Wyniki finansowe PGNiG SA Ik kwartał ł 29 roku 12 maja 29 roku
Podstawowe wyniki finansowe GK PGNiG (mln PLN) I kw. 28 I kw. 29 zmiana Marża na sprzedaży gazu wysokometanowego w 28 roku oraz w I kw. 29 roku Przychody ze sprzedaży 5 33 6 379 2% 1% 7% 5% EBIT 947 (457) (148%) EBITDA 1 298 (88) (17%) Wynik netto 779 (399) (151%) -5% -2% -35% -5% -23% -29% I kw. '8 II kw. '8 III kw. '8 IV kw. '8 I kw. '9 Strata poniesiona przez GK PGNiG w I kw. 29 roku jest wynikiem bardzo wysokich kosztów zakupu gazu z importu (wzrost o 86% rok do roku przy niższych wolumenach), które nie były odzwierciedlone w obowiązującej taryfie na sprzedaż tego surowca. W efekcie marża na sprzedaży gazu wysokometanowego w analizowanym okresie wyniosła minus 23%; Ponadto na ujemny wynik w dużym stopniu wpłynęło dalsze, głębokie osłabienie się złotówki w trakcie I kw. bieżącego roku. Lekka poprawa wysokości marży na sprzedaży gazu wysokometanowego (plus 6 pkt. %) to efekt wyższego poboru gazu z magazynów w I kw. 29 roku w porównaniu do IV kw. 28 roku; Pogłębienie straty netto porównując I kw. 29 roku do IV kw. 28 roku wynika nie tylko ze wzrostu kosztu sprzedanego gazu, ale i z wyższego o 16% wolumenu sprzedaży ygazu wysokometanowego przy nadal ujemnej marży na sprzedaży tego gazu; Pomimo negatywnych danych w I kw. 29 roku, nie jest istotnie zagrożona realizacja założonych w rocznych planach działalności wyników finansowych GK PGNiG. 2
Analiza wyników Struktura wyników Grupy Kapitałowej (mln PLN) Wyniki operacyjne według segmentów (mln PLN) 1 947 978 779 I kw. '9 I kw. '8 272 374 Poszukiwanie i Wydobycie 6-1 127 32 Obrót i Magazynowanie 2-2 -6 Wynik na działalności operacyjnej 31 23-457 -434-399 Wynik na działalności finansowej Wynik brutto Wynik netto I kw. '8 I kw. '9 Na poziom wyników GK PGNiG w I kw. 29 roku wpłynął bardzo wysoki poziom kosztów związanych z zakupem sprzedanego gazu. Koszt ten był prawie dwukrotnie wyższy niż rok wcześniej i w największym stopniu wpłynął na stratę na działalności operacyjnej, która wyniosła 457 mln PLN; W analizowanym okresie wycena spółki zależnej EuRoPol Gaz nie wpłynęła na wyniki Grupy Kapitałowej PGNiG. 394 267-1 6-1 2-8 -4 4 8 Dystrybucja Niższy o 27% poziom zysku operacyjnego w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie to efekt niższych o 93 mln PLN przychodów ze sprzedaży ropy naftowej, co wynika ze spadku cen tego surowca na światowych rynkach; Bardzo duża strata na działalności operacyjnej w segmencie Obrót i Magazynowanie to następstwo bardzo wysokich cen gazu ziemnego przy taryfach nieodzwierciedlających zmieniającej się sytuacji na rynku; Znaczna poprawa EBIT segmentu Dystrybucja to rezultat wyższej marży na usłudze dystrybucyjnej związanej z wprowadzeniem nowych taryf w kwietniu 28 roku, a także niższych kosztów segmentu (w I kw. 28 roku, zgodnie z obowiązującą wówczas taryfą, spółki dystrybucyjne pokrywały y koszty dotyczące przesyłu sieciami OGP Gaz-System). 3
Czynniki wpływające na wynik finansowy Notowania ropy naftowej* a cena taryfowa Kurs PLN/USD** USD/boe 12 11 1 9 8 7 6 Dziewięciomiesięczna średnia krocząca cen ropy Taryfa PGNiG 12,4 111,7 98,1 PLN/tys. m 3 165 145 125 86,6 2,8 77,6 2,46 15 4, 3,6 3,2 2,4 3,54 5 4 3 85 65 2, 1,6 22 2,2 Notowania ropy naftowej determinują cenę zakupu Cena zakupu gazu z importu denominowana jest w gazu z importu; głównie dolarach, podobnie jak cena sprzedaży ż ropy Formuła stosowana przy obliczaniu ceny importowej naftowej; gazu