Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I półrocze 2015 14 sierpnia 2015r.
W 1H mimo dużego spadku cen ropy wzrost wyniku EBITDA w Grupie PGNiG 24% 25% 15% 20% 23% 20 390 16 381 4,9 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE 1H2014 15,5 mld PLN 3 467 3 996 2 169 2 609 1 520 1 865 1H2015 12,9 mld PLN -14 212-17 781 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Zysk netto Po eliminacji większa dynamika spadku kosztów (9%) niż przychodów (5%) 2
Wzrost wyniku EBITDA w 1H wszystkie segmenty poza Poszukiwanie i Wydobycie 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 3 467 399 667 105 124 32 1 542 824 412 1 218 3 996 Udział segmentów w wyniku EBITDA Grupy PGNiG 30% 3 996 mln PLN 39% Poszukiwanie i Wydobycie Wytwarzanie Obrót i Magazynowanie 21% 10% Dystrybucja 3
PPE osiągnięte już 87% celu na 2015 30 20 10 Plan W samym 1H2015 zrealizowano 87% planu oszczędności na 2015 196 Realizacja 133 260 304 304 304 349 437 2014 2015 2016 2014 2015 2016 2015 1H2015 OPEX zarządzalny 5 mld zł Kluczowe koszty poza PPE: Koszty zakupu gazu Koszty zakupu innych paliw Koszty usług przesyłowych Amortyzacja Wyznaczenie celów poprawy efektywności dla segmentów i spółek Grupy PGNiG Zdefiniowanie zakresu i chronologii działań Realizacja w perspektywie do końca roku 2016 roku Program prowadzi do trwałej redukcji bazy kosztów zarządzalnych we wszystkich kluczowych segmentach Grupy PGNiG o ok. 0,8 mld zł. 0 OPEX ogółem: 29 mld zł w 2013 4
Czynniki wpływające na wynik finansowy Wzmocnienie USD i osłabienie EUR wobec PLN R/R PLN 4,5 4,17 4,09 4,0 + 22% 3,70 3,5 3,04 3,0 140 120 100 80 60 40 W 2Q 2015 wskutek spadku cen ropy 9-miesięczna średnia cen ropy w USD obniżyła się R/R o 29% USD/boe 110 109 78 62 2,5 01'14 04'14 07'14 09'14 12'14 03'15 06'15 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 20 07'13 09'13 12'13 03'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD 5
Czynniki wpływające na wynik finansowy Zauważalny wpływ redukcji taryf na przestrzeni ostatnich okresów oraz polityki rabatowej w 2Q15 na cenę sprzedaży gazu. Cena na wykresie agreguje sprzedaż taryfową PGNiG SA i PGNiG OD do klientów w Polsce, uwzględniając rabaty. Nie obejmuje transakcji na TGE i sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż. PLN/MWh 120 110 117 115 109 100 90 80 70 60 50 01'14 02'14 04'14 05'14 07'14 08'14 09'14 11'14 12'14 02'15 03'15 05'15 06'15 TGE (rynek dnia następnego) Średnia cena sprzedaży regulowanej gazu w Polsce przez Grupę PGNiG 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. 6
Istotny wpływ spadku cen ropy na wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 1H W 1H15 o 509 mln PLN mniejsza sprzedaż ropy R/R, z czego spadek ceny o 37% wpłynął na redukcję przychodu o 601 mln PLN, a wzrost wolumenu o blisko 61 tys. ton zwiększył przychód o 92 mln PLN Stabilne wydobycie gazu ziemnego i zwiększone R/R wydobycie ropy naftowej w II kwartale 2015 1H2014 26% 21% 36% 20% 3 426 2 533 1 941 1 542 1 316 847 1,6 1,2 0,8 0,4 mld m 3 1,2 322 tys. ton 1,1 1,1 1,1 1,2 1,1 386 310 304 317 271 600 400 200 1H2015 0 0 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 Gaz ziemny Ropa naftowa i kondensat -1 686-2 110 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 7
Znacznie wyższy R/R wynik EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie w 1H 13 306 34% 29% 667 661 17 824 mln PLN mln PLN 824 741 1H2014 1H2015 157 80-13 226-17 083 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 8
