Wyniki finansowe GK PGNiG za marca 2014 r.

Transkrypt

1 Wyniki finansowe GK PGNiG za marca 214 r.

2 Czynniki wpływające na wynik finansowy Stabilny średni kurs USD i EUR wobec PLN 4,5 PLN Niższe notowania ropy naftowej 45 PLN/boe 4, 3,5 3, 4,11 3,18 4,19 3, ,5 1'12 3'12 6'12 8'12 11'12 2'13 4'13 7'13 1'13 12'13 15 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN W 4Q13 TTF i TGE zbliżyły wyceny PLN/tys.m 3 4Q13: 3 1'12 3'12 6'12 8'12 11'12 2'13 4'13 7'13 1'13 12'13 9M średnia cen ropy naftowej Brent w PLN Wzrost ceny taryfowej gazu PGNiG od r. 15 PLN/tys.m * '13 4'13 7'13 9'13 12'13 TTF TGE 1 1'12 4'12 7'12 1'12 2'13 5'13 8'13 12'13 3'14 *od r. cena paliwa gazowego zawiera także koszty magazynowania i część kosztów przesyłu, ujmowane dotychczas w opłacie sieciowej 2

3 Podstawowe wyniki finansowe 213 (m PLN) % Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (24 121) (26 58) 1% EBITDA % Amortyzacja (2 69) (2 463) 19% EBIT % Wynik na działalności finansowej (163) (396) 143% Zysk netto % Rosnące przychody ze sprzedaży produktów w 213: Gaz wysokometanowy m PLN Gaz zaazotowany +41m PLN Ropa naftowa i kondensat m PLN Energia elektryczna +518m PLN Ciepło +91m PLN Usługi wiertnicze i serwisowe +44m PLN Wzrost operacyjnych przepływów pieniężnych netto Skokowy wzrost operacyjnych przepływów pieniężnych netto wskutek zwiększonej sprzedaży oraz realizacji przez Gazprom w 1Q213 płatności związanych z aneksem do kontraktu jamalskiego Znacznie lepsze wyniki operacyjne po wyłączeniu zdarzeń jednorazowych 3

4 Segmenty EBITDA 213 (m PLN) % Udział w wyniku Grupy Poszukiwanie i Wydobycie % 6% Obrót i Magazynowanie % 3% Dystrybucja % 28% Wytwarzanie % 9% Pozostałe, eliminacje (24) (36) 5% -1% Razem % 1% +1,5 mld PLN R/R przychody ze sprzedaży ropy i kondensatu -437m PLN R/R amortyzacji oraz -266m PLN zawiązanych odpisów i rezerw W 212 efekt retroakcji z aneksu do kontraktu jamalskiego Średnioroczna marża na sprzedaży gazu E -2% w 213 vs +2% w m PLN R/R zmiana stanu rezerw z tytułu nagród jubileuszowych (rekalkulacja aktuarialna) +2% wolumenu dystrybucji w 213 Wolumen sprzedaży ciepła i Ee z produkcji na tym samym poziomie 9-proc. wzrost taryf na ciepło EBITDA segmentów GK PGNiG 213 vs Udział segmentów w wyniku EBITDA GK PGNiG 28% 9% 3% 6% Poszukiwanie i Wydobycie Dystrybucja Wytwarzanie Obrót i Magazynowanie Przesunięcie Grupy w stronę sektora 4 Upstream

5 Segment Poszukiwanie i Wydobycie (m PLN) % Przychody % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (2 358) (2 88) 32% EBITDA % Amortyzacja (613) (1 5) 71% EBIT % m PLN (+118%) przychodów ze sprzedaży ropy i kondensatu w 213 R/R Wolumen sprzedaży ropy naftowej +128% (+621 tys. ton w 213 vs 212 ) Zwiększona międzysegmentowa sprzedaż gazu z Norwegii do PST (34m m 3 w 213) i koszty przesyłu tego gazu 213: i) Libia zawiązanie 292m PLN odpisu na aktywach oraz rezerwy 137m PLN na zobowiązania koncesyjne, ii) 184m PLN odpis na środkach trwałych w budowie dot. poszukiwania i oceny zasobów mineralnych -9m PLN wpływ LMG oraz -313m PLN Norwegia w 213 (aktywa norweskie umarzane metodą naturalną) Wolumen wydobycia GK PGNiG Dynamiczny wzrost przychodów z ropy (m PLN) 1,2,8,4, mld m 3 tys. ton 1,1 1,2 1,1 1,1 1, Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q x Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 Gaz Ropa naftowa i kondensat Wysoki wynik rezultatem rosnącego wydobycia ropy Ropa naftowa i kondensat 5

