Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA

Transkrypt

1 Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I kwartał maja 217 r.

2 Zmiany w prezentacji segmentów działalności 2

3 Zmiana segmentów sprawozdawczych (1/4) Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty Nowa cena rozliczeniowa dla gazu z wydobycia krajowego Centrum korporacyjne bez zmian bez zmian Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty 3

4 Zmiana segmentów sprawozdawczych (2/4) 1 Metoda ustalenia 2 Wydzielenie 3 ceny rozliczeniowej centrum korporacyjnego Koszty operacyjne pozostałe pozycje Przekazanie gazu pomiędzy segmentem Poszukiwanie i Wydobycie a Obrót i Magazynowanie następuje po cenie kalkulowanej jako średnia miesięczna notowań TGE RDN (Rynek Dnia Następnego) pomniejszona o dyskonto gwarantujące segmentowi Obrót i Magazynowanie pokrycie uzasadnionej części kosztów magazynowania gazu wysokometanowego oraz marżę. Zarząd PGNiG zdecydował o skorygowaniu wyników finansowych segmentu Obrót i Magazynowanie o przychody i koszty generowane przez Centralę PGNiG S.A. oraz PGNiG Finance AB, które pełnią funkcje wsparcia dla innych segmentów GK PGNiG. Centrum korporacyjne zostało zaprezentowane w Pozostałych segmentach W ramach prowadzonych prac uporządkowano inne pozycje kosztów operacyjnych, kierując się rodzajem prowadzonej działalności. 4

5 Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (3/4) Dotychczasowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie 619 (123) Obrót i Magazynowanie (8) Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty (1) (5) (6) (4) - Eliminacje Reklasyfikacja Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie (237) (12) (133) (324) - Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty (23) (38) (26) (38) - Eliminacje Nowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie (141) Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty (33) (43) (32) (78) (66) Eliminacje

6 Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (4/4)* Q Q PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe 1 Q3 1 Q PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe -2 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe * Lewy słupek stare ujęcie / Prawy słupek nowe ujęcie. Wykresy nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych. 6

7 Spis Treści 1. Czynniki wpływające na wynik finansowy 2. Podstawowe wyniki finansowe - Q Segmenty EBITDA w Q Segmenty omówienie: Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 5. Załączniki 7

8 Czynniki wpływające na wynik finansowy Wzmocnienie USD wobec PLN R/R, stabilne EUR wobec PLN R/R PLN 4,5 4,3 4,36-1% 4,32 3-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q1 217 o 57% R/R USD/bbl 12 1 Wzrost przychodów ze sprzedaży wskutek rosnących cen ropy naftowej i wolumenów sprzedaży gazu 4,6 4, +2,5% 3,96 3,8 3,5 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3' ,8 54, -9% 47,3 34,5 +57% 2 1'15 4'15 7'15 1'15 1'16 4'16 7'16 1'16 1'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 11 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Ważona wolumenem średnia cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 1 9,23-1% 9 81,5 8 76,39 81,26 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. 6 5 średnia cena RDNg +32% średnia cena RDNg w Q1 216: 64,69 w Q1 217: 85,71 4 1'16 4'16 7'16 1'16 1'17 8

9 Podstawowe wyniki finansowe - Q1 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q1 217 vs Q1 216 [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % mln PLN Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (8 587) (8 883) 3% 879 Poszukiwanie I Wydobycie Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży: Dystrybucja ropy i kondensatu R/R o 242 mln PLN (+66%), gazu R/R o 219 mln PLN (+26%), Wytwarzanie usług geofizycznych i wiertniczych R/R o 25 mln PLN (+26%). Obrót i Magazynowanie Pozostałe segmenty Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 5% pomimo niższych cen sprzedaży, głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 11%. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q1 217 o 35 mln PLN wobec odwrócenia odpisu na +165 mln PLN w Q1 216 (stan odpisu na koniec 1Q17 wyniosło 66 mln PLN). Dystrybucja Wzrost wolumenu o 13% R/R w Q W Q1 217 wpływ bilansowania systemu na -218 mln PLN (-15 mln PLN rok wcześniej) EBITDA % Amortyzacja (672) (695) (3%) EBIT % Wynik na działalności finansowej (6%) Zysk netto % Wzrost EBITDA Grupy PGNiG w Q1 216 vs Q1 217* Q1 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Q1 217 *Zmiany nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych mln PLN Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji). 9

