Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Prezentacja Spółki Maj 2019
1. Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce 2. Segmenty Grupy PGNiG Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 3. Strategia, nakłady 4. Załączniki Spis treści
Agenda Grupa PGNiG i rynek gazu w Polsce
Wiodąca zintegrowana grupa w polskim sektorze gazowo - naftowym 4
Trzecia największa polska spółka notowana na GPW** Kurs akcji PGNiG oraz WIG20 od stycznia 2012 roku wraz ze stopą zwrotu. PLN 8,0 PGNiG WIG20 (kurs relatywny)** 7,0 6,0 5,0 stopa zwrotu 80% 60% 40% 20% Notowana na GPW od września 2005 r. Kapitalizacja rynkowa około 36,2 mld PLN (EUR 8,4 mld, USD 9,4 mld)* Udział w WIG20: 4,9% 4,0 0% 3,0-20% 2,0 Q1'12 Q3'12 Q2'13 Q4'13 Q3'14 Q1'15 Q4'15 Q3'16 Q1'17 Q4'17 Q2'18 Q1'19 Kapitalizacja PGNiG od stycznia 2017 r. wraz z czołowymi spółkami GPW. PGNIG PKN Orlen PZU PKO BP PGE SAN PL PEKAO -40% Struktura akcjonariatu (stan na 31.03.2019 r.) mld PLN 55 Pozostali 28,12% 45 35 PKO BP 48,2 PKN Orlen 41,8 SAN PL 37,8 PGNiG 36,2 PZU 35,0 Średnia dzienna wartość obrotu w 2019: 31,4 mln zł Skarb Państwa 71,88% PEKAO 28,9 25 15 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 Q1'19 * Pod względem kapitalizacji na dzień 31.03.2019, z pominięciem dywidend ** Wykres notowań WIG20 uwzględniający relatywne zmiany procentowe względem kursu PGNiG (na dzień 31.03.2019) PGE 18,6 5
Rynek gazu w Polsce: Niska konsumpcja gazu z potencjałem wzrostowym Zużycie gazu ziemnego wg krajów w 2018 r. mld m 3 Zużycie gazu na świecie według sektorów w 2017 r. 100 90 80 70 60 50 69,2 88,3 Budynki 21% Przemysł lekki 6% 2017 Sektor transportowy 2% Producenci energi 39% 40 30 20 10 0 30,6 31,5 19,7 8,0 8,7 9,6 10,9 Czechy Austra Węgry Rumunia Polska Ukraina Hiszpania Włochy Niemcy Przemysł ciężki 32% Sprzedaż gazu przez PGNiG według sektorów w 2017 i 2018 r. Zużycie energii pierwotnej w 2018 r. 100% 11% 80% 14% 60% 23% 5% 16% 31% Energia jądrowa Źródła odnawialne Gaz ziemny Producenci energii 15% 12% 2% Odbiorcy indywidualni 37% oraz handlowi 35% 2017 49% 2018 Pozostali odbiorcy 3% 40% 20% 38% 48% Ropa naftowa Węgiel Przemysł 48% 0% 13% UE Polska Źródło: BP Statistical Review 2019; BP Energy Outlook 2019 / Zużycie zawiera sprzedaż, jak i zużycie własne oraz zmianę stanu magazynów 6
Rynek gazu na świecie 40% Ropa naftowa 30% 20% 10% Zużycie energii pierwotnej na świecie Węgiel Gaz ziemny Ropa naftowa 27% Gaz ziemny 26% Węgiel 21% Odnawialne 14% Woda Woda 7% Atom Atom 5% 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 Popyt na gaz ziemny mln t ekw. ropy 2 874 2 499 2 182 1 767 1 920 3 204 3 534 3 861 4 148 4 426 4 707 Azja i Pacyfik Afryka Bliski Wschód Europa i Eurazja Ameryka Łacińska Ameryka Północna Odnawialne 0% 1990 1995 2000 2005 2010 2016 2020 2025 2030 2035 2040 0 1990 1995 2000 2005 2010 2016 2020 2025 2030 2035 2040 Roczna podaż LNG według regionów 500 mln t 400 361 340 311 279 284 300 392 413 Ameryka Północna Australia 400 300 Roczny popyt na LNG według regionów mln t 318 296 265 240 246 334 345 Bliski Wschód Ameryka Łacińska Pozostałe 200 Azja (bez JKT) 200 Bliski Wschód Ameryka Północna 100 Azja Południowo - Wschodnia 100 Europa 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Afryka 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Japonia/Korea /Tajwan Źródło: IHS, BP Energy Outlook 2018 7
Poszukiwanie i Wydobycie Agenda Segmenty Grupy PGNiG Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie
Wyniki finansowe Grupy PGNiG w latach 2010-2018 EBITDA Grupy PGNiG** 7,5 6,0 4,5 3,0 1,5 0,0-1,5 mld PLN Przychody i zysk netto Grupy PGNiG 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 mld PLN 6,6 6,4 6,0 5,6 6,1 5 4,4 4,6 3,1 2,4 2,2 3,9 3,5 1,2 3,4 2,0 0,6 0,6 1,0 0,8 1,9 0,5 0,2 2,3 2,6 2,5 2,4 2,3 1,7 1,6 2,0 1,6-0,1 0,5 0,5 0,5 0,7 0,8 0,8 0,8-0,4-0,8 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*** 2017*** 2018*** 21,28 Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 23,00 28,73 32,12 34,30 2,46 1,63 2,23 1,92 2,82 36,46 33,20 * Źródło: TOP 500 CEE 2018 / ** EBITDA 2010-2015 przed wewnętrznymi eliminacjami z wyłączeniem segmentu Pozostałe segmenty *** przekształcone, Pozostałe segmenty nie zostało zaprezentowane na wykresie 35,86 2,14 2,35 2,92 Przychody 41,23 Zysk netto 3,21 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 7,1 Piąta największa spółka w Europie Środkowo- Wschodniej* Trzecia największa spółka paliwowa w regionie* Stabilny poziom EBITDA dzięki zdywersyfikowanym źródłom przychodów Udział segmentów w EBITDA Poszukiwanie i Wydobycie 71% 59% 2018 2017 13% Wytwarzanie 11% -7% 38% Obrót i Magazynowanie -12% Dystrybucja 34% Udział pozostałych segmentów w EBITDA w 2018: -4%; in 2017: -3% 9