6 Segment Obrót i Magazynowanie (1) (m PLN) % Przychody % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (23 219) (25 667) 1% EBITDA % Amortyzacja (163) (177) 9% EBIT 331 (8) -12% Cena taryfowa niepokrywająca kosztów: w 213r. marża na sprzedaży gazu E -2% Udział spółki PST: 1,7 mld PLN przychodów ze sprzedaży gazu w 213 vs,4 mld PLN w mld PLN sprzedaży energii elektrycznej w 213 vs,1 mld w 212 (w segmencie OiM) Koszty operacyjne w 212 pomniejszone o efekt retroakcji z aneksu do kontraktu jamalskiego Wpływ różnic kursowych i wyniku na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych: -25m PLN w 213 vs -457m w 212 Rosnąca sprzedaż gazu GK PGNiG (mld m 3 ) 17 16, , ,4 14,3 13, ,3 13 CAGR +3% Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Ujemna marża na sprzedaży gazu E w PGNiG SA 4% 32% 24% 16% 8% % -8% -16% 2% -1% Marża kwartalna -13% -9% 32% Marża średnioroczna -3% -1% -3% -2% -2% 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 Jednorazowy wpływ aneksu do kontraktu jamalskiego (retroakcja) Dodatni wynik EBITDA segmentu 6

7 Segment Obrót i Magazynowanie (2) 7 Stan magazynów gazu (mld m 3 ) Rekordowy stan magazynów gazu na koniec 3 2,5 2 1,5 1,5 1,51,67 1,46 1,89 1,79 1,22 1,78 2,48 Rosnąca sprzedaż gazu i wysokie stany magazynowe 2,9 4Q11 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 GK PGNiG wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców (mld m 3 ) Klienci PGNiG Sales & Trading Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy indywidualni,3 1,4 1,3 1,5 1,5 1,1 1,9 2,3 2,2 2, ,9 3,8 3,9 3,9, 1, 2, 3, 4, 5, 213: 2,9 mld m 3 (w tym testowe zatłoczenie,4 mld m 3 w PMG Wierzchowice i,6 mld m 3 w PMG Kosakowo) Narastająco import gazu -,15 mld m 3, z czego,44 mld m 3 mniej w 4Q13 R/R Spadek R/R importu ze wschodu o,28 mld m 3, z czego -,8 mld m 3 w samym 4Q13 (średnia temperatura kwartału +2ºC i wysokie stany magazynowe) 1,38 mld m 3 gazu sprzedaży PST w Niemczech w 213 vs,31 mld m 3 w 212 Rafinerie i petrochemia: wpływ kontraktu z Grupą LOTOS Elektrociepłownie ograniczały zużycie gazu przy braku wsparcia dla kogeneracji W 213 ponad 66m m 3 sprzedane i dostarczone poprzez Towarową Giełdę Energii (38m m 3 w 4Q213) W 4Q13 zakup gazu przez Gaz System 177m m 3 vs 26m m 3 w 4Q12 (bilansowanie punktu wirtualnego zmiany IRiESP)

8 Segment Dystrybucja (m PLN) % Przychody % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (1 884) (2 655) 41% EBITDA % Amortyzacja (819) (857) 5% EBIT % Wzrost przychodów i kosztów przez zmianę w przesyłowej oraz dystrybucyjnej instrukcji ruchu i eksploatacji (IRiESD i IRiESP, neutralna dla wyniku operacyjnego) Koszty usługi przesyłowej 63m PLN w 213 (zmiany IRiESD i IRiESP), brak tych kosztów w 212 Zmiana stanu rezerw z tytułu świadczeń pracowniczych R/R: -141m PLN (rekalkulacja rezerw aktuarialnych) i -71m PLN (nagroda roczna za 213) +2% wolumenu dystrybucji w 213 i -15% w samym 4Q13 R/R, spowodowane nowymi przyłączeniami i ciepłym 4Q13 Wolumen dystrybuowanych gazów (m m 3 ) Przychód z usług dystrybucyjnych (m PLN) Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 5 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 Stabilny wynik EBITDA po eliminacji zdarzeń jednorazowych 8

