Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I połowę 2016 roku. 12 sierpnia 2016 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I połowę 216 roku 12 sierpnia 216 r.

2 Wyniki segmentów PiW i OiM pod presją cen paliw. Znaczący udział Dystrybucji w EBITDA. Kontrybucja segmentów na EBITDA GK PGNiG EBITDA GK PGNiG bez odpisów Wytwarzanie 14% H1 216 Poszukiwanie i Wydobycie 16% Dystrybucja 45% 3% 1% H % 39% Obrót i Magazynowanie 25% Wytwarzanie 13% Dystrybucja 39% 31% H % H % 43% Obrót i Magazynowanie 15% Poszukiwanie i Wydobycie 33% 2

3 -4 Znaczący wpływ spadku ceny węglowodorów na wyniki operacyjne Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Zysk netto -15% -13% -22% -31% -32% % H1 215 H1 216 w milionach złotych -7

4 Czynniki wpływające na wynik finansowy PLN 4,5 Wzmocnienie USD i EUR wobec PLN R/R 4,37 9-miesięczna średnia cen ropy spadła w Q2 216 o 46% R/R i o 18% Q/Q USD/bbl 12 4,9 +6,9% 1 4, 3, % 8 3,5 3,7 +4,6% 62-26% 46 6 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 3, 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD 2 1'14 4'14 6'14 9'14 12'14 3'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'

5 Czynniki wpływające na wynik finansowy Średnia taryfa na paliwo gazowe Grupy PGNiG w Polsce i cena gazu na TGE PLN/MWh TGE (rynek dnia następnego) Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce Grupy PGNiG 1'14 4'14 7'14 1'14 1'15 4'15 7'15 1'15 1'16 4'16 Uwagi: Cena na wykresie agreguje sprzedaż taryfową PGNiG SA i PGNiG OD do klientów w Polsce. Nie obejmuje transakcji na TGE, wpływu rabatów i sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż. 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. 5

6 Wyniki segmentów

7 Wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie pod presją niskich cen ropy Sprzedaż ropy naftowej r/r Przychody ze sprzedaży 72 / 734 tys. ton +1,9% Wydobycie gazu ziemnego r/r 2,3 / 2,3 mld m 3 Koszty operacyjne EBITDA EBIT bez zmian mln zł odpisów w H mln zł odpisów w H % 32% -68% -19% H1 215 H1 216 w milionach złotych -7

8 Polityka rabatowa i obniżenie taryf odpowiedzialne za niższe przychody segmentu Obrót i Magazynowanie -1-5 Wolumen sprzedaży gazu r/r 12,5 / 12,7 mld m 3 Przychody ze sprzedaży +1,6% Stan magazynów gazu r/r 1,8 / 1,61 mld m 3-1,6% Półroczna marża operacyjna r/r Koszty operacyjne EBITDA EBIT +1% / +1% bez zmian -17% -17% -7% -13% H1 215 H1 216 w milionach złotych -7

9 -6 Wzrost wolumenu dystrybuowanych gazów poprawia R/R wyniki segmentu Dystrybucja Przychody ze sprzedaży Wolumen dystrybuowanych gazów r/r 5 28 / mln m 3 +4,9% Koszty operacyjne EBITDA EBIT 3% -8% 17% 24% H1 215 H1 216 w milionach złotych -7

10 Solidne wyniki operacyjne segmentu Wytwarzanie Sprzedaż ciepła r/r Przychody ze sprzedaży / TJ +3,1% Koszty operacyjne Sprzedaż energii elektrycznej r/r EBITDA 2 24 / GWh -2,2% EBIT 9% 9% 9% 9% H1 215 H1 216 w milionach złotych -7

11 Istotny wpływ zdarzeń jednorazowych zrekompensowany spadkiem kosztu sprzedanego gazu w I połowie 216 r. Suma kosztów operacyjnych Koszt gazu sprzedanego Amortyzacja Świadczenia pracownicze Pozostałe -13% -2% -4% -8% 17% mln zł odpisów w H mln zł odpisów w H H1 215 H1 216 w milionach złotych -7

