Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I półrocze sierpnia 2015r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I półrocze sierpnia 2015r.

2 W 1H mimo dużego spadku cen ropy wzrost wyniku EBITDA w Grupie PGNiG 24% 25% 15% 20% 23% ,9 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE 1H ,5 mld PLN H ,9 mld PLN Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Zysk netto Po eliminacji większa dynamika spadku kosztów (9%) niż przychodów (5%) 2

3 Wzrost wyniku EBITDA w 1H wszystkie segmenty poza Poszukiwanie i Wydobycie Udział segmentów w wyniku EBITDA Grupy PGNiG 30% mln PLN 39% Poszukiwanie i Wydobycie Wytwarzanie Obrót i Magazynowanie 21% 10% Dystrybucja 3

4 PPE osiągnięte już 87% celu na Plan W samym 1H2015 zrealizowano 87% planu oszczędności na Realizacja H2015 OPEX zarządzalny 5 mld zł Kluczowe koszty poza PPE: Koszty zakupu gazu Koszty zakupu innych paliw Koszty usług przesyłowych Amortyzacja Wyznaczenie celów poprawy efektywności dla segmentów i spółek Grupy PGNiG Zdefiniowanie zakresu i chronologii działań Realizacja w perspektywie do końca roku 2016 roku Program prowadzi do trwałej redukcji bazy kosztów zarządzalnych we wszystkich kluczowych segmentach Grupy PGNiG o ok. 0,8 mld zł. 0 OPEX ogółem: 29 mld zł w

5 Czynniki wpływające na wynik finansowy Wzmocnienie USD i osłabienie EUR wobec PLN R/R PLN 4,5 4,17 4,09 4,0 + 22% 3,70 3,5 3,04 3, W 2Q 2015 wskutek spadku cen ropy 9-miesięczna średnia cen ropy w USD obniżyła się R/R o 29% USD/boe ,5 01'14 04'14 07'14 09'14 12'14 03'15 06'15 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 20 07'13 09'13 12'13 03'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD 5

6 Czynniki wpływające na wynik finansowy Zauważalny wpływ redukcji taryf na przestrzeni ostatnich okresów oraz polityki rabatowej w 2Q15 na cenę sprzedaży gazu. Cena na wykresie agreguje sprzedaż taryfową PGNiG SA i PGNiG OD do klientów w Polsce, uwzględniając rabaty. Nie obejmuje transakcji na TGE i sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż. PLN/MWh '14 02'14 04'14 05'14 07'14 08'14 09'14 11'14 12'14 02'15 03'15 05'15 06'15 TGE (rynek dnia następnego) Średnia cena sprzedaży regulowanej gazu w Polsce przez Grupę PGNiG Dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kwartał, sezon (lato/zima) i rok kalendarzowy. Rynek spotowy pełni funkcję uzupełniającą. 6

7 Istotny wpływ spadku cen ropy na wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 1H W 1H15 o 509 mln PLN mniejsza sprzedaż ropy R/R, z czego spadek ceny o 37% wpłynął na redukcję przychodu o 601 mln PLN, a wzrost wolumenu o blisko 61 tys. ton zwiększył przychód o 92 mln PLN Stabilne wydobycie gazu ziemnego i zwiększone R/R wydobycie ropy naftowej w II kwartale H % 21% 36% 20% ,6 1,2 0,8 0,4 mld m 3 1,2 322 tys. ton 1,1 1,1 1,1 1,2 1, H Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 Gaz ziemny Ropa naftowa i kondensat Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 7

8 Znacznie wyższy R/R wynik EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie w 1H % 29% mln PLN mln PLN H2014 1H Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 8

9 Segment Obrót i Magazynowanie (2) Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w 2Q2015 wyższa R/R o 1,4 mld m 3, w całości wynikająca ze sprzedaży na Towarowej Giełdzie Energii Marża na sprzedaży gazu E w PGNiG SA i PGNiG Obrót Detaliczny ,7 6,8 4,9 4,8 3,3 3,5 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% Marża kwartalna Marża średnioroczna -2% 3% 2% 1% 1% -3% -1% 4% -3% 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q15 Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG (mld m3) Po eliminacji wpływu negatów marża w 2Q15 wyniosła 0%, a w 1H15 sięgnęła blisko +3%. 9

10 Segment Obrót i Magazynowanie (3) 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Stan magazynów na koniec lipca br. to 2,2 mld m3. W 2Q15 rozpoczęcie sezonowego zatłaczania magazynów gazu (mld m 3 ). 1,26 2,05 2,72 2,06 1,25 1,80 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 Grupa PGNiG (PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST) wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców (mld m 3 ) TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi 0,24 0,91 1,02 0,67 0,63 0,50 0,63 1,06 0,97 0,93 1,02 1,93 1,65 1,99 2,05 1H'14 4,53 1H'15 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 10

11 Dobre wyniki w 1H stabilnego segmentu Dystrybucja 8% 5% 9% 14% H2014 1H Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 11

12 Segment Wytwarzanie wysoki wynik dzięki niższym kosztom paliw w 1H 4 mln PLN 14% 43% 89% H H Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 12

13 Redukcja kosztów operacyjnych po eliminacji wpływu obligo giełdowego w 1H (m PLN) 1H2014 1H2015 % Zużycie surowców i materiałów (1 238) (1 098) (11%) Świadczenia pracownicze (1 373) (1 281) (7%) Usługi obce (1 400) (1 278) (9%) Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (1 078) (546) (49%) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Amortyzacja (1 298) (1 387) 7% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (6 012) (5 155) (14%) Koszt sprzedanego gazu (8 200) (12 626) 54% Koszty operacyjne ogółem (14 212) (17 781) 25% 13