Zakres działań poszukiwawczych i wydobywczych Wydobycie gazu i ropy naftowej* 50 mln boe PGNiG to lider działalności poszukiwawczo-wydobywczej ropy i gazu w Polsce 40 30 20 10 40,3 37,6 37,9 38,8 38,9 39,6 39,1 4,9 2,1 3,1 4,2 3,5 3,9 3,4 30,9 31,3 31,4 6,0 5,8 5,6 5,9 6,1 6,3 6,1 3,7 3,4 3,6 2,4 3,1 4,0 3,7 4,5 4,8 4,5 27,2 27,9 27,8 27,2 26,0 25,8 25,0 24,8 24,6 25,1 Złoża PGNiG w Polsce**: udokumentowane zasoby gazu 548 mln boe (87,7 mld m 3 ) udokumentowane zasoby ropy 119 mln boe (15,2 mln ton) 0 Zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej 1 000 800 600 400 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019P Gaz ziemny Polska Gaz ziemny Zagranica Ropa naftowa i kondensat Polska Ropa naftowa i kondensat Zagranica mln boe 854 860 847 680 685 675 805 796 Ropa naftowa/ngl/kondensat 768 770 795 643 622 589 609 632 Gaz ziemny 858 684 Koncesje na ropę i gaz w Polsce**: 20 na poszukiwanie i rozpoznawanie 27 koncesji łącznych 203 na wydobycie Działalność poszukiwawcza i wydobywcza: 54 kopalń gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce Ponad 2 tys. odwiertów eksploatacyjnych 200 174 175 172 162 174 179 161 163 174 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 * W przeliczeniu na gaz wysokometanowy / ** Na dzień 31.12.2018 r. 10
-599-415 1 979 1 712 1 380 1 297 1 128 1 019 6 118 7 671-3 313-3 715 3 865 5 019 2 805 3 956 Wyniki finansowe segmentu Poszukiwanie i Wydobycie EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie mld PLN 5,0 4,0 3,0 5,0 2,0 3,9 3,4 3,1 2,4 1,0 1,9 2,0 2,2 1,2 0,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* 2017 2018 * przekształcone Spadek przychodów w Q1 2019 na skutek niższych R/R cen ropy i gazu (RDN na TGE) oraz niższych wolumenów wydobycia ropy w Norwegii. Spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o -215 mln PLN). Spadek przychodów ze sprzedaży gazu w segmencie (-5% R/R, o -61 mln PLN). Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +25% -12% +30% +41% Średnia cena ropy naftowej USD/bbl 140 117 119 113109 120 105 109110110 113 103 110109 108 110 102 Przychody ze sprzedaży Wyniki segmentu za Q1 2018 vs Q1 2019 mln PLN -13% Koszty operacyjne EBITDA EBIT -31% -6% -10% 100 80 60 77 79 76 87 76 54 62 50 43 v 46 46 50 54 50 52 61 67 75 75 68 63 40 20 35 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 11
Działalność zagraniczna Norwegia Rezerwy w Norwegii (stan na 31 grudzień 2018) Gaz ziemny Ropa & NGL Suma (mm boe) Skarv 12,4 8,5 20,9 Gina Krog 6,6 8,2 14,8 Vilje 3,7 3,7 Vale 0,7 0,6 1,3 Morvin 0,4 0,8 1,2 Tommeliten Alpha 36,1 18 54,1 Aerfugl 21,4 9,1 30,5 Skogul 0,3 2,9 3,2 Fogelberg 8,8 3,4 12,2 Suma 86,7 55,2 141,9 Produkcja w Norwegii 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 mln boe 4,3 2,1 5,8 3,1 8,6 4,9 7,4 7,0 4,1 3,4 Ropa naftowa 7,9 4,4 Gaz ziemny 5,9 3,3 W 2019 r. na Norweskim Szelfie Kontynentalnym PGNiG UN kontynuować będzie, jako partner, wydobycie węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz zagospodarowanie złóż Skogul oraz Ærfugl. 18 października 2018 r. PGNiG Upstream Norway AS zawarł umowę zakupu 30% udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38% udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Łączne zasoby odpowiadające udziałom zakupionym przez PUN od Equinor Energy AS wynoszą ok. 52 mln boe. Cena zakupu udziałów w koncesji wynosi 220 milionów USD. 2,0 1,0 2,2 2,7 3,7 3,3 3,5 3,5 2,6 0,0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019P 12
Działalność zagraniczna Pakistan i pozostałe Aktywa: Pakistan Pozostała aktywność zagraniczna w 2018 r. Prace sejsmiczne: Akwizycje danych sejsmicznych: Bułgaria, Chorwacja, Egipt, Kolumbia, Tunezja, Ukraina, Myanmar. Przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych: Francja, Indie, Pakistan, Kolumbia. Licencja Kirthar data umowy 18 maja 2005 udziały PGNiG 70% Pakistan Petroleum 30% obszar 956 km 2 położenie zobowiązania szacowane zasoby prowincja Sindh, blok Kirthar 2 odwierty, 100 km sejsmiki 2D (wypełnione) 9,4 mld m 3 gazu (7 mld m 3 Rehman / 2,4 mld m 3 Rizq) W 2018 r. podłączony został do eksploatacji odwiert Rizq-2 oraz Rehman-4. W lutym 2018 r. PGNiG zakończyło także wiercenie odwiertu Roshan-1. Obecnie kontynuowane jest wiercenie otworu Rehman- 5 (rozpoczęte we wrześniu 2018 r.), a także prowadzone są prace przygotowawcze do wiercenia otworów Rehman-6 i Rizq-3. W 2019 r. przewidziano do podłączenia odwierty Rizq-3, Rehman-5 oraz Rehman-6. W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych, Oddział w Pakistanie planuje także ukończenie rozpoczętych w 2018 r. zdjęć sejsmicznych 3D na obszarze potencjalnego złoża W1 oraz 2D na obszarze potencjalnego złoża W2. Prace wiertnicze: Libia ZEA Główne obszary odwiertów: Pakistan, Kazachstan, Ukraina. Od 2008 roku jedna licencja LC113 na wydobycie. W połowie 2014 zgłoszenie siły wyższej. W 2017 i 2018 działania ograniczające wpływ siły wyższej oraz weryfikacja perspektywiczności licencji. W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah. 13