12 Działalność handlowa

13 Rynek SME dynamiczny wzrost pozyskania nowych i powrotów klientów Pozytywne wyniki rynkowe efekt zmiany sposobu funkcjonowania na konkurencyjnym rynku dostosowanie oferty oraz obsługi do potrzeb i oczekiwań klientów rozwój portfolio produktowego podnoszenie kwalifikacji i motywacji pracowników odpowiedzialnych za sprzedaż nowe kontrakty (Ceramika Paradyż, Polmlek, Huta Cynku Miasteczko Śląskie, Lerg, Leier, Nicromet, OSM Koło, Grupa Lajkonik, Porcelana Ćmielów i Chodzież, Mokate Bielmar, instytucjonalne grupy zakupowe) * wartość w całym okresie obowiązywania kontraktów Wzrost nowych wolumenów sprzedaży - nowi i wracający klienci w milionach m 3 W 216 (1-8) przybyło 7 nowych klientów SME którym zakontraktowaliśmy 358 mln m 3 gazu (3,93TWh)* W 215 (1-8) przybyło 465 nowych klientów SME którym zakontraktowaliśmy 56 mln m 3 gazu (,62 TWh) 13

14 Rynek gospodarstw domowych utrzymanie bazy na stabilnym poziomie Utrzymujący się udział w rynku klientów indywidualnych efekt wiarygodności Oferty konkurencji nakierowane głównie na akwizycję klientów SME (z uwagi na relatywnie wysoki koszt pozyskania na rynku gosp. domowych, przy niskiej marży jednostkowej) Stałe podnoszenie jakości obsługi klientów Rozwój elektronicznych kanałów kontaktu z klientami: e-bok, e-faktura Zwiększenie dostępności tradycyjnych kanałów obsługi klienta BOKi Premium zlokalizowane w popularnych centrach handlowych Podnoszenie kompetencji i motywacji pracowników odpowiedzialnych za obsługę klientów Pozytywny wizerunek firmy; brak ryzyka związanego z wiarygodnością i bezpieczeństwem dostaw gazu nowe produkty już na jesieni Stabilna pozycja na rynku gospodarstw domowych ,1% czerwiec 215 czerwiec 216 w tysiącach Zmiana liczby klientów: czerwiec 216 vs. czerwiec 215 4,1 tys. (-,1%) 14

15 Rynek hurtowy PGNiG SA aktywnie działa na liberalizującym się rynku gazu, stale udoskonalając i rozbudowując ofertę sprzedażową Zwiększanie konkurencyjności oferty PGNiG SA przyczynia się do podpisywania nowych kontraktów Grupa Azoty EDF Wolumen [mld m 3 ] 4,5 Wolumen [mld m 3 ],355 Wolumen [TWh] 49,5 Wolumen [TWh] 3,9 Wartość kontraktów* [mld zł] ok. 3,3 Wartość kontraktów* [mld zł] ok.,33 Długość kontraktów kwiecień 216 wrzesień 219 Długość kontraktów wrzesień 216 wrzesień 219 * wartość kontraktu wynikająca z podpisanej umowy lub szacunku kontraktu na dzień podpisania umowy 15

16 Pytania i odpowiedzi

17

18 Załączniki

19 Wyniki finansowe za 2 kwartał 216 r.

20 -3-6 Wyniki Grupy PGNiG w II kwartale Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Zysk netto -19% -9% -56% -92% -119% Q2 215 Q2 216 w milionach złotych

21 Wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie za II kwartał znaczący wpływ zawiązania odpisów -5 Sprzedaż ropy naftowej r/r Przychody ze sprzedaży 372 / 336 tys. ton -9,7% Wydobycie gazu ziemnego r/r 1,1 / 1,1 mld m 3 Koszty operacyjne EBITDA EBIT bez zmian -17% 46% -119% -245% Q2 215 Q2 216 w milionach złotych

