 217 spisano 4 odwierty negatywne (-79 mln PLN). Rozwiązanie odpisu z tytułu utraty wartości majątku trwałego na poziomie 72 mln PLN w Q2 218 vs 56 mln PLN w Q Wyższa R/R amortyzacja (Q2 218: -657 mln PLN vs Q2 217: -64 mln PLN), przede wszystkim na skutek wyższej amortyzacji w Norwegii w Q2 218 vs Q2 217 o 14 mln PLN (+16%). Niższe R/R pozostałe przychody i koszty operacyjne w Q2 218 m.in. za sprawą rozwiązania odpisu na zapasie gazu na poziomie 7 mln PLN wobec zwiększenia odpisu o 21 mln PLN w Q2 217 oraz rozwiązania rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej na poziomie 19 mln PLN w Q2 218 wobec zawiązania rezerwy na -4 mln PLN R/R w Q W Q2 218 zostało rozładowanych 7 gazowców, z czego: 5 to kontrakt z Qatargas, 1 z Centrica oraz 1 transakcja spot. Różnice kursowe netto dotyczące działalności operacyjnej: +63 mln PLN w Q2 218 vs -18 mln PLN w Q Wynik na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych netto: -3 mln PLN w Q2 218 vs +43 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. 16

17 Zadłużenie i źródła finansowania 1 Źródła finansowania (stan na r.) Zadłużenie na koniec kwartału mln PLN mld PLN 6,4 6,4 6,4-1,7 7 Obligacje gwarantowane (program ważny do 22),8,5 5 3,8 1,1 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18-1,5-1,6 1 2,2,7 dostępne Zadłużenie 3,,4 wykorzystane 1,3-2, Obligacje krajowe (grudzień 222) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Dług netto,7-2,4 Komentarz:,3,2,1, W dniu 21 grudnia 217 r. PGNiG TERMIKA w związku z niedopasowaniem programu inwest. 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. Dywidenda za rok obrotowy (na akcje) PLN,15,17,19,9,12,13,15,8,2,18, Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). W dniu 2 lipca 218 r. WZ PGNiG zdecydowało o niewypłaceniu dywidendy za rok obrotowy 217. Zysk netto został przeznaczony na kapitał rezerwowy (z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej) oraz kapitał zapasowy. 17

18 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 24,8 1,3 1,9 1,1 1,8 1,5 1,9 1,8 1,8 1,7 11,6 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 czerwca 218 1% 8% 9,4% 6,9% 7,3% 8,7% 6,3% 8 Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) mln PLN 6% 4% 2% 5,8% 4,3% 4,7% 6,1% 4,7% % H1 218 ROE ROA Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy 3 6 Gotówka ( ) 3 2,2 2,4 2,4 1,8 2 2, 1,4 1,9 1 1,6 1,2 1, H1 218 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. 18

19 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] Q2 218 Q1 218 FY 217 Q4 217 Q3 217 Q2 217 Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 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]