Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I połowę i II kwartał 216 roku 12 sierpnia 216 r.
1. Czynniki wpływające na wynik finansowy 2. Podstawowe wyniki finansowe Q2 216 3. Podstawowe wyniki finansowe H1 216 4. Segmentowe ujęcie EBITDA GK PGNiG Agenda 5. Wyniki finansowe w poszczególnych segmentach działalności Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 6. Koszty operacyjne 7. Program Poprawy Efektywności 8. Załączniki
Czynniki wpływające na wynik finansowy Zauważalny wpływ redukcji taryf na przestrzeni ostatnich okresów na cenę sprzedaży gazu. W Q2 216 obniżenie średniej regulowanej ceny o 16% R/R i 8% Q/Q 9-miesięczna średnia cen ropy spadła Wzmocnienie USD i EUR wobec PLN R/R w Q2 216 o 46% R/R i o 18% Q/Q PLN USD/bbl 4,5 12 4,37 4,9 +6,9% 1 4, 3,87 8 78-46% 3,7 +4,6% 62-26% 6 3,5 46 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 4 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD 42 3, 2 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 1'14 4'14 6'14 9'14 12'14 3'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce i cena gazu na TGE Uwagi: Cena na wykresie agreguje sprzedaż po cenach taryfowych PGNiG SA i PGNiG OD do klientów w Polsce. Nie obejmuje transakcji na TGE, wpływu rabatów i sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż. Dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach gazu to kwartał, sezon (lato/zima) i rok gazowy. Rynek spotowy pełni funkcję uzupełniającą. 3 PLN/MWh 12 117 115 112 16 15 12 1 8 6 4 2 TGE (rynek dnia następnego) Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce Grupy PGNiG 1'14 4'14 7'14 1'14 1'15 4'15 7'15 1'15 1'16 4'16 94
Podstawowe wyniki finansowe Q2 216 Wyniki operacyjne pod istotnym wpływem zdarzeń jednorazowych R/R [mln PLN] Q2 215 Q2 216 % Przychody ze sprzedaży 7 895 6 369 (19%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (6 225) (5 632) (1%) EBITDA 1 67 738 (56%) Amortyzacja (723) (665) (8%) EBIT 947 73 (92%) Wynik na działalności finansowej 14 (68) Zysk netto 621 (115) Kurs akcji PGNiG w Q2 216 PLN 5,8 5,6 5,4 5,2 5 4,8 4,6 4,4 PGNiG WIG2 4,2 4'16 5'16 6'16 4 Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 1,4 mld PLN (4,6 mld PLN w Q2 216), przy 2% spadku wolumenu sprzedaży do 4,4 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 192 mln PLN w Q2 216 przy spadku o 36 tys. ton R/R wolumenu sprzedaży do poziomu 336 tys. ton. Znaczący wpływ miał spadek cen ropy o blisko 26% R/R. Koszt sprzedanego gazu niższy o blisko 3%, czyli 1,3 mld PLN R/R. Spadek amortyzacji R/R o 71 mln w Norwegii ze względu na przeszacowanie zasobów na złożu Skarv pod koniec 215 roku. Wpływ netto zawiązanych/rozwiązanych odpisów oraz spisanych w koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki na -714 mln w Q2 16 wobec -333 mln w Q2 15 (zmiana -381 mln PLN). Wzrost kosztów z tytułu odsetek o 43 mln PLN R/R (z 22 na 65 mln PLN), głównie w związku ze zmianą wyceny obligacji według zamortyzowanego kosztu. Wpływ wyceny udziałów w PGG metodą praw własności na wynik netto wyniósł -41 mln zł.