10 Segment Poszukiwanie i Wydobycie [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Przychody ze sprzedaży % Wzrost przychodów podążający za cenami ropy i gazu Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (472) (475) (1%) EBITDA % Amortyzacja (287) (292) (2%) EBIT % Stabilne wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w Q1 217 R/R mld m 3 tys. ton 1,6 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,2 1,2 1,2 1,1 1, , Komentarz: Zwiększenie przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 242 mln PLN) przy rosnącej o blisko 61% cenie ropy wyrażonej w PLN oraz 2% spadku wolumenu sprzedaży do 39 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (R/R o 219 mln PLN), przy wolumenie na poziomie zbliżonym do Q1 216, w wyniku wzrostu cen gazu na TGE (+35% R/R) oraz TTF (+32% R/R). Przychody PGNiG SA wyższe o 25% (186 mln PLN) a PUN wyższe o 33 mln PLN R/R (+35%). Spisane odwierty negatywne i sejsmika: -17 mln PLN w Q1 217 przy -46 mln PLN w Q1 216.,4 15, Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) 1

11 Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (9 197) (9 574) (4%) EBITDA (15%) Amortyzacja (48) (5) (4%) EBIT (18%) 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,16,27,55,76,73,28,47,49,55,61,7,66,86 1,45 1,5 3,45 3,3 mld m 3 1Q'16 1Q'17 Wzrost przychodów w wyniku wzrostu wolumenu przy niższych cenach rynkowych gazu. Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 439 mln PLN (do 9,4 mld PLN w Q1 217) pomimo niższych cen sprzedaży, głównie za sprawą wzrostu wolumenu. Udział sprzedaży energii elektrycznej w przychodach w Q1 217 na poziomie 483 mln PLN zbliżonym do wyniku Q Zwiększenie odpisu na zapas gazu w Q1 217 o 35 mln PLN wobec odwrócenia odpisu na +165 mln PLN w Q1 216 (stan odpisu na koniec 1Q17 wyniosło 66 mln PLN głównie zapas LNG w terminalu). Zwiększenie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej o 62 mln PLN do 81 mln PLN. Niższe koszty w 1Q 216 wynikały z rozwiązania nadwyżki dot. białych certyfikatów z 215 roku. Wpływ transakcji zabezpieczających zakup gazu: +45 mln PLN w Q1 217 w porównaniu do -248 mln PLN w Q Wyższy wolumen sprzedaży do odbiorców przemysłowych zarówno w obrocie detalicznym jak i hurtowym, oraz wzrost wolumenu sprzedaży do odbiorców domowych. * PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST 11 11

12 Segment Dystrybucja [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (639) (777) (22%) EBITDA (9%) Amortyzacja (225) (231) (3%) EBIT (14%) Wolumen dystrybuowanych gazów mln m Przychód z usług dystrybucyjnych mln PLN Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu wolumenu dystrybucji gazu oraz wzrostu kosztów operacyjnych Komentarz: Wolumen dystrybuowanych gazów o ponad 13% wyższy R/R sięgający,5 mld m 3 (nowe przyłącza i niższa temperatura). Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 9 mln PLN R/R (7%). Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu niższe R/R: -218 mln PLN w Q1 217 wobec -15 mln PLN rok wcześniej. Wpływ na wynik jest zgodny z założeniami temperaturowej metody szacowania sprzedaży. Wzrost świadczeń pracowniczych (29% R/R) dotyczy przede wszystkim zmiany struktury organizacyjnej Polskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o. oraz nowego regulaminu premiowania. Wzrost kosztów usług przesyłowych o 47 mln PLN (39% R/R) w wyniku wzrostu wolumenu oraz wyższych stawek taryfowych OGP Gaz-System S.A. Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 5 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 12

13 Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Przychody ze sprzedaży % Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (38) (45) (18%) EBITDA % Amortyzacja (96) (18) 13% EBIT % Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Wynik segmentu wsparty akwizycjami w PEC i SEJ oraz wzrostem wolumenu sprzedaży ciepła Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 1% do poziomu 534 mln PLN przy wolumenie wyższym o 12% i przy niezmienionej taryfie na ciepło. Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R o 5 mln PLN do poziomu 231 mln PLN w związku ze wzrostem wolumenu sprzedaży o 5%. Wzrost o 2% R/R kosztów zakupu węgla do poziomu -265 mln PLN w Q1 217 (w tym 17 mln PLN kosztu zakupu węgla przez SEJ i PEC). Zmiana struktury zużycia paliw, wyższe spalanie biomasy i oleju opałowego (C Wola) Wolumen sprzedaży w Q1 217: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 17,7 PJ, czyli o 9% więcej R/R. Energia elektryczna (z produkcji) 1,5 TWh, czyli o 5% więcej R/R. Energia elektryczna Ciepło 13

14 Informacje kontaktowe Aleksandra Dobosiewicz Zastępca Dyrektora Departamentu Ekonomicznego Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: kom: faks: aleksandra.dobosiewicz@pgnig.pl Więcej informacji Marcin Piechota Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: Kom.: faks: marcin.piechota@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka Warszawa 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. 14

15 1. Sprzedaż i struktura importu gazu 2. Koszty operacyjne 3. Zadłużenie i źródła finansowania 5. Wolumeny operacyjne Załączniki 4. Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie 15