Pozyskanie i sprzedaż gazu Działalność segmentu Obrót i Magazynowanie: sprzedaż gazu ziemnego, importowanego i wydobytego ze złóż krajowych; magazynowanie gazu, sprzedaż i obrót energią elektryczną magazynowanie gazu Rosnący rynek w Polsce: CAGR +2,7% 2005-2017 Kontrakt Jamalski z firmą Gazprom na dostawy gazu (do 2022): Do 10,2 mld m 3 rocznie, 85% Take-or-Pay Kontrakt z Qatargas na dostawy LNG (do 2034): 1,3 mld m 3 gazu, 100% Take-or-Pay. Dostawy od czerwca 2016 r. umowa dodatkowa (całkowity wolumen wzrośnie do 2,7 mld m 3 gazu rocznie, a w latach 2018-2020 do ok. 2,9 mld m 3 gazu rocznie) Kontrakt z Cheniere na dostawy LNG (do 2042): 0,73 mld m 3 gazu po regazyfikacji łącznie w całym okresie 2019-2022 1,95 mld m 3 gazu rocznie po regazyfikacji w okresie 2023-2042 Kontrakty z Venture Global i Port Arthur na dostawy LNG: 7,4 mld m 3 gazu rocznie po regazyfikacji. Dostawy od najwcześniej 2022 r. do 2043 r. 3,9 mld m 3 gazu sprzedanego w 2018 roku przez PST do odbiorców poza Polską Taryfy: Obrót gazem: Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Obrót detaliczny: Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Magazynowanie: Koszt + zwrot z kapitału (6,1% WACC x 3,5 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) (od kwietnia 2019 r.) 20 16 12 8 4 0 Źródła zaopatrzenia PGNiG SA w gaz ziemny mld m 3 Portfolio LNG Grupy PGNiG mld m 3 12 10 8 6 4 2 14,3 1,0 15,2 15,3 15,0 1,6 2,0 2,1 9,0 9,3 9,0 8,7 13,7 1,6 1,2 8,1 8,2 10,2 9,7 9,0 4,2 4,3 4,3 4,2 4,0 4,0 3,9 3,8 3,8 0 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Qatargas Centrica Cheniere Transakcje spot Venture Global LNG Port Arthur LNG (HOA) 13,3 15,4 1,0 0,3 17,5 17,3 1,7 2,7 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 LNG Kierunek zachodni i południowy Kierunek wschodni Produkcja krajowa 2,3 1,8 FOB DES 14
-71-121 10 209 11 693-10 030-11 764 179 133-435 -848-640 -1 037 26 540 31 704-27 180-32 741 Wyniki finansowe segmentu Obrót i Magazynowanie EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie mld PLN 1,5 1,0 1,0 0,5 0,5 0,2 0,8 0,6 0,6 Wzrost kosztów pozyskania gazu w Q1 2019, głównie na skutek notowań cen ropy. 0,0-0,5-0,1-0,4-0,8 Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +19% +20% -95% -62% -1,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016* 2017 2018 * przekształcone 35 30 25 20 15 10 5 0 15 Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny oraz PST mld PLN 18,7 16,2 1,8 1,4 3,7 0,1 24,7 23,0 2,5 2,3 9,1 8,3 8,6 7,7 7,3 6,9 29,1 26,8 3,9 2,2 8,5 8,8 7,5 7,6 8,6 8,8 6,2 5,5 5,1 6,1 2013 2014 2015 2016 2017 2018 PST Towarowa Giełda Energii Detal Hurt Przychody za sprzedaży Przychody za sprzedaży Koszty operacyjne Koszty operacyjne EBITDA EBIT Wyniki segmentu za Q1 2018 vs Q1 2019 mln PLN +15% +17% -140% -191% EBITDA EBIT 15
Dystrybucja Stabilny rozwój sieci i wzrost wolumenu dystrybucji gazu (+3,5% CAGR 2004-2018) tys. km mld m 3 220 13 11,6 11,8 210 12 10,9 200 11 9,9 10,1 190 9,5 9,6 9,8 10 180 186 183 9 170 180 177 173 8 160 150 7 140 148 150 6 130 140 5 120 '11 '12 '13 '14 '15 '16 '17 18 4 Długość sieci dystrybucyjnej z przyłączami (lewa oś) Wolumen dystrybuowanego gazu (prawa oś) Polska Spółka Gazownictwa ma dominujący udział na rynku, należy do niej 97% krajowej sieci dystrybucyjnej oraz niemal 99% przyłączy.* Dostarcza gaz od sprzedawców do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (gosp. domowych i przedsiębiorstw). Segment odpowiedzialny za eksploatację, remonty i rozbudowę tej sieci. Pokrycie siecią dystrybucyjną Taryfa: Nowa taryfa nr 7 zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w styczniu 2019 r., obowiązująca od lutego 2019 r. Koszt + zwrot z kapitału (6,2% WACC x 12,2 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) * Na dzień 31.12.2017 r. 16
-788 763 537 1 551 1 388-808 580 345-3 369 2 493 1 568 4 937 4 927-3 469 2 385 1 458 Wyniki finansowe segmentu Dystrybucja EBITDA segmentu Dystrybucja mld PLN 3,0 2,5 Wyniki segmentu pod wpływem niższej taryfy i niższych wolumenów dystrybuowanego gazu. 2,0 Cel strategiczny PSG łączny wynik EBITDA na poziomie 16 mld zł w latach 2016-2022 1,5 1,0 2,3 1,6 1,7 1,6 2,0 2,3 2,6 2,5 2,4 Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +3% -4% -7% 0,5 0,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT CAPEX segmentu mld PLN 1,90 1,80 Wyniki segmentu za Q1 2018 vs Q1 2019 mln PLN -11% +3% -24% -36% 1,70 1,60 1,50 1,40 1,81 1,30 1,20 1,10 1,00 1,34 1,24 1,27 1,19 1,14 1,12 1,11 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 17
Wytwarzanie Udział na rynku krajowym*: moc cieplna 10% wolumen sprzedaży ciepła 11% Udział na rynku warszawskim: największy producent ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji szacunkowe pokrycie całkowitego zapotrzebowania na ciepło ok 70% szacunkowe pokrycie całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną ok. 65% ciepło dostarczane do sieci miasta ok. 98%. Wydarzenia: Styczeń 2012: przejęcie 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland za 3 mld zł (3,5 mld zł EV) Objęcie do 20,4% w kapitale zakładowym Polskiej Grupy Górniczej w wyniku inwestycji 800 mln zł Rozwój wytwarzania i dystrybucji ciepła: Kwiecień 2016: zakup od JSW SA Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej ( PEC ) za 190 mln zł, m.in. 14 lokalnych ciepłowni, 260 MW mocy cieplnej Sierpień 2016: zakup od JSW SA Spółki Energetycznej Jastrzębie ( SEJ ) za 372 mln zł, m.in. 5 Ciepłowni, 130 MW mocy wytwórczej energii