Podstawowe wyniki finansowe H1 216 Znaczący wpływ spadku ceny surowców na wyniki operacyjne [mln PLN] H1 215 H1 216 % Przychody ze sprzedaży 2 39 17 349 (15%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (16 394) (14 218) (13%) EBITDA 3 996 3 131 (22%) Amortyzacja (1 387) (1 337) (4%) EBIT 2 69 1 794 (31%) Wynik na działalności finansowej (58) (2) (66%) Zysk netto 1 865 1 271 (32%) PLN 5,8 5,6 5,4 5,2 Kurs akcji PGNiG w H1 216 Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,2 mld PLN (13,2 mld PLN w H1 216), przy stabilnym R/R wolumenie sprzedaży sięgającym 12 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 313 mln PLN w H1 216 przy stabilnym R/R wolumenie sprzedaży, sięgającym 734 tys. ton. Wpływ netto zawiązanych/rozwiązanych odpisów oraz spisanych w koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki wyniósł -554 mln PLN w H1 216 wobec -296 mln PLN w H1 215 (zmiana -258 mln PLN). 52 mln PLN zysku w H1 216 vs -2 mln PLN straty w H1 215 z tytułu różnic kursowych na denominowanym w USD kredycie RBL (reserve based loan). 5 4,8 Koszt sprzedanego gazu niższy o 2%, czyli 2,5 mld PLN R/R. Wpływ wyceny udziałów w PGG metodą praw własności na wynik netto wyniósł -41 mln zł. 4,6 4,4 PGNiG WIG2 4,2 1'16 2'16 3'16 4'16 5'16 6'16 5
Segmenty EBITDA H1 216 Poszukiwanie i Wydobycie Obniżenie przychodów ze sprzedaży ropy i kondensatu o 312 mln PLN R/R (-28%). Wpływ odpisów w segmencie w H1 216 na -68 mln PLN wobec -165 mln PLN rok wcześniej. Obrót i Magazynowanie Niższe jednostkowe koszty zakupu gazu i niższe ceny rynkowe i taryfowe sprzedaży. Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie gazu w H1 216 na +216 mln PLN. Dystrybucja Wzrost wolumenu o 5% w H1 216 R/R. Poprawa efektywności kosztowej dzięki PPE. Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła przy zmniejszonych kosztach zakupu paliw. Udział segmentów w wyniku EBITDA GK PGNiG Wytwarzanie 14% H1 216 Poszukiwanie i Wydobycie 16% [mln PLN] H1 215 H1 216 % Udział w wyniku GK Poszukiwanie i Wydobycie 1 542 495 (68%) 16% Obrót i Magazynowanie 824 77 (7%) 25% Dystrybucja 1 218 1 423 17% 45% Wytwarzanie 412 45 9% 14% Pozostałe, eliminacje - (7) Razem 3 996 3 131 (22%) Spadek EBITDA Grupy PGNiG H1 216 vs H1 215 mln PLN 4 35 3 25 2 +25 +38-7 -1 47-54 3 996 Dystrybucja 45% 1% H1 215 39% 3% 21% Obrót i Magazynowa nie 25% 15 1 5 H1 215 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe H1 216 3 131 6
Segment Poszukiwanie i Wydobycie Zawiązanie odpisów aktualizujących oraz negatywny wpływ niskich notowań ropy naftowej pogłębiony przez spadek wolumenu sprzedaży [mln PLN] Q2 215 Q2 216 % Przychody ze sprzedaży 1 316 1 93 (17%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (652) (1 217) 87% EBITDA 664 (124) Amortyzacja (378) (289) (24%) EBIT 286 (413) Komentarz: Zmniejszenie przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 192 mln PLN) przy spadającej o blisko 23% cenie ropy wyrażonej w PLN oraz 1% spadku wolumenu sprzedaży do 336 tys. ton. Wpływ odpisów na aktywach i spisanych w koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki w Q2 216 na -749 mln PLN wobec -365 mln PLN rok wcześniej. Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych R/R o 54 mln PLN m.in. w związku z zawiązanymi rezerwami na świadczenia pracownicze. Zmniejszenie amortyzacji w Norwegii o 71 mln PLN R/R w związku z przeszacowaniem zasobów na złożu Skarv w końcu 215 roku. 7 Stabilne wydobycie gazu ziemnego oraz wyższe ropy naftowej w Q2 216 R/R mld m 3 tys. ton 1,6 6 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,1 45,8 386 367 358 348 31 34 317 328 271 3,4 15 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16