opiera się na dziewięciomiesięcznej średniej W I kw. bieżącego roku nastąpiło dalsze osłabienie notowań produktów ropopochodnych, których cena polskiej waluty. W trakcie analizowanego okresu kurs jest prawie w 1% skorelowana z notowaniami ropy złotówki do dolara wzrósł o 2% z poziomu 2,99 do 3,54. naftowej; Taka sytuacja wpłynęła negatywnie na koszt pozyskania W I kw. 28 roku dziewięciomiesięczna średnia gazu z importu; notowań produktów ropopochodnych wyniosła 78 Między IV kw. 28 roku a I kw. 29 roku średni USD/boe, zaś w analizowanym okresie była wyższa o kurs PLN/USD wzrósł o 21%, z poziomu 26% i osiągnęła 98 USD/boe. 2,86 do 3,45. 4 * European Dated Brent Forties Oseberg (BFO), źródło: Bloomberg. ** źródło: Narodowy Bank Polski (NBP).
Zarządzanie ryzykiem finansowym PGNiG SA jest istotnie narażona na ryzyko zmiany Zadłużenie GK PGNiG kursów walutowych i stóp procentowych wynikające ze mln PLN 6 specyfiki umów i kontraktów zawieranych w ramach podstawowej działalności operacyjnej oraz działalności 5 finansowej; 2 424 W celu zabezpieczenia ryzyka walutowego, na które jest narażona Spółka, zawierane są transakcje pochodne spełniające wymagania rachunkowości zabezpieczeń: zakup europejskiej opcji call, zerokosztowe symetryczne strategie opcyjne risk reversal. Wynik z rozliczenia transakcji pochodnych w I kw. 29 roku do średniego kursu NBP, uwzględniający zapłacone premie opcyjne, wyniósł 23mln PLN; Ryzyko kursowe i walutowe związane z udzieloną PGNiG Norway pożyczką zostało zabezpieczone poprzez zawarcie serii transakcji Cross Currency Interest Rate Swap. 4 3 2 1 3 229 1 579 2 81 2 458 2 458 138 Euroobligacje Kredyty i pożyczki 913 1 336 23 24 25 26 27 28 I kw. 29 Na koniec I kw. 29 roku całkowite zadłużenie GK PGNiG wyniosło 1,3 mld PLN i było o 423 mln PLN wyższe niż na koniec 28 roku; Do 28 roku poziom zadłużenia GK PGNiG uległ znaczącemu obniżeniu. Obecny dług to efekt realizacji planów inwestycyjnych PGNiG wynikających z ogłoszonej jpod koniec 28 roku strategii oraz ujemnej marży na sprzedaży gazu wysokometanowego w trakcie ostatnich dwóch kwartałów; Obecna wysokość dostępnych linii kredytowych to ok. 1,5 mld PLN. 5
Gaz ziemny GK PGNiG wg MSSF I kw. I kw. 28 29 zmiana Wolumen wydobycia* (mln m 3 ) 1 14 1 94 (4%) Wolumen sprzedaży** (mln m 3 ) 4 546 4 53 % Przychody ze sprzedaży gazu (mln PLN) 4 813 5 924 23% Gaz wysokometanowy (E) 4 385 5 435 24% Gaz zaazotowany (Ls, Lw) 428 489 14% Wolumeny sprzedaży i wydobycia gazu (mld m 3 )** 15 12 9 6 3 13,6 13,7 13,9 4,3 4,3 4,1 4,5 4,5 1,1 1,1 26 27 28 I kw. 28 I kw. 29 Wolumen sprzedaży Wolumen wydobycia Mniejsze zapotrzebowanie na gaz ze strony odbiorców przemysłowych zostało zrekompensowane wyższym poborem gazu przez klientów indywidualnych (efekt niższych średnich temperatur w I kw. 29 roku o ok. 2 C). W rezultacie sprzedaż gazu pozostała na porównywalnym poziomie do wielkości w I kw. 28 roku; Wzrost przychodów ze sprzedaży ż gazu o 23%, przy porównywalnych wolumenach sprzedaży, to rezultat wprowadzenia w kwietniu oraz w listopadzie 28 roku nowych taryf na paliwo gazowe wyższych odpowiednio o 15% i 11%. Procentowy udział odbiorców w wolumenie sprzedaży gazu w I kw. 28 i 29 roku 4% 34% 31% 3% 3% 28% I kw. 28 2% 1% % Odbiorcy domowi 15% 11% Zakłady azotowe 1% 1% Elektrownie i ciepłownie Pozostali odbiorcy przemysłowi 14% 13% Handel, usługi I kw. 29 2% 2% Inni 6 * Dane wraz z produkcją Oddziału w Odolanowie. ** Dane w ekwiwalencie gazu wysokometanowego (E).