elektrycznej, 540 MW mocy cieplnej. Wrzesień 2017: Połączenie PGNiG TERMIKA EP (Wcześniej SEJ) i PEC Taryfa: System taryf benchmarkingowych na rynku ciepłowniczym z istotnym potencjałem wzrostu wartości ze względu na niski koszt produkcji ciepła. Kluczowe dane operacyjne PGNiG Termika Moc zainstalowana cieplna Moc osiągalna elektryczna Sprzedaż ciepła (regulowana) w 2018 r. Sprzedaż energii elektrycznej (z produkcji) w 2018 r. Produkcja ciepła i energii elektrycznej PJ 44 42 40 38 36 34 32 3,7 3,7 38,7 38,2 39,0 3,6 43,0 3,8 3,7 38,7 40,2 3,7 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 3,8 40,2 3,6 36,6 36,2 3,5 39,5 3,6 Produkcja energii cieplnej netto - sprzedaż (lewa oś) Produkcja energii elektrycznej (prawa oś) 42,6 3,9 5,3 GWt 1,2 GWe 40,7 PJ 4,0 TWh 4,0 40,7 TWh 4,1 4,0 3,9 3,8 3,7 3,6 3,5 3,4 3,3 3,2 * Źródło: Energetyka cieplna w liczbach 2016 18
918-517 401 274 952-552 401 197 425 843 316 788 2 251 2 387-1 826-2 071 Wyniki finansowe segmentu Wytwarzanie EBITDA segmentu Wytwarzanie mld PLN 0,9 0,8 0,7 0,6 Wynik segmentu pod wpływem wyższych wolumenów i cen sprzedaży energii elektrycznej oraz wyższych kosztów surowców. 0,5 0,4 0,3 0,2 0,44 0,49 0,47 0,50 0,46 0,70 0,76 0,84 0,79 Wyniki segmentu za 2017 vs 2018 mln PLN +6% +13% -7% -26% 0,1 0,0 2010* 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Inwestycje Budowa bloku gazowego 497 Mwe EC Żerań w Warszawie (2020) Elektrociepłownia kogeneracyjna Stalowa Wola (I kwartał 2020 r.) 50/50 JV PGNiG i Tauron Polska Energia: Nakłady inwestycyjne 1,6 mld zł, finansowane w formule project finance Umowa na sprzedaż energii elektrycznej. PGNiG dostarczy 0,5 mld m 3 gazu przez 14 lat Moc bloku gazowego: 450 MWe oraz 240 MWt W styczniu 2016 r. odstąpiono od umowy oraz nałożono kary umowne na generalnego wykonawcę w związku z nienależytym wykonywaniem kontraktu Porozumienie w sprawie kluczowych warunków wstępnych restrukturyzacji projektu zostało podpisane w październiku 2016 r., dostosowując istniejące umowy handlowe ECSW do oczekiwanej daty rozpoczęcia działalności komercyjnej i aktualnych warunków rynkowych. Badanie statusu projektu zakończyło się w 2016 r. Projekt zostanie wznowiony przez wyspecjalizowaną firmę, odpowiedzialną za wspieranie jej koordynacji na podstawie EPCM. Umowa kredytowa o wartości 900 mln ECSW z BGK i PGNiG (450 mln PLN od każdego kredytodawcy) na refinansowanie zadłużenia ECSW na rzecz PGNiG i Tauron w kwocie 600 mln PLN oraz 300 mln PLN na sfinansowanie dalszych wydatków kapitałowych ECSW. Przychody ze sprzedaży mln PLN Koszty operacyjne EBITDA EBIT Wyniki segmentu za Q1 2018 vs Q1 2019 +4% +7% -28% Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT * 2010-2011 Według polskich standardów rachunkowości, 2012-2013 dane przed wewnętrznymi eliminacjami 19
Strategia, nakłady
Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 Nowa strategia Grupy PGNiG na lata 2017 2022 (z perspektywą do 2026 r.) #1 #2 #3 Misja Wizja Cel nadrzędny Jesteśmy zaufanym dostawcą energii dla domu i biznesu Odpowiedzialnie i efektywnie dostarczamy innowacyjne rozwiązania energetyczne Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Zaufany Odpowiedzialnie Wzrost wartości Nasi klienci polegają na wysokiej jakości i wiarygodności świadczonych usług Działamy przejrzyście w oparciu o zasady odpowiedzialności społecznej Naszą nadrzędną aspiracją jest kreowanie wartości dodanej dla naszych akcjonariuszy i klientów Dostawca energii Kompleksowo zaspakajamy potrzeby energetyczne klientów (gaz + prąd + ciepło + inne/usługi) Dom i biznes Dbamy i cenimy wszystkich naszych klientów - gospodarstwa domowe, firmy i instytucje Efektywnie Jesteśmy zoptymalizowani procesowo i kosztowo Innowacyjne rozwiązania Jesteśmy liderem innowacyjności w branży energetycznej Stabilność finansowa Dążymy do zapewnienia długoterminowej stabilności finansowej i wiarygodności kredytowej 21
Podstawowe cele strategiczne Grupy Cel nadrzędny wzmocnienie pozycji konkurencyjnej Grupy przy jednoczesnym wsparciu rozwoju i zapewnieniu bezpieczeństwa rynku gazu w Polsce Silna pozycja konkurencyjna PGNiG Rozwój rynku gazu w Polsce Nowe kierunki dostaw gazu w celu wzmocnienia pozycji konkurencyjnej w po wygaśnięciu jamału w roku 2022 Przyspieszenie rozwoju sieci dystrybucyjnej w celu zwiększenia dynamiki przyłączeń nowych odbiorców oraz wzrostu rynku gazu Inwestycje produkcyjne w Norwegii ukierunkowane na zwiększenie wydobycia gazu do ok. 2,5 mld m 3 rocznie po 2022 roku Udział w projekcie Korytarza Norweskiego w celu zapewnienia możliwości bezpośredniego importu gazu z Norwegii Wzrost wartości GK PGNiG oraz zapewnienie stabilności finansowej Intensyfikacja działalności upstream w Polsce w kierunku odbudowy zasobów oraz utrzymania wysokiego poziomu wydobycia Istotna poprawa standardów obsługi klientów poprzez digitalizację kanałów obsługowych oraz poszerzenie oferty Rozwój handlu ( tradingu ) gazem i LNG dla poprawy konkurencyjności PGNiG na europejskim i krajowym rynku gazu 22