Segment Obrót i Magazynowanie (1/2) 7% marży na paliwie gazowym E przy marży operacyjnej tego produktu -2% w Q2 216 [mln PLN] Q2 215 Q2 216 % Przychody ze sprzedaży 6 634 5 264 (21%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (6 429) (5 154) (2%) Komentarz: Spadek przychodów ze sprzedaży gazu segmentu OiM z 6,2 do 4,8 mld PLN w wyniku spadku cen sprzedaży (obniżka taryf i aktywnie prowadzona polityka cenowa wobec największych odbiorców). Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie gazu w Q2 216 na +51 mln PLN (saldo odpisu na koniec Q2 216 wynosi 37 mln PLN). W wynikach Q2 215 dodatni wpływ zawiązania odpisu na zapas gazu na +25 mln PLN. Udział spółki PST w przychodach ze sprzedaży gazu: 41 mln PLN wobec 49 mln PLN w Q2 215. Udział sprzedaży energii elektrycznej w przychodach w Q2 216 to 457 mln PLN wobec 357 mln PLN rok wcześniej. Wpływ transakcji zabezpieczających zakup gazu, zawartych w latach 214-215, przy wyższych cenach rynkowych wyniósł -218mln PLN w Q2 216 wobec -78 mln PLN w Q2 215. 8 EBITDA 25 11 (46%) Amortyzacja (43) (64) 49% EBIT 163 47 (71%) Ujemna marża operacyjna na gazie E Dodatnia marża na paliwie gazowym E 6% 12% narastająco kwartał 4% 1% 4% 1% 9% 3% 2% 8% 8% 2% 8% 1% 2% 1% 7% 7% % 6% 7% % 6% 5% -1% -2% -1% 9% 9% 9% -2% -1% 4% 8% 8% -2% 7% 7% 7% 6% -2% -3% -3% -4% -3% -3% 2% Marża kwartalna Marża średnioroczna -6% % Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16
Segment Obrót i Magazynowanie (2/2) Pierwsze dostawy LNG do terminalu w Świnoujściu w czerwcu 216 r. Komentarz: Wzrost sprzedaży gazu do klientów PST R/R o blisko 21%. Zwiększone zakupy gazu R/R w grupach: zakłady azotowe oraz rafinerie i petrochemia. Niższy wolumen sprzedaży do pozostałych odbiorców przemysłowych (różne sektory) i grupy handel, usługi wpływ zmian sprzedawcy. Stan magazynów gazu na 31 lipca 216: 2,8 mld m 3 Struktura importu gazu do Polski w H1 216 r. Kierunek zachodni i południowy 1% LNG 4% H1 216 % 2% H1 215 8% Kierunek wschodni 95% Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q2 216 niższa R/R o,1 mld m 3, przy porównywalnym wolumenie sprzedaży PGNiG SA na TGE mld m 3 1 7,5 5 2,5 3,3 2,5 3,6 2,72 6,8 7,7 2,6 1,25 Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG 4,8 3,9 1,8 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Grupa PGNiG* wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi,25,22,31,34,34,28,48,58,45,47,51,7,69,68 2,77 6,5 1,74 Stan magazynów gazu 8,91 1,59 1,62, 2, 4,7 1,61 2Q'15 2Q'16 mld m 3 9 * PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST
Segment Dystrybucja Stabilny wolumen dystrybucji gazu i porównywalne R/R wyniki segmentu [mln PLN] Q2 215 Q2 216 % Przychody ze sprzedaży 1 78 1 65 (1%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (381) (4) 5% EBITDA 697 665 (5%) Amortyzacja (22) (23) 5% EBIT 477 435 (9%) Komentarz: Wolumen dystrybuowanych gazów o 1% wyższy R/R sięgający 2,5 mld m 3 (nowe przyłącza). Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 23 mln PLN R/R (3%). Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu niższe R/R: +156 mln PLN w Q2 216 wobec +172 mln PLN rok wcześniej. Wpływ na wynik jest zgodny z założeniami temperaturowej metody szacowania sprzedaży. W Q2 215 rozwiązanie rezerwy na bezumowne korzystanie z gruntów na 39 mln PLN. 1 mln m 3 4 3 Wolumen dystrybuowanych gazów 3 488 3 256 1 59 1 68 2 24 2 5 1 882 2 1 588 1 681 1 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Przychód z usług dystrybucyjnych mln PLN 15 1 345 1 264 125 1 125 1 144 1 91 924 841 81 753 75 5 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16