Ropa naftowa GK PGNiG wg MSSF* I kw. I kw. zmiana Porównanie I kw. 28 i I kw. 29 odzwierciedla 28 29 przede wszystkim zasadniczą różnicę w Wolumen wydobycia (tys. t) 145 137 (5%) kształtowaniu się cen ropy na rynkach światowych. Wolumen sprzedaży (tys. t) 142 136 (4%) Załamanie cen surowca w I kw. 29 było głębsze niż osłabienie się polskiej waluty w stosunku do Przychody ze sprzedaży dolara w porównaniu do I kw. 28, co negatywnie 239 145 (4%) (mln PLN) przełożyło się na wyniki sprzedaży w analizowanym Cena jednostkowa ropy (PLN/t) 1 68 1 62 (37%) okresie; Średniookresowe notowania ropy Wyniki sprzedaży w I kw. 29 wykazują dużą 97 44 (54%) Brent Dated (USD/bbl) zbieżność z wolumenem i wartością ą sprzedaży z IV kw. 28 roku. Ilość sprzedanej ropy naftowej była niemal identyczna w tych okresach, co Wolumen i przychody ze sprzedaży ropy* tys. t wskazuje na utrzymanie stabilnego poziomu mln PLN 1 1 wydobycia. Spadek notowań cen ropy w I kw. 29 75 roku został wyrównany osłabieniem się złotego w 778 78 739 stosunku do dolara w omawianym okresie, co 75 pozwoliło utrzymać wartość sprzedaży na poziomie z 519 542 498 IV kw. 28 roku; 5 25 239 142 136 145 26 27 28 I kw. 28 I kw. 29 5 25 W I kw. 29 roku sprzedano 136 tys. ton ropy naftowej i kondensatu, z czego 52% trafiło do odbiorców krajowych, a pozostałe 48% do odbiorców zagranicznych. Wolumen sprzedaży (oś lewa) Przychody ze sprzedaży (oś prawa) 7 * Dane dla ropy naftowej oraz kondensatu.