Aspiracje w kluczowych obszarach działalności 1. Poszukiwanie i Wydobycie 2. Obrót hurtowy 3. Obrót detaliczny Zwiększenie bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów o 35% (do 1 208 mln boe w 2022 ) Zwiększenie łącznego poziomu wydobycia węglowodorów o 41% (do 55 mln boe w 2022) Zdywersyfikowany portfel dostaw gazu ziemnego po roku 2022 Zwiększenie wolumenu sprzedaży gazu ziemnego o 7% (do 178 TWh w 2022) Skumulowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego na rynku hurtowym w kraju i zagranicą na poziomie 1000 TWh Maksymalizacja marży w obrocie detalicznym Utrzymanie łącznego wolumenu sprzedaży gazu ziemnego na poziomie 67-69 TWh/rok 4. Magazynowanie 5. Dystrybucja 6. Energetyka i ciepłownictwo Zabezpieczenie pojemności magazynowych dostosowanych do popytu Wzrost efektywności obszaru magazynowania Ponad 300 tys. nowych przyłączy w latach 2017-2022 Zwiększenie dynamiki rocznego przyrostu liczby przyłączy o 17% Zwiększenie wolumenu dystrybucji gazu ziemnego o 16% Zwiększenie wolumenu sprzedaży ciepła i energii o 20% (do 18 TWh w 2022) 7. Centrum Korporacyjne Efektywna realizacja projektów R&D&I oraz wzmocnienie wizerunku Grupy Poprawa efektywności operacyjnej Grupy PGNiG 23
CAPEX oraz EBITDA w latach 2017-2022 CAPEX w latach 2017-2022 EBITDA w latach 2017-2022 mld PLN Poszukiwanie i Wydobycie 3,5 11,5 SUMA: mld PLN 9,2 Skumulowany wynik EBITDA około 33,7 mld PLN Dystrybucja Energetyka i Ciepłownictwo Obrót i Magazynowanie Inne projekty rozwojowe Razem 2017-2022 Średniorocznie 2017-2022 5,7 8,1 3,1 6,9 26,2 1,1 3,9 0,2 0,1 0,3 3,7 Wykonanie 2017-2018 Plan 2019-2022 5,6 2017 2022 średniorocznie 2023 2026 średniorocznie Ambitny program inwestycyjny umożliwi długoterminowy wzrost wyniku EBITDA Grupy, szczególnie w latach 2023-2026 (ok. 9,2 mld PLN średniorocznie) Utrzymanie bezpiecznego poziomu zadłużenia (stosunek dług netto/ebitda nie wyższy niż 2,0) CAPEX w latach 2012-2018 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 mld PLN 6,8 3,2* 1,1 0,6 3,6 0,3 1,3 0,5 1,9 1,5 31 grudnia 2012 Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i Magazynowanie Poszukiwanie i Wydobycie 31 grudnia 2013 3,9 0,4 1,1 0,3 2,1 31 grudnia 2014 3,3 2,9 3,1 0,5 0,4 0,5 1,2 1,1 1,3 0,2 0,1 0,1 1,4 1,3 1,2 31 grudnia 2015 31 grudnia 2016 31 grudnia 2017 4,7 0,6 1,8 0,1 2,2 31 grudnia 2018 Blisko połowa nakładów inwestycyjnych (45%) dotyczyć będzie obszaru poszukiwania i wydobycia Średnioroczne nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022 na poziomie około 5,7 mld PLN * Zawiera zakup za 3 mld zł obecnej spółki PGNiG Termika 24
Załączniki
Podstawowe wyniki finansowe w Q1 2019 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q1 2018 vs Q1 2019 mln PLN 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0-200 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Poszukiwanie i Wydobycie Spadek przychodów ze sprzedaży R/R: gazu o -61 mln PLN (-5% R/R), a ropy naftowej i kondensatu o -215 mln PLN (-31% R/R). Koszt odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki: -13 mln PLN wobec -244 mln PLN w Q1 2018 Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o +15% R/R oraz kosztów paliwa gazowego o +17% R/R, głównie w wyniku wyższej ceny pozyskania gazu z importu. Realizacja instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesiona na wynik: +179 mln PLN vs -169 mln PLN w Q1 2018. Wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu o +37 mln PLN. W Q1 2018 r. rozwiązanie odpisu na zapasie gazu na poziomie +25 mln PLN. Dystrybucja 1380 1297 Niższy wolumen dystrybucji (o -8% R/R) oraz niższe o -11% R/R przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej w związku z niższą taryfą od 15.02.2019 r. Saldo przychodów i kosztów bilansowania systemu wyższe o +46 mln PLN R/R. Wytwarzanie 179 763-71 -57-49 Q1'18 Q1'19 Q1'18 Q1'19 Q1'18 Q1'19 Q1'18 Q1'19 Q1'18 Q1'19 Niższe przychody ze sprzedaży ciepła o 9% R/R na skutek wzrostu średniej temperatury w Q1 2019 i niższych wolumenów produkcji ciepła. Wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej o 38% R/R będące wynikiem wyższych notowań cen energii elektrycznej. 580 401 401 [mln PLN] Q1 2018 Q1 2019 D% Przychody ze sprzedaży 13 247 14 340 +8% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) mln PLN 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 EBITDA Grupy PGNiG w Q1 2018 vs Q1 2019* 2 674-83 -250-183 10 573 12 175 +15% EBITDA 2 674 2 165-19% EBITDA (bez odpisów rzecz. aktywów trwałych) 2 433 2 147-12% Amortyzacja 669 782 +17% EBIT 2 005 1 383-31% Wynik na działalności finansowej 40 15-63% Zysk netto 1 566 1 063-32% 0 Q1 2018 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje *Eliminacje w Q1 2019: +7 mln PLN oraz w Q1 2018: +8 mln PLN 0 +7 2 165 Q1 2019 26