Segment Wytwarzanie Słabsze wyniki operacyjne segmentu Komentarz: Rozpoczęcie konsolidacji PEC Jastrzębie. Stabilne przychody ze sprzedaży ciepła - 191 mln PLN przy wolumenie niższym o 9% i przy wzroście taryfy na ciepło od sierpnia 215 r. Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z handlu R/R o 3 mln PLN do poziomu 6 mln PLN w związku ze wzrostem wolumenu sprzedaży. Przychody ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R na stałym poziomie 14 mln PLN. Spadek o 17% R/R kosztów zakupu węgla do poziomu -92 mln PLN w Q2 216 oraz zmiana struktury zużycia paliw spalanie biomasy. Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych R/R o 16 mln PLN związany m.in. ze zwiększeniem zatrudnienia po zakupie PEC Jastrzębie. Wolumen sprzedaży w Q2 216: Sprzedaż ciepła na poziomie 5,3 PJ, czyli o 9% mniej R/R. Energia elektryczna (z produkcji):,6 TWh, czyli o 13% mniej R/R. [mln PLN] Q2 215 Q2 216 % Przychody ze sprzedaży 343 381 11% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (241) (293) 22% EBITDA 12 88 (14%) Amortyzacja (78) (8) 3% EBIT 24 8 (67%) Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN 5 Energia elektryczna Ciepło 433 379 388 485 4 3 2 176 192 191 228 226 118 182 113 187 1 15 14 14 66 66 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 11
Istotny spadek kosztu sprzedanego gazu w Q2 216 Istotny wpływ zdarzeń jednorazowych zrekompensowany spadkiem kosztu sprzedanego gazu Komentarz: Wzrost kosztów pracy w związku z konsolidacją PEC Jastrzębie oraz zawiązaniem rezerw na przyszłe świadczenia pracownicze. Spisanie 2 odwiertów negatywnych w Q2 216 vs 6 odwiertów w Q2 215. W Q2 216 wpływ zawiązania odpisu na majątek trwały na -725 mln PLN (Q2 215-195 mln PLN). Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie gazu w Q2 216 na +51 mln PLN (saldo odpisu na koniec Q2 216 wynosi 37 mln PLN). W wynikach Q2 215 wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu wyniosła +25 mln PLN. Zmiana stanu rezerw w wysokości +141 mln zł w Q2 215 (rozwiązanie rezerw na likwidację odwiertów) i -28 mln zł w Q2 216 Spadek kosztu sprzedanego gazu w związku z niższymi kosztami jednostkowymi zakupu gazu ziemnego. [mln PLN] Q2 215 Q2 216 % Paliwa do produkcji ciepła i energii (12) (15) (13%) Zużycie pozostałych surowców i materiałów (347) (389) 12% Świadczenia pracownicze (583) (639) 1% Usługa przesyłowa (276) (271) (2%) Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki (175) (36) (79%) Pozostałe usługi obce (33) (313) 3% Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (229) (913) x4 Zmiana stanu odpisów (16) (678) x4 Zmiana stanu rezerw 141 (28) (12%) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 229 161 (3%) Amortyzacja (723) (665) (8%) Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (2 528) (3 17) 25% Koszt sprzedanego gazu (4 42) (3 126) (29%) Koszty operacyjne ogółem (6 948) (6 296) (9%) 12
PPE Blisko 1 mld zł oszczędności do 217 roku Program prowadzi do trwałej redukcji bazy kosztów zarządzalnych we wszystkich kluczowych segmentach Grupy PGNiG Cele Programu: Zdefiniowanie celów poprawy efektywności dla poszczególnych segmentów i podmiotów wewnątrz Grupy PGNiG oraz wynikających z nich korzyści jakościowych. Zdefiniowanie zakresu działań i przypisanie konkretnych inicjatyw do poszczególnych segmentów biznesowych na podstawie zidentyfikowanych obszarów poprawy efektywności. Realizacja w perspektywie do końca roku 217 roku inicjatyw poprawiających efektywność funkcjonowania Grupy PGNiG. 153 mln zł oszczędności wypracowane w H1 216 OPEX pozostały 24 mld PLN 13 Koszty operacyjne w ramach PPE OPEX ogółem 29 mld PLN w 213 r. OPEX Zarządzalny 5 mld PLN Kluczowe koszty poza PPE: Koszty zakupu gazu Koszty zakupu innych paliw Koszty usług przesyłowych Amortyzacja 12 1 8 6 4 2 PLNm Plan narastająco 979 +7% Realizacja narastająco 835 765 612 +5% 571 26 275 214 215 216 217