Pozostała sprzedaż Przychody ze sprzedaży I kw. I kw. GK PGNiG (mln PLN) 28 29 zmiana Przychody z działalności poszukiwawczej oraz geofizyczno-geologicznej i (mln PLN) Hel 6,9 8,1 18% Gaz propan butan (LPG) 13,5 9,2 (32%) Gaz LNG 51 5,1 63 6,3 23% 29 Usługi geofizyczno-geologiczne 69,7 84,9 22% Usługi poszukiwawcze 14,2 19,7 5% Pozostałe produkty i usługi 75,9 85, 12% Wolumen produkcji pozostałych produktów tys. t mln m 3 2 21,7 18,2 17,4 25 2,1 16 2 12 8 4 2,4 2,2 5,7 5,9 27 28 I kw. 29 LPG (lewa oś) LNG (prawa oś) Hel (prawa oś),5 15 1 5 5 449 Usługi poszukiwawcze 4 378 372 361 Usługi geofizyczno- 325 geologiczne 3 2 1 11 26 27 28 I kw. 29 Wzrost przychodów z usług geofizyczno-geologicznych oraz poszukiwawczych w I kw. 29 roku to następstwo przede wszystkim umacniającego się dolara amerykańskiego, w którym denominowane są zagraniczne kontrakty; Porównując wydobycie pozostałych produktów w I kw. 28 roku i I kw. 29 roku obserwujemy wzrost produkcji gazu LPG (propan butan) o 9%, zaś helu o 2%. Z kolei produkcja LNG w tym okresie spadła o 5%. 85 8
Koszty działalności operacyjnej GK PGNiG wg MSSF (mln PLN) I kw. I kw. 28 29 zmiana Koszty operacyjne ogółem 4 383 6 836 56% Koszty zakupu sprzedanego gazu 2 77 5 141 86% Zużycie pozostałych surowców i materiałów 129 137 6% Świadczenia pracownicze 465 523 13% Amortyzacja 35 37 5% Usługa przesyłowa OGP GAZ-SYSTEM 416 375 (1%) Koszt zakupu sprzedanego gazu w ujęciu kwartalnym (mld PLN) 6 5 4 3 2 Pozostałe usługi obce 272 336 24% 1 Pozostałe koszty operacyjne netto 13 113 9% Koszty wytworzenia świadczeń na własne potrzeby (159) (123) (23%) I kw. '7 II kw. '7 III kw. '7 IV kw. '7 I kw. '8 II kw. '8 III kw. '8 IV kw. '8 I kw. '9 Na wielkość kosztów operacyjnych y w I kw. 29 roku w Gdyby y z kosztów operacyjnych y ogółem wyłączyć ą y koszt największym stopniu wpłynął koszt zakupu sprzedanego zakupu sprzedanego gazu, można wówczas zauważyć, iż gazu, który w minionym kwartale wyniósł 5,1 mld PLN; wartość pozostałych pozycji kosztowych między analizowanymi kwartałami rośnie zaledwie o 5%; Na 86% wzrost kosztu zakupu sprzedanego gazu między I kw. 28 a I kw. 29 wpłynął wzrost dziewięciomiesięcznej Wzrost kosztów pozostałych usług obcych to przede średniej kroczącej notowań ropy naftowej w USD o 26%, co przy wyższym o 45% średnim kursie PLN/USD przełożyło się na wzrost o 82% dziewięciomiesięcznej średniej kroczącej notowań ropy naftowej wyrażonej w PLN. W efekcie jednostkowy koszt zakupu gazu z importu w relacji do analogicznego okresu roku ubiegłego wzrósł o 18%. wszystkim rezultat wzrostu nakładów na usługi geologiczne o 4 mln PLN (z czego 32 mln PLN to wzrost kosztów pomiarów geofizycznych). Ponadto w analizowanym kwartale PGNiG poniosło koszty związane z przestawianiem odbiorców na gaz wysokometanowy w wysokości 12 mln PLN, których nie było wikw. 28 roku. 9
Podsumowanie Osiągnięta ę w I kw. 29 roku strata to pochodna wysokiego kosztu zakupu gazu z importu, który w omawianym okresie wzrósł o 86% w porównaniu do I kw. 28 roku (w tym samym czasie wzrost ceny taryfowej wyniósł 26%). Tak duże koszty to efekt wysokich cen ropy naftowej, które w połowie 28 roku osiągnęły poziom 146 USD za baryłkę, a także osłabienia złotego wobec dolara i euro; Pomimo tak wysokiego wzrostu kosztu zakupu sprzedanego gazu i w konsekwencji negatywnych wyników w I kw. 29 roku, nie jest istotnie zagrożona realizacja wyników finansowych założonych w rocznych planach działalności spółek Grupy Kapitałowej PGNiG; Konsekwentna polityka zarządzania ryzykiem finansowym uchroniła PGNiG przed negatywnymi konsekwencjami kryzysu na rynku finansowym. W I kw. 29 roku wynik z rozliczenia transakcji pochodnych według średniego kursu NBP, uwzględniający zapłacone premie opcyjne, wyniósł 23 mln PLN; Uwadze również zasługuje znacząca poprawa wyniku w segmencie Dystrybucja. Jest to efekt nie tylko nowych, wyższych taryf obowiązujących od kwietnia 28 roku przyznanych sześciu spółkom dystrybucyjnym, y yj y ale również poprawy p struktury kosztów tego segmentu. 1
Dziękujemy za uwagę