22 -4-5 Wyniki segmentu Obrót i Magazynowanie za II kwartał Wolumen sprzedaży gazu r/r 4,8 / 4,7 mld m 3 Przychody ze sprzedaży -1,4% Stan magazynów gazu q/q,91 / 1,61 mld m 3 +76,9% Kwartalna marża operacyjna r/r Koszty operacyjne EBITDA EBIT -3% / -2% +1 p.p. -21% -19% -46% -71% Q2 215 Q2 216 w milionach złotych -7 22

23 Wyniki segmentu Dystrybucja za II kwartał Przychody ze sprzedaży Wolumen dystrybuowanych gazów r/r 2 24 / 2 5 mln m 3 +1,3% Koszty operacyjne EBITDA EBIT -1% 5% -4% -9% Q2 215 Q2 216 w milionach złotych -

24 Słabsze wyniki operacyjne segmentu Wytwarzanie Sprzedaż ciepła r/r Przychody ze sprzedaży 5 81/ TJ -7,9% Koszty operacyjne Sprzedaż energii elektrycznej r/r EBITDA 674/ 591 GWh -12,5% EBIT 11% 17% -15% -69% Q2 215 Q2 216 w milionach złotych -7

25 -1-2 Koszty operacyjne w II kwartale Suma kosztów operacyjnych Koszt gazu sprzedanego Amortyzacja Świadczenia pracownicze Pozostałe -9% -29% -8% 1% 53% Q2 215 Q2 216 w milionach złotych -7

26 Pozostałe

27 Wpływ wyników operacyjnych segmentów na EBITDA GK PGNiG EBITDA H1 215 PiW OiM Dystr. Wytw. Pozostałe EBITDA H w milionach złotych 27

28 Dane operacyjne Produkcja ropy naftowej, kondensatu i gazu ziemnego Wolumen sprzedaży i stan magazynów gazu mld m 3 tys. ton mld m 3 1,6 1,2,8,4 1,1 1,1 1, , ,1 1, ,2 1, , ,5 5 2,5 3,3 2,5 3,6 2,72 6,8 7,7 2,6 1,25 4,8 3,9 1,8 2,77 6,5 1,74 8,91 4,7 1,61 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Stan magazynów gazu Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Wolumen dystrybuowanych gazów Wolumen sprzedaży GK PGNiG gazu w grupach odbiorców mln m Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 28 * PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi,63,61,63,5 1,2 1,34,97,96 1,2,89 1,17 1,65 2,5 2,13 4,53 5,7 mld m 3 H1'15 H1'16, 2, 4, 6,

29 PPE Blisko 1 mld zł oszczędności do 217 roku Program prowadzi do trwałej redukcji bazy kosztów zarządzalnych we wszystkich kluczowych segmentach Grupy PGNiG. Cele Programu: Zdefiniowanie celów poprawy efektywności dla poszczególnych segmentów i podmiotów wewnątrz Grupy PGNiG oraz wynikających z nich korzyści jakościowych. Zdefiniowanie zakresu działań i przypisanie konkretnych inicjatyw do poszczególnych segmentów biznesowych na podstawie zidentyfikowanych obszarów poprawy efektywności. Realizacja w perspektywie do końca roku 217 roku inicjatyw poprawiających efektywność funkcjonowania Grupy PGNiG. Struktura OPEX 153 mln zł oszczędności wypracowane w H1 216 OPEX pozostały 24 mld zł OPEX ogółem 29 mld zł w 213 r. OPEX Zarządzalny 5 mld zł Kluczowe koszty poza PPE: Koszty zakupu gazu Koszty zakupu innych paliw Koszty usług przesyłowych Amortyzacja PLNm Plan narastająco Realizacja narastająco % %