9 Segment Wytwarzanie (m PLN) % Przychody % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (1 487) (1 56) 5% EBITDA % Amortyzacja (456) (358) -21% EBIT x1 Przychody PGNiG Termika ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) 9-proc. wzrost taryf ciepła od lipca 213 Wzrost przychodów segmentu ze sprzedaży energii elektrycznej o 113m PLN do 916m (z czego 75m z produkcji) Spadek przychodów ze świadectw pochodzenia energii (39m PLN w 213 vs 125m w 212) Spadek wolumenu zużycia biomasy i jej kosztów (-29m PLN w 213 vs -76m w 212) W 212 amortyzacja powiększona o -176m PLN umorzenia aktywów niematerialnych rozpoznanych na moment przejęcia PGNiG Termika (213: -34m PLN) m PLN Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 Roczne wolumeny sprzedaży PGNiG Termika (z produkcji): Ciepło bez zmian (4,2 PJ), w samym 4Q13 spadek o 12% R/R Energia elektryczna na zbliżonym poziomie (3,7 TWh), w samym 4Q13 spadek o 9% Energia elektryczna Ciepło Rosnący wynik EBITDA segmentu 9

10 Koszty operacyjne (m PLN) % Koszt sprzedanego gazu (15 713) (17 28) 1% Zużycie pozostałych surowców i materiałów (95) (1 397) 54% Paliwa do produkcji ciepła i energii (984) (98) -8% Świadczenia pracownicze (3 47) (3 214) 5% Usługa przesyłowa (1 454) (1 474) 1% Koszt odwiertów negatywnych (127) (132) 3% Pozostałe usługi obce (1 479) (1 639) 11% Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (1 417) (1 519) 7% różnice kursowe i instrumenty pochodne (415) (183) -56% zmiana stanu odpisów i rezerw (41) (72) 75% Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby % Koszty operacyjne bez amortyzacji (24 122) (26 59) 1% Amortyzacja (2 69) (2 463) 19% Koszty operacyjne ogółem (26 191) (28 972) 11% W 4Q212 efekt retroakcji z aneksu kontraktu jamalskiego, obniżający koszt gazu +9% większy wolumen sprzedaży gazu Energia na cele handlowe 669m PLN w 213 vs 156m PLN w 212 Niższe zużycie biomasy i koszty węgla Zmiana stanu rezerw na nagrody jubileuszowe i odprawy emerytalne na -252m PLN w 213. Bez tego jednorazowego, niepieniężnego zdarzenia świadczenia pracownicze niższe o 3% R/R -122m PLN kosztów usług obcych w związku z eksploatacją złóż w Norwegii 213: Libia (-429m PLN); odpis na środkach trwałych w budowie dot. nierokujących poszukiwań (-184m); rezerwa na białe certyfikaty (-134m) Elastyczniejszy portfel gazu i dyscyplina kosztowa 1

11 Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania na (m PLN) 9 dostępne wykorzystane Optymalizacja źródeł finansowania Obligacje gwarantowane ( ) Obligacje krajowe (213-17) Reserve Based Loan (RBL) Euroobligacje (217) Dostępne programy na 12,2 mld PLN, w tym 8,2 mld gwarantowane Dług netto / EBITDA:,86 Zadłużenie (mld PLN) Dług netto / EBITDA , 3,5 8,2 6, 9, 7,6 1,3 1,2 9,2 8,3 8,5 8,2 5,5 5,5 5,6 Zadłużenie Dług netto 7,4 7,7 4,8 2, 1,5 1,,5 1,1 1,8,86 4Q11 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13, 4Q11 4Q12 4Q13 11 Silna pozycja finansowa punktem startowym do inwestycji i dywidendy

12 Główne osiągnięcia 213 Rekordowe wydobycie ropy naftowej i kondensatu Norwegia: 283 tys. ton (w tym 94 tys. ton w 4Q13) LMG: 348 tys. ton (w tym 96 tys. ton w 4Q13) Łącznie: 1,1 mln ton, tj. 3 tys. bbl/dzień (w 4Q13: 39 tys. ton) wobec 492 tys. ton w 212 Postępy liberalizacji rynku gazu Początki handlu na TGE (animator rynku, aukcje) Polityka cenowa zwiększająca atrakcyjność handlu na TGE Rosnąca sprzedaż gazu Polska: 14,8 mld m 3 w 213 vs 14,6 mld m 3 w 212 roku Zagranica PST: 1,38 mld m 3 w 213 vs,31 mld m 3 w 212 roku Łącznie: 16,2 mld m 3 w 213 vs 14,9 mld m 3 w 212 roku 12