16 Sprzedaż i struktura importu gazu Struktura importu gazu do Polski w Q1 217 vs Q1 216 Kierunek zachodni i południowy 4% LNG 12% Q % 2% Q1 216 Kierunek wschodni 84% Istotny udział LNG w strukturze importu w Q Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q1 217 wyższa R/R o,9 mld m 3, przede wszystkim do odbiorców przemysłowych zarówno w obrocie detalicznym jak i hurtowym. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 1, 8,9 7,5 7,7 6,5 8 7,3 5, 2,5 4,8 3,9 2,6 2,5 2,4 1,9 4,7 4,3 2,7 2,8 3, 3, 3,2 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 99 mln m 3 (na )., 1,3 1,8 2,8 1,7,9 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 1,6 2,8 2,2,9 17

17 Wzrost kosztów operacyjnych w Q1 217 [mln PLN] Q1 216 Q1 217 % Paliwa do produkcji ciepła i energii (282) (293) 4% Zużycie pozostałych surowców i materiałów (361) (351) (3%) Świadczenia pracownicze (545) (642) 18% Usługa przesyłowa (239) (294) 23% Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki (46) (17) (63%) Pozostałe usługi obce (236) (361) 52% Usługi gazownicze (w tym regazyfikacja LNG) (1) (95) 8x Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (48) (338) 6x Zmiana stanu odpisów 25 7 (97%) -Odpis na zapasy 17 (19) (111%) -Odpis aktualizujący wartość składników majątku trwałego 49 2 (59%) Podatki i opłaty (448) (524) 17% Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby (2%) Amortyzacja (672) (695) 3% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (2 266) (2 829) 4% Koszt sprzedanego gazu (6 993) (6 749) (3%) Wzrost kosztów regazyfikacji, opłat eksploatacyjnych zrekompensowane przez spadek kosztów pozyskania gazu. Komentarz: Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych z tytułu premii pracowniczych (+5 mln PLN R/R), wzrostu wynagrodzeń +19 mln PLN R/R i innych świadczeń pracowniczych. Niższy koszt spisania odwiertów negatywnych: -17 mln PLN w Q1 217 vs -46 mln PLN w Q W obu okresach spisano 3 odwierty negatywne, nie wystąpiły koszty sejsmiki. Wzrost kosztów pozostałych usług obcych o 123 mln PLN R/R głównie w związku ze wzrostem kosztu regazyfikacji (+87 mln PLN R/R) Wzrost kosztów z tytułu różnic kursowych z działalności operacyjnej o 94 mln PLN R/R. Wzrost podatków i opłat (75 mln PLN) głównie w wyniku niedoszacowania podatku od gazociągów (wzrost o 56 mln PLN) w Q Zmiana stanu produktów +17 mln PLN R/R Koszty operacyjne ogółem (9 259) (9 578) 3% 18

18 Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na ) mln PLN dostępne wykorzystane Komentarz: W dniu 13 lutego 217 r. PGNiG dokonała terminowej spłaty pożyczki udzielonej przez PGNiG Finance AB w wysokości 5 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. W dniu 14 lutego 217r. PGNiG Finance AB wykupiła euroobligacje o wartości nominalnej 5 mln EUR wraz z należnymi odsetkami. Dywidenda na akcje Obligacje gwarantowane (programy ważne do ) Zadłużenie na koniec kwartału mld PLN 5,4,7 5,2 -, ,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 1,6, Obligacje krajowe (217) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Program dla PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa (program ważny do 217) Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 59,8 Zadłużenie,5 42 Dług netto 3,8 14,3,2,1, PLN,19,17,15,15,12,13,9,8,2, Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych) ,9-1,7-1,5 19

19 Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień) tys Skonsolidowane przepływy pieniężne ( r r.) mln PLN 1 8 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32, 31, 29, 2,3 1,1 2, 1,1 1,6 25,5 25,2 25 1,1 1,3 1,3 13,3 1,1 1,9 1,9 1,8 13,1 12,2 1,7 1,8 11, 4,4 4,1 3,9 3,5 3,5 2,9 11, 1,8 1,2 8,9 7,7 7,4 31 grudnia grudnia grudnia grudnia grudnia marca Bilans Grupy (stan na r.) mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 9,4% 1,% 8,2% 8,% 6,7% 6,9% 7,3% 5,8% 6,% 4,7% 4,1% 4,3% 4,7% 4,% 2,%,% ROE ROA 3, 2,4 2, , 1,, 1,6 1,2 2, 1,3 1,6 1,1 1,, Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności Gotówka ( ) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korektyzmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka ( ) 2

20 Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 216 Q1 216 FY 215 Q4 215 Q3 215 Q2 215 Q1 215 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) Wydobycie razem przeliczone na kboe/d 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 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 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]