Segment Obrót i Magazynowanie (2) Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w 2Q2015 wyższa R/R o 1,4 mld m 3, w całości wynikająca ze sprzedaży na Towarowej Giełdzie Energii Marża na sprzedaży gazu E w PGNiG SA i PGNiG Obrót Detaliczny 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 7,7 6,8 4,9 4,8 3,3 3,5 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 6% 4% 2% 0% -2% -4% -6% Marża kwartalna Marża średnioroczna -2% 3% 2% 1% 1% -3% -1% 4% -3% 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q15 Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG (mld m3) Po eliminacji wpływu negatów marża w 2Q15 wyniosła 0%, a w 1H15 sięgnęła blisko +3%. 9
Segment Obrót i Magazynowanie (3) 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Stan magazynów na koniec lipca br. to 2,2 mld m3. W 2Q15 rozpoczęcie sezonowego zatłaczania magazynów gazu (mld m 3 ). 1,26 2,05 2,72 2,06 1,25 1,80 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 Grupa PGNiG (PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST) wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców (mld m 3 ) TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi 0,24 0,91 1,02 0,67 0,63 0,50 0,63 1,06 0,97 0,93 1,02 1,93 1,65 1,99 2,05 1H'14 4,53 1H'15 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 10
Dobre wyniki w 1H stabilnego segmentu Dystrybucja 8% 5% 9% 14% 2 216 2 394 1 113 1 218 682 779 1H2014 1H2015-1 534-1 615 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 11
Segment Wytwarzanie wysoki wynik dzięki niższym kosztom paliw w 1H 4 mln PLN 14% 43% 89% 1 035 1 031 1H2014 288 412 133 251 1H2015-902 -780 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 12
Redukcja kosztów operacyjnych po eliminacji wpływu obligo giełdowego w 1H (m PLN) 1H2014 1H2015 % Zużycie surowców i materiałów (1 238) (1 098) (11%) Świadczenia pracownicze (1 373) (1 281) (7%) Usługi obce (1 400) (1 278) (9%) Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (1 078) (546) (49%) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 375 435 16% Amortyzacja (1 298) (1 387) 7% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (6 012) (5 155) (14%) Koszt sprzedanego gazu (8 200) (12 626) 54% Koszty operacyjne ogółem (14 212) (17 781) 25% 13
Zadłużenie i źródła finansowania 8 6 4 2 0-2 8000 6000 4000 2000 0 Źródła finansowania na 30.06.2015r. (m PLN) Zadłużenie (mld PLN) 6,2 6,1 2,7 8 500 2,5 2 000 dostępne 1 000 160 0 2 500 0 220 2 100 7,3 3,4 Zadłużenie 5,8 5,4 5,2 2,9 0,7 wykorzystane 2 940 Obligacje Obligacje Program BGK Reserve Based Euroobligacje gwarantowane krajowe (2017) (programy ważne do 2019-2020) (2020) Loan (2017) (program ważny do 2016; zapadalność emisji 2017) 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15 Dług netto -0,2 Dostępne programy na 14,6 mld PLN, w tym 9,6 mld gwarantowane. Akumulacja gotówki dla wypłaty dywidendy (wypłacona 04.08.2015). 13.08.2015 PGNiG Upstream International podpisało nową umowę kredytu zabezpieczonego złożami (reserve based loan), powiększając jego wartość do 400 mln USD. Tym samym zwiększyła się skala samofinansowania PUI oraz możliwości finansowe Grupy PGNiG. Kredyt ma charakter odnawialny i został udzielony na okres siedmiu lat, z dwuipółrocznym okresem karencji. 14