Informacje kontaktowe Kalendarz publikacji raportów okresowych Aleksandra Dobosiewicz Kierownik Działu Tel: +48 22 589 46 71 Kom: +48 665 4 847 Faks: +48 22 691 81 23 E-mail: aleksandra.dobosiewicz@pgnig.pl 9 listopada Weronika Zając Specjalista ds. Relacji Inwestorskich Tel: +48 22 589 46 51 Kom: +48 885 888 87 Faks: +48 22 691 81 23 E-mail: weronika.zajac@pgnig.pl Raport za III kwartał 216 r. Okres zamknięty: 27.1-9.11.216 r. Marcin Piechota Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich Tel: +48 22 589 43 22 Kom: +48 885 889 89 Faks: +48 22 691 81 23 E-mail: marcin.piechota@pgnig.pl Więcej informacji Strona internetowa relacji inwestorskich www.ri.pgnig.pl Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 1-224 Warszawa www.pgnig.pl 14
Załączniki Zmiany na polskim rynku gazu Obrót i sprzedaż detaliczna gazu Wolumeny operacyjne Zadłużenie i źródła finansowania Bilans, cash flow, wskaźniki finansowe i zatrudnienie
6.215: 89% 6.216: 88% Zmiany na polskim rynku gazu Liberalizacja rynku gazu wpływa na udział PGNiG w imporcie oraz strukturę sprzedaży Komentarz: Od 1.8.214 r. wolumen sprzedaży gazu przez Grupę PGNiG zawiera zarówno sprzedaż giełdową PGNiG SA, jak i sprzedaż PGNiG OD do klientów końcowych i na giełdzie. Sprzedaż PGNiG OD uwzględnia również gaz zaazotowany, który został ujęty w tabeli w ekwiwalencie gazu E. Wolumen sprzedaży gazu [mln m 3 ] Q2 215 Q2 216 % Grupa PGNiG ogółem 4 83 4 738 (1%) PGNiG SA 2 893 2 897 - w tym PGNiG SA poprzez TGE 1 551 1 577 2% PGNiG Obrót Detaliczny 1 492 1 329 (11%) Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* 1% * 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. Dane na wykresie nie wskazują na udział w polskim rynku gazu. Pochodzą one z publikowanych przez OGP Gaz-System wolumenów gazu przesyłanych przez interkonektory. 8% 6% 4% 2% % 1'13 4'13 6'13 9'13 12'13 3'14 6'14 9'14 12'14 3'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 16
Obrót i sprzedaż detaliczna gazu po 1 sierpnia 214 r. Wydobycie Zakup gazu PGNiG SA Sprzedaż do największych klientów: pow. 25 mln m 3 rocznie 4,6 mld m 3 sprzedanego gazu w 214 r. 4,3 mld m 3 sprzedanego gazu w 215 r. Sprzedaż bezpośrednia,93 mld m 3 gazu w 214 r.,72 mld m 3 gazu w 215 r. Towarowa Giełda Energii 3,74 mld m 3 w 214 r. 8,9 mld m 3 w 215 r. Towarowa Giełda Energii (TGE) PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. 6,7 mln klientów zużycie 7,7 mld m 3 gazu w 214 r., z czego PGNiG OD dostarczyła w okresie sierpieńgrudzień ponad 3,2 mld m 3 zużycie 7,5 mld m 3 gazu w 215 r. Sprzedaż na TGE realizowana przez PGNiG SA oraz zakupy na TGE przez PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która rozpoczęła działalność operacyjną 1 sierpnia 214 roku, nie podlegają eliminacji w sprawozdaniu skonsolidowanym i są wykazywane w segmencie Obrót i Magazynowanie. Dane w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (bez eliminacji w ramach Grupy). 17
Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] Q2 216 Q1 216 FY 215 Q4 215 Q3 215 Q2 215 Q1 215 FY 214 Q4 214 Q3 214 Q2 214 Q1 214 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 487 59 2 31 58 515 57 51 1 876 44 475 482 479 w tym w Polsce 349 359 1 458 369 359 362 367 1 457 368 361 362 367 w tym w Norwegii 138 15 573 138 156 145 134 419 73 114 12 112 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 596 67 2 599 691 622 62 684 2 627 692 582 65 74 w tym w Polsce 584 657 2 547 677 61 589 671 2 569 677 567 636 69 w tym w Pakistanie 13 13 52 13 12 13 13 58 14 15 15 14 RAZEM (przeliczony na E) 1 83 1 179 4 629 1 198 1 137 1 19 1 185 4 53 1 132 1 57 1 132 1 182 Wydobycie razem przeliczone na kboe/d 77 84 81 84 8 79 83 8 79 74 8 85 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 4 439 7 572 21 665 6 151 3 674 4 521 7 32 17 358 6 47 3 284 3 78 4 526 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 571 764 2 271 68 639 52 522 1 76 488 363 444 465 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 299 413 1 335 39 262 282 41 1 252 334 272 271 375 RAZEM (przeliczony na E) 4 738 7 986 23 6 541 3 936 4 83 7 721 18 69 6 84 3 556 3 349 4 9 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 189 23 764 21 176 175 212 8 25 177 18 238 IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 2 837 2 74 9 33 1 863 2 398 2 495 2 574 9 7 2 423 2 143 2 594 2 541 w tym: kierunek wschodni 2 623 2 657 8 155 1 774 2 329 2 219 1 833 8 97 1 751 1 85 2 515 2 26 ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 328 348 1 428 358 367 317 386 1 27 271 34 31 322 w tym w Polsce 176 23 765 27 24 147 27 789 214 188 184 23 w tym w Norwegii 152 145 664 151 163 17 18 418 57 116 126 119 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 26 28 29 29 29 26 31 24 22 24 25 26 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu 336 398 1 391 315 356 372 348 1 169 249 262 373 287 w tym w Polsce 172 25 772 211 196 148 217 78 213 181 185 21 w tym w Norwegii 164 193 619 14 16 224 131 389 36 81 188 85 PGNiG TERMIKA Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 5 39 16 152 36 29 12 643 2 71 5 81 15 55 36 617 12 98 2 867 5 336 15 434 Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh] 59 1 39 3 487 1 136 328 674 1 349 3 555 1 132 386 648 1 39 18
Zadłużenie i źródła finansowania Mocna pozycja finansowa mln PLN 1 Źródła finansowania (stan na 3.6.216 r.) dostępne wykorzystane 8 6 4 8 5 2 3 1 2 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 219-22) Zadłużenie na koniec kwartału 2 5 1 1 3 2 21 Obligacje krajowe (217) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Euroobligacje (program ważny do 216; zapadalność emisji 217) 27 Komentarz: Dostępne programy na 14,9 mld PLN, w tym 9,8 mld PLN gwarantowane. W sierpniu 215 PGNiG Upstream International podpisało nową umowę kredytu zabezpieczonego złożami (reserve based loan), powiększając jego wartość do 4 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. mld PLN 1 8 6 4 2-2 -4 Zadłużenie Dług netto 7,3 6,1 6,4 6,4 6,4 6,4 5,8 5,4 5,2 1,6 3,4 2,5 2,9 -,2,1,7 Q2'14 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16-1,9-1,7 19
Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Bilans Grupy (stan na 3.6.216 r.) mln PLN 6 Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 5 13 636 4 31 255 3 2 36 561 1 533 1 8 49 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 11,% ROE ROA 9,4% 8,2% 8,% 6,6% 6,7% 6,9% 5,8% 4,3% 4,7% 4,% 4,3% 5,% Zatrudnienie (stan na koniec roku) tys. Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 4 33,1 32,3 31,2 2,2 2,3 29,3 3 2, 1,1 1,1 1,6 25,7 1,1 13,9 1,3 13,3 13,1 1,1 2 12,2 1,7 5, 4,7 4,4 4,2 1 3,7 12,1 11, 1,8 1,2 8,9 31 grudnia 211 31 grudnia 212 31 grudnia 213 31 grudnia 214 31 grudnia 215 mln PLN 1 Skonsolidowane przepływy pieniężne (1.1.216 r. - 3.6.216 r.) +576 +672 2,% 211 212 213 2 14 215 8 +1 769-155 -56-768 +17 3, 2,4 1,8 1,2 Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności2,2 1,6 1,2,9 1,6 2,5 2,1 6 4 2 6 238 8 115,6, 1,1,7,9 211 212 213 2 14 215 Gotówka (1.1.216) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana KO CF inwestycyjny CF finansowy Gotówka (3.6.216) 2