14 Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania na r. (m PLN) Zadłużenie (mld PLN) 6,2 6,1 2, , dostępne ,3 3,4 Zadłużenie 5,8 5,4 5,2 2,9 0,7 wykorzystane Obligacje Obligacje Program BGK Reserve Based Euroobligacje gwarantowane krajowe (2017) (programy ważne do ) (2020) Loan (2017) (program ważny do 2016; zapadalność emisji 2017) 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 Dług netto -0,2 Dostępne programy na 14,6 mld PLN, w tym 9,6 mld gwarantowane. Akumulacja gotówki dla wypłaty dywidendy (wypłacona ) PGNiG Upstream International podpisało nową umowę kredytu zabezpieczonego złożami (reserve based loan), powiększając jego wartość do 400 mln USD. Tym samym zwiększyła się skala samofinansowania PUI oraz możliwości finansowe Grupy PGNiG. Kredyt ma charakter odnawialny i został udzielony na okres siedmiu lat, z dwuipółrocznym okresem karencji. 14

15 Informacja o realizacji Planu Górnictwa Naftowego PGNiG SA za I półrocze 2015 Wykonanie finansowe PGN za 1H 2015 (PGNiG SA) w mln PLN Plan PGN 1H2015 (mln PLN) Wykonanie finansowe 1H2015 (mln PLN) Wiercenie otworów Zagospodarowanie Złóż i Odwiertów Pozostałe krajowe Poszukiwania i Wydobycie Zagraniczne Poszukiwania i Wydobycie Magazynowanie Liczba realizowanych wierceń w 1H 2015 w podziale na rodzaj otworu Rodzaj plan Ilość otworów realizacja ilość metraż [mb] ilość metraż [mb] zakończone P - poszukiwawcze B - badawcze R - rozpoznawcze razem P+B+R E - eksploatacyjne ŁĄCZNIE WIERCENIA Remonty i Likwidacje PGN I-VI razem Łącznie w okresie 6 miesięcy 2015 prowadzono wiercenie 27 otworów, co stanowi ok. 57% ilości wierceń zaplanowanych w PGN. Metraż wykonanych wierceń stanowi ok. 47,5% metrażu zaplanowanego na rok

16 Efekty poszukiwań i zagospodarowania złóż Odwierty poszukiwawczo rozpoznawcze z wynikiem pozytywnym: odwierty poszukiwawcze, gazowe: Świniary-1; Olchowiec-2; Pruchnik-28; odwierty rozpoznawcze, gazowe: Kowale-3; Przeworsk-20; Siedleczka-7K; Szacowane zasoby wydobywalne odkryte tymi odwiertami to około 3,5 mld m3 gazu (22,88 mln boe). Odwiercono także otwór Rizq-1 w Pakistanie (ok. 4,5 mld m3 gazu). Suma odkrytych w 1H2015 zasobów: 49,8 mln boe, w tym: Polska 23,3 mln boe Pakistan 26,5 mln boe Odwierty eksploatacyjne z wynikiem pozytywnym: trzy odwierty ropne na złożu LMG; trzy odwierty gazowe na złożu Paproć; jeden odwiert gazowy na złożu Pruchnik; Przewidywana produkcja roczna odwiertów to: ropnych tys. ton (0,85 mln boe); gazowych - 50 mln m3 (0,32 mln boe). Zagospodarowanie złóż Podłączenie ośmiu odwiertów; Przewidywana produkcja z tych odwiertów to 74 mln m3 (0,48 mln boe) gazu rocznie. Suma przewidywanej produkcji z odwiertów ropnych i gazowych: 1,65 mln boe 16

17 Wydobycie i zasoby Grupy PGNiG w podziale na jednostki organizacyjne Udział w wydobyciu za I półrocze 2015 wydobycie przeliczone na boe Stan zasobów węglowodorów - na dzień 30 czerwca 2015 (zasoby przeliczone na mln boe) 21% 1% 25% SANOK 76,9 82,2 227,2 ZIELONA GÓRA * NORWEGIA 53% PAKISTAN 418,9 SANOK ZIELONA GÓRA NORWEGIA PAKISTAN 17

18

19 Wyniki finansowe za 2 kwartał 2015

20 Efektywny operacyjnie 2Q oraz niższy R/R wpływ zdarzeń jednorazowych 15% 11% 30% 55% 83% ,45 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE 2Q Q Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Zysk netto 20

21 Istotny wpływ spadku cen ropy na wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 2Q % 19% 40% 23% Q Q Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 21

22 Znacznie wyższy R/R wynik EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie w 2Q 24% 18% mln PLN 1,45 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE mln PLN 2Q2014 2Q Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 22

23 Dobre wyniki w 2Q stabilnego segmentu Dystrybucja 12% 13% 43% 74% Q2014 2Q Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 23

24 Segment Wytwarzanie wysoki wynik dzięki niższym kosztom paliw w 2Q 10% 17% 42% 25 mln PLN Q2014 2Q Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 24

25 Redukcja kosztów operacyjnych po eliminacji wpływu obligo giełdowego w 2Q (m PLN) 2Q2014 2Q2015 % Zużycie surowców i materiałów (551) (467) (7%) Świadczenia pracownicze (687) (583) (15%) Usługi obce (815) (755) (7%) Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (669) (229) (66%) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Amortyzacja (675) (723) 7% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (3 212) (2 528) (21%) Koszt sprzedanego gazu (3 023) (4 420) 46% Koszty operacyjne ogółem (6 235) (6 948) 11% 25