Informacja o realizacji Planu Górnictwa Naftowego PGNiG SA za I półrocze 2015 Wykonanie finansowe PGN za 1H 2015 (PGNiG SA) w mln PLN 800 600 Plan PGN 1H2015 (mln PLN) Wykonanie finansowe 1H2015 (mln PLN) 720 595 400 349 318 200 0 14 12 Wiercenie otworów Zagospodarowanie Złóż i Odwiertów 99 88 Pozostałe krajowe Poszukiwania i Wydobycie 50 38 Zagraniczne Poszukiwania i Wydobycie 93 77 81 44 Magazynowanie Liczba realizowanych wierceń w 1H 2015 w podziale na rodzaj otworu Rodzaj plan Ilość otworów realizacja ilość metraż [mb] ilość metraż [mb] zakończone P - poszukiwawcze 12 22 910 8 15 753 7 B - badawcze 4 12 720 2 3 532 0 R - rozpoznawcze 11 16 290 6 9 245 4 razem P+B+R 27 51 920 16 28 530 11 E - eksploatacyjne 20 46 244 11 18 128 8 ŁĄCZNIE WIERCENIA 47 98 164 27 46 658 19 Remonty i Likwidacje PGN I-VI razem Łącznie w okresie 6 miesięcy 2015 prowadzono wiercenie 27 otworów, co stanowi ok. 57% ilości wierceń zaplanowanych w PGN. Metraż wykonanych wierceń stanowi ok. 47,5% metrażu zaplanowanego na rok 2015. 15
Efekty poszukiwań i zagospodarowania złóż Odwierty poszukiwawczo rozpoznawcze z wynikiem pozytywnym: odwierty poszukiwawcze, gazowe: Świniary-1; Olchowiec-2; Pruchnik-28; odwierty rozpoznawcze, gazowe: Kowale-3; Przeworsk-20; Siedleczka-7K; Szacowane zasoby wydobywalne odkryte tymi odwiertami to około 3,5 mld m3 gazu (22,88 mln boe). Odwiercono także otwór Rizq-1 w Pakistanie (ok. 4,5 mld m3 gazu). Suma odkrytych w 1H2015 zasobów: 49,8 mln boe, w tym: Polska 23,3 mln boe Pakistan 26,5 mln boe Odwierty eksploatacyjne z wynikiem pozytywnym: trzy odwierty ropne na złożu LMG; trzy odwierty gazowe na złożu Paproć; jeden odwiert gazowy na złożu Pruchnik; Przewidywana produkcja roczna odwiertów to: ropnych - 125 tys. ton (0,85 mln boe); gazowych - 50 mln m3 (0,32 mln boe). Zagospodarowanie złóż Podłączenie ośmiu odwiertów; Przewidywana produkcja z tych odwiertów to 74 mln m3 (0,48 mln boe) gazu rocznie. Suma przewidywanej produkcji z odwiertów ropnych i gazowych: 1,65 mln boe 16
Wydobycie i zasoby Grupy PGNiG w podziale na jednostki organizacyjne Udział w wydobyciu za I półrocze 2015 wydobycie przeliczone na boe Stan zasobów węglowodorów - na dzień 30 czerwca 2015 (zasoby przeliczone na mln boe) 21% 1% 25% SANOK 76,9 82,2 227,2 ZIELONA GÓRA * NORWEGIA 53% PAKISTAN 418,9 SANOK ZIELONA GÓRA NORWEGIA PAKISTAN 17
Wyniki finansowe za 2 kwartał 2015
Efektywny operacyjnie 2Q oraz niższy R/R wpływ zdarzeń jednorazowych 15% 11% 30% 55% 83% 6 846 7 895 1,45 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE 2Q2014 1 286 1 670 611 947 340 621 2Q2015-6 235-6 948 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT Zysk netto 20
Istotny wpływ spadku cen ropy na wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 2Q 1 809 27% 19% 40% 23% 1 316 2Q2014 815 664 471 286 2Q2015-1 338-1 030 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 21
Znacznie wyższy R/R wynik EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie w 2Q 24% 18% 276 271 5 357 6 634 mln PLN 1,45 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE mln PLN 2Q2014 2Q2015 205 162-71 -109-5 466-6 472 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 22
Dobre wyniki w 2Q stabilnego segmentu Dystrybucja 12% 13% 43% 74% 964 1 078 488 697 273 477 2Q2014 2Q2015-691 -601 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 23
Segment Wytwarzanie wysoki wynik dzięki niższym kosztom paliw w 2Q 10% 17% 42% 25 mln PLN 384 343 2Q2014 2Q2015 72 102-1 24-385 -319 Przychody ze sprzedaży Koszty operacyjne EBITDA EBIT 24
Redukcja kosztów operacyjnych po eliminacji wpływu obligo giełdowego w 2Q (m PLN) 2Q2014 2Q2015 % Zużycie surowców i materiałów (551) (467) (7%) Świadczenia pracownicze (687) (583) (15%) Usługi obce (815) (755) (7%) Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (669) (229) (66%) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 185 229 24% Amortyzacja (675) (723) 7% Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (3 212) (2 528) (21%) Koszt sprzedanego gazu (3 023) (4 420) 46% Koszty operacyjne ogółem (6 235) (6 948) 11% 25