Koszty operacyjne w Q1 2018 vs Q1 2019 [mln PLN] Q1 2018 Q1 2019 D% Koszt sprzedanego gazu -8 215-9 931 +21% Paliwa do produkcji ciepła i energii -355-383 +8% Zużycie pozostałych surowców i materiałów -438-416 -5% Świadczenia pracownicze -669-713 +6% Usługa przesyłowa -269-261 -3% Pozostałe usługi obce -392-408 +4% Usługi regazyfikacji LNG -89-93 +5% Podatki i opłaty -557-553 -1% Pozostałe przychody i koszty operacyjne* 112 248 +120% Zmiana stanu odpisów na zapasy 63 19-71% Zmiana stanu rezerw -62-116 +87% Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie -4 5-3x Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki -244-13 -95% Odpisy aktualizujące wartość składników majątku trwałego 240 18-93% Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 214 237 +10% Amortyzacja -669-782 +17% Koszty operacyjne ogółem -11 242-12 957 +15% Komentarz: Wzrost kosztów sprzedanego gazu R/R o 1 716 mln PLN (+21%) w związku ze wzrostem cen ropy i gazu. Stabilny poziom kosztów operacyjnych bez kosztu sprzedanego gazu: -3 026 mln PLN w Q1 2019 vs -3 027 mln PLN w Q1 2018. Niższe R/R koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki (-13 mln PLN). W Q1 2019 spisano 1 odwiert negatywny. W Q1 2018 spisano 7 odwiertów negatywnych (-244mln PLN). Rozwiązanie odpisu z tytułu utraty wartości majątku trwałego na poziomie +18 mln PLN w Q1 2019 vs +240 mln PLN w Q1 2018. Wyższa R/R amortyzacja: Q1 2019: -782 mln PLN vs Q1 2018: -669 mln PLN, głównie w wyniku wzrostu amortyzacji R/R w segmencie Wytwarzanie. Zawiązanie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności na poziomie -82 mln PLN w Q1 2019 vs -43 mln PLN w Q1 2018. Rozwiązanie odpisu na zapasie gazu: +37 mln PLN w Q1 2019 vs +25 mln PLN w Q1 2018. Zawiązanie odpisu na należnościach z tytułu dostaw i usług: -14 mln PLN w Q1 2019 vs -36 mln PLN w Q1 2018. Różnice kursowe netto dotyczące działalności operacyjnej: +18 mln PLN w Q1 2019 vs +52 mln PLN w Q1 2018. Wynik na instrumentach pochodnych w pozostałych kosztach operacyjnych netto (nieobjętych rachunkowością zabezpieczeń): +14 mln PLN w Q1 2019 vs -46 mln PLN w Q1 2018. Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu -3 027-3 026-1% * Pozostałe koszty operacyjne w powyższym zestawieniu nie uwzględniają kosztów z tytułu podatków i opłat oraz odpisów z tytułu utraty wartości rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych. 27
Czynniki wpływające na wynik finansowy Słabszy PLN wobec USD oraz EUR R/R 4,5 PLN 4,30 +3% 4,0 4,18 3,79 3,5 +11% 3,40 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q1 2019 o 33% R/R 100 80 60 40 USD/bbl 67,03 54,45 +33% 72,52-6% 63,13 Rosnący koszt jednostkowy pozyskania gazu z kierunku wschodniego. Niższe notowania cen produktów, w tym kwartalnej średniej ceny ropy oraz ceny gazu RDN na TGE. 3,0 10'15 04'16 10'16 04'17 09'17 03'18 09'18 03'19 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 20 10'16 01'17 04'17 07'17 10'17 01'18 04'18 06'18 09'18 12'18 03'19 3-mies. średnia cena ropy Brent w USD 9-mies. średnia cena ropy Brent w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) PLN/MWh 160 105,52 89,58 91,02 103,36 78,72 76,70 83,96 80 +18% (R/R) 81,16 81,48 83,79 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. średnia cena średnia cena RDNg w Q1-12% (R/R) RDNg w Q1 2018: 102,10 2019: 89,57 40 10'16 12'16 03'17 06'17 09'17 12'17 03'18 06'18 09'18 12'18 03'19 3
Sprzedaż i struktura importu gazu Import gazu do Polski Kierunek zachodni i południowy 31% mld m 3 12,5 LNG 20% 9% Q1 2019 13% Q1 2018 78% Kierunek wschodni 49% Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu Sprzedaż gazu poza GK PGNiG według spółek [mln m 3 ] Q1 2018 Q1 2019 D% Grupa PGNiG: 9 905 9 896 - PGNiG SA 5 944 5 715-4% PGNiG OD 2 963 2 829-5% PST 998 1 352 +35% Wzrost udziału kierunku zachodniego i południowego oraz LNG w strukturze importu. W Q1 2019 r. rozładowano 7 gazowców, w tym 3 z kontraktu z Qatargas oraz 4 ładunki spot. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG na stabilnym poziomie. Wzrost sprzedaży PST (działalność zagraniczna). Stan zapasów gazu w PMG gazu wysokometanowego wyższy o 27% R/R. 10,0 8,8 8,0 9,9 8,6 9,9 7,5 5,0 2,5 0,0 5,4 5,4 4,6 5,1 3,7 3,2 3,3 3,5 3,8 3,4 3,3 2,9 3,7 2,9 1,7 2,1 3,0 2,3 0,9 1,1 2,3 1,4 Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 Q1'19 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 9 mln m 3 po regazyfikacji (stan na 31.03.2019 r.). 29
Kierunki dostaw gazu Interkonektory Projekt Bramy Północnej POLSKA DANIA (3 mld m 3, 2022) POLSKA NORWEGIA (do 10 mld m 3, 2022) POLSKA LITWA (1,7/2,4 mld m 3, 2021) TERMINAL LNG (I etap 5 mld m 3, planowany II etap: 7,5 mld m 3 ) TIETIEROWKA (0,2 mld m 3 *) GAZOCIĄG JAMAŁ MALLNOW (rewers : techniczna zdolność do 5,4 mld m 3 ) Lwówek Wlkp Włocławek GAZOCIĄG JAMAŁ KONDRATKI (30,7 mld m3 *) WYSOKOJE (5,5 mld m 3 *) GCP (1,5 mld m 3 *) POLSKA UKRAINA (5 mld m 3, 2020) * POLSKA CZECHY. (6,5/5 mld m 3, 2019) Przepustowość techniczna CIESZYN, (0,5 mld m 3 ) POLSKA SŁOWACJA (5,7/4,7 mld m 3, 2020) DROZDOWICZE/ HERMANOWICE (4,4 mld m 3 *) Połączenia istniejące Połączenia planowane, w trakcie budowy (przepustowość do/z polskiego systemu TERMINAL LNG 30
Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż PGNiG SA 7,0 mld m 3 sprzedanego gazu w 2017 r. 7,4 mld m 3 sprzedanego gazu w 2018 r. Eksport 0,7 mld m 3 gazu w 2017 r. 0,5 mld m 3 gazu w 2018 r. Sprzedaż bezpośrednia 0,8 mld m 3 gazu w 2017 r. 0,9 mld m 3 gazu w 2018 r. Towarowa Giełda Energii 8,5 mld m 3 w 2017 r. 8,8 mld m 3 w 2018 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny Sprzedaż PGNiG OD 7,5 mld m 3 sprzedaż gazu w 2017 r. 7,6 mld m 3 sprzedaż gazu w 2018 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny, która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 2014 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. 31
Q1 18: 92% Q1 19: 85% Zmiany na polskim rynku gazu Wolumen sprzedaży gazu (mln m 3 ) 2014 2015 2016 2017 2018 Grupa PGNiG ogółem 18,6 23,0 24,3 26,8 29,0 PGNiG SA (bez Pakistan) 13,8 13,2 14,5 16,8 17,0 W tym PGNiG SA przez TGE 3,7 8,1 9,0 8,4 8,5 PGNiG Obrót Detaliczny 3,0 7,5 7,3 7,6 7,9 Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od 01.08.2014 r. wolumen sprzedaży gazu przez Grupę PGNiG zawiera zarówno sprzedaż giełdową PGNiG SA, jak i sprzedaż PGNiG OD do klientów końcowych i na giełdzie. Gaz zaazotowany został ujęty w tabeli w ekwiwalencie gazu E. Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* 100% 80% 60% * Uwagi: Wykres przedstawia udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu), dane miesięczne. Wzrost udziału PGNiG w imporcie zauważalny w 1Q16 spowodowany przede wszystkim przez spadek eksportu na Ukrainę. 40% 20% Dane na wykresie nie wskazują na udział w polskim rynku gazu. Pochodzą one z publikowanych przez OGP Gaz-System wolumenów gazu przesyłanych przez interkonektory. 0% 32
Model taryfowy w Polsce Typ działalności Sprzedaż bezpośrednia Brak Obrót gazem Obrót detaliczny Obrót hurtowy Magazynowanie (od kwietnia 2019) Dystrybucja (od lutego 2019) Mechanizm regulacji Koszty pozyskania gazu + koszty operacyjne + marża Baza kosztowa PGNiG Obrót Detaliczny m.in. koszt pozyskania gazu na TGE Baza kosztowa PGNiG SA m.in. Koszt importu + koszt wydobycia (z uwzględnieniem zwrotu z kapitału w działalność wydobywczą) Koszt + zwrot z kapitału (6,1% WACC x 3,5 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Koszt + zwrot z kapitału (6,2% WACC x 12,2 mld zł wartości regulowanej aktywów WRA) Haromonogram deregulacji rynku gazu w Polsce 2000 1600 1200 800 400 Średnia importowa cena gazu do Niemiec wg BAFA, cena gazu rosyjskiego na granicy niemieckiej oraz taryfa PGNiG PLN/tys. m 3 Cena BAFA Taryfa PGNiG (duży przemysł) Gaz rosyjski na granicy niemieckiej 0 01'11 06'11 11'11 04'12 09'12 02'13 07'13 12'13 05'14 10'14 03'15 08'15 01'16 06'16 11'16 04'17 Poziomy obliga giełdowego Od 1 stycznia 2017 r. Od 1 października 2017 r. Do końca 2023 r. 30% 40% 55% max Zwolnienie z obowiązku zatwierdzania taryf dla przedsiębiorstw obrotu w zakresie sprzedaży na rynku hurtowym w: i) punkcie wirtualnym, (ii) w formie LNG lub CNG, oraz (iii) w trybie przetargów, aukcji i zamówień publicznych zgodnie z przepisami Ustawy Zamówień Publicznych. Zwolnienie z obowiązku taryfikacji dla przedsiębiorstw obrotu dostarczających gaz dla innych klientów biznesowych (w tym większych przedsiębiorstw przemysłowych i małych i średnich przedsiębiorstw). Utrzymanie obowiązku taryfowego dla podmiotów oferujących gaz gospodarstwom domowym. W 2013 r. Od 1 stycznia 2014 r. Od 1 stycznia 2015 r. Urząd Regulacji Energetyki zaproponował liberalizowanie polskiego rynku gazu poprzez obligo giełdowe, czyli wolumen gazu ziemnego, który powinien zostać sprzedany przez spółkę obrotu na Towarowej Giełdzie Energii. URE zamierza stopniowo znosić taryfy dla poszczególnych segmentów wśród odbiorców przemysłowych. 33
Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na 31.03.2019 r.) mln PLN dostępne wykorzystane W dniu 24 czerwca 2019 r. Spółka zawarła umowę odnawialnego kredytu konsorcjalnego. Umowa została zawarta z konsorcjum 9 banków i opiewa na kwotę 10 miliardów złotych. Dywidenda za rok obrotowy (na akcje) PLN 0,30 7 000 5 000 1 000 132 1 012 0,20 0,10 0,15 0,170,19 0,12 0,13 0,15 0,09 0,08 0,20 0,18 0,20 0,07* 10 Obligacje gwarantowane (program ważny do 2020) Zadłużenie na koniec kwartału 8 6 4 2 0-2 -4 mld PLN 3,8-1,5 1,1-1,6 0,7 Obligacje krajowe (grudzień 2022) Program BGK (2024) Reserve Based Loan (2022) 2,2 3,0 0,4 1,3-2,0 0,7-2,4 Zadłużenie 1,4 3,7 Dług netto Q1'17 Q2'17 Q3'17 Q4'17 Q1'18 Q2'18 Q3'18 Q4'18 Q1'19 2,4-1,4-0,2-0,6 0,00 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Założenie Strategii: wypłata do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 2017-2022 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). Skonsolidowany zysk na akcję w 2018 r. wyniósł 0,56 PLN/akcja. *W dniu 29 października 2018 r. zdecydowano o wypłaceniu zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy z zysku Spółki za rok 2018 r. w wysokości 0,07 PLN/akcja. Dniem dywidendy był 26.11.2018 r. Wypłata nastąpiła 03.12.2018 r. 34
Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Bilans Grupy (stan na 31.03.2019 r.) Zatrudnienie (stan na dzień 31.12.2018 r.)* tys. mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 40 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 30 20 10 31,0 29,0 2,0 1,1 1,6 1,1 13,1 12,2 4,1 3,9 25,5 25,3 24,7 24,8 1,3 1,9 1,1 1,8 1,5 1,9 1,8 1,8 10,7 11,5 10,8 11,1 3,5 2,9 3,0 3,1 13 451 38 025 40 441 7 516 8 351 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 0 10,8 10,2 8,9 7,7 7,0 6,8 31 grudnia 2013 31 grudnia 2014 31 grudnia 2015 31 grudnia 2016 31 grudnia 2017 31 grudnia 2018 10% 8% 9,4% 6,9% 7,3% 8,7% 8,8% Skonsolidowane przepływy pieniężne (01.01.2019 r. - 31.03.2019 r.) mln PLN 6% 4% 2% 5,8% 4,3% 4,7% 6,1% 6,0% 6 000 782 181 238 1 019 1 231 0% 2014 2015 2016 2017 2018 ROE ROA 4 000 1 410 2 428 3 2 2,2 2,4 2,0 1,4 1,8 1,8 2 000 3 928 3 061 1 1,6 1,2 1,4 1,3 0 Gotówka (01.01.2019) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka (31.03.2019) 0 2014 2015 2016 2017 2018 Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności *Zmiana prezentacji danych centrum korporacyjnego, w wyniku czego nastąpiły zmiany w segmencie Obrót i Magazynowanie oraz Pozostałe segmenty w 2016 r. 35
Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] Q1 2019 FY 2018 Q4 2018 Q3 2018 Q2 2018 Q1 2018 FY 2017 Q4 2017 Q3 2017 Q2 2017 Q1 2017 FY 2016 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 477 1 834 473 436 461 464 1 863 461 459 469 474 1 919 w tym w Polsce 326 1 296 336 323 314 323 1 315 335 325 327 328 1 401 w tym w Norwegii 151 538 137 113 147 141 548 126 134 142 146 518 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 704 2 712 722 659 612 719 2 674 731 664 567 712 2 540 w tym w Polsce 661 2 512 673 606 559 674 2 524 684 627 533 680 2 481 w tym w Pakistanie 43 200 49 53 53 45 150 47 37 34 32 59 RAZEM (przeliczony na E) 1 181 4 546 1 195 1 095 1 073 1 183 4 537 1 192 1 123 1 036 1 186 4 458 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO, GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 9 431 27 466 8 141 4 777 5 134 9 414 25 291 7 603 4 298 5 079 8 311 22 895 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 1 352 3 929 1 360 855 716 998 2 186 603 452 482 649 2 510 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 465 1 578 442 337 308 491 1 496 419 296 312 469 1 371 RAZEM (przeliczony na E) 9 896 29 044 8 583 5 114 5 442 9 905 26 787 8 022 4 594 5 391 8 780 24 266 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 229 855 228 211 179 237 796 226 182 161 227 718 IMPORT GAZU ZIEMNEGO, PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 3 667 13 530 2 949 3 324 3 419 3 837 13 714 3 673 3 488 3 334 3 219 11 527 w tym: kierunek wschodni 1 791 9 038 1 097 2 357 2 602 2 982 9 656 2 540 1 889 2 518 2 709 10 248 w tym: LNG 727 2 713 759 635 815 505 1 715 383 470 475 387 974 ROPA NAFTOWA, GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 324 1 345 353 320 324 348 1 257 329 313 269 346 1 318 w tym w Polsce 208 818 219 202 189 208 787 220 203 148 216 763 w tym w Norwegii 116 527 134 118 135 140 470 109 110 121 130 555 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu z produkcji 288 1 410 378 309 294 429 1 270 313 251 316 390 1 346 w tym w Polsce 210 817 225 194 188 210 791 222 190 161 218 753 w tym w Norwegii 78 593 153 115 106 219 479 91 61 155 172 593 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 16 970 40 659 14 255 2 942 4 425 19 037 42 607 14 195 3 476 6 848 18 088 39 527 Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh] 1 513 3 974 1 315 523 598 1 539 3 882 1 280 407 737 1 458 3 604 36
Słownik terminów i pojęć 2P bbl Boe CAGR Capex CNG EBIT EBITDA Ee GK PGNiG GPW JV LNG PGNiG PGNiG OD PSG PST TGE URE Upstream WIG20 WRA Szacunkowe rezerwy paliw kopalnianych (udokumentowane oraz prawdopodobne) Baryłka ropy naftowej (Barrel of oil equivalent) ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony) Compound Annual Growth Rate Nakłady inwestycyjne Compressed Natural Gas; gaz ziemny w postaci sprężonej Zysk operacyjny Wynik operacyjny bez amortyzacji Energia elektryczna Grupa Kapitałowa PGNiG SA Giełda Papierów Wartościowych SA Joint Venture (wspólne przedsięwzięcie) Liquefied Natural Gas; gaz ziemny w postaci ciekłej Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. Polska Spółka Gazownictwa PGNiG Supply and Trading Towarowa Giełda Energii Urząd Regulacji Energetyki Poszukiwanie i wydobycie kopalin Indeks giełdowy 20 największych spółek akcyjnych notowanych na warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych Wartość regulacyjna aktywów 37
Informacje kontaktowe Marcin Piechota Kierownik Działu Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 43 22 kom.: +48 885 889 890 e-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Więcej informacji Piotr Gałek Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 48 46 kom.: +48 723 235 652 e-mail: piotr.galek@pgnig.pl Aleksander Kutnik Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 47 97 kom.: +48 723 239 162 e-mail: aleksander.kutnik@pgnig.pl Anna Galińska Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 106 41 09 kom.: +48 723 514 086 e-mail: anna.galinska@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich www.ri.pgnig.pl Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 01-224 Warszawa faks: +48 22 691 81 23 www.pgnig.pl 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.