13 13 Slajdy pomocnicze

14 Segmenty EBITDA 4Q mln PLN R/R zawiązanych odpisów i rezerw (m PLN) 4Q212 4Q213 % Udział w wyniku Grupy Poszukiwanie i Wydobycie % 57% Obrót i Magazynowanie (69) -13% -9% Przychody ze sprzedaży ropy i kondensatu +667m PLN R/R W 4Q12 efekt retroakcji z aneksu do kontraktu jamalskiego Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG +1% R/R Dystrybucja % 29% Wytwarzanie % 19% Pozostałe, eliminacje (6) 28-3% Razem % 1% EBITDA segmentów GK PGNiG 4Q13 vs 4Q12 Wolumen dystrybucji -15% R/R (wyższe temperatury 4Q13) -226m PLN R/R zmiana zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych 12% niższy wolumen sprzedaży ciepła Niższe ceny energii elektrycznej Potwierdzenie trafności inwestycji 14 w wydobycie ropy i gazu

15 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG (mln m3) FY 213 Q4 213 Q3 213 Q2 213 Q1 213 FY 212 Q4 212 Q3 212 Q2 212 Q1 212 FY 211 Q4 211 Q3 211 Q2 211 Q1 211 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) ,1 481,2 483,5 442,7 1 67,5 43,2 396,5 4,6 47, ,4 49,1 4,3 4,9 46,1 w tym w Polsce ,8 386,8 387,2 392,7 1 67,5 43,2 396,5 4,6 47, ,4 49,1 4,3 4,9 46,1 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) ,8 618,6 63,9 732,5 2 79,7 76,2 647,9 625,1 73, ,1 725,4 668,7 594,6 724,4 RAZEM (przeliczony na E) ,9 1 99,8 1 87, , ,2 1 19,4 1 44,4 1 25, , , ,5 1 69, 995,5 1 13,5 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG (mln m3) FY 213 Q4 213 Q3 213 Q2 213 Q1 213 FY 212 Q4 212 Q3 212 Q2 212 Q1 212 FY 211 Q4 211 Q3 211 Q2 211 Q1 211 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) , 2 731, , , ,4 4 7, , , , , ,4 2 32, , ,2 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG , 36,2 271,4 449,2 323,7 211, 39,7 24,1 48,9,,,,, GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) ,6 22,1 245,3 386, ,1 335,5 215,9 232,7 372,1 1 11,6 326,1 21,5 26,9 367,1 RAZEM (przeliczony na E) , ,5 3 29, , ,5 4 45, ,1 2 93,9 5 45, , , , , ,3 ROPA NAFTOWA w GK PGNiG (tys. ton) FY 213 Q4 213 Q3 213 Q2 213 Q1 213 FY 212 Q4 212 Q3 212 Q2 212 Q1 212 FY 211 Q4 211 Q3 211 Q2 211 Q1 211 Wydobycie ropy naftowej i kondensatu ,4 327,3 233,1 228,7 491,6 138,5 129,7 95,7 127,7 467,6 123,5 126,7 84,4 133, w tym w Polsce ,3 218,1 177,8 24, 491,6 138,5 129,7 95,7 127,7 467,6 123,5 126,7 84,4 133, Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu ,9 255,1 242,9 26,6 484,6 132,4 129,3 96, 126,9 466,8 124,1 124, 89,5 129,2 w tym w Polsce ,7 212,7 18,3 194,1 484,6 132,4 129,3 96, 126,9 466,8 124,1 124, 89,5 129,2 PGNiG TERMIKA FY 213 Q4 213 Q3 213 Q2 213 Q1 213 FY 212 Q4 212 Q3 212 Q2 212 Q1 212 FY 211 Q4 211 Q3 211 Q2 211 Q1 211 Produkcja E.c. netto (sprzedaż) (TJ) , , , , , , 2 747,7 5 53, , 38 66, , , , , Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) (GWh) ,9 444,6 613, 1 525, , ,9 395,7 632,7 1 43, 3 685, ,7 432,8 572,3 1 4,3 15