Wyniki finansowe Grupy PGNiG za III kwartał i 9 miesięcy 216 roku 9 listopada 216 r.
Spis treści 1. Czynniki wpływające na wynik finansowy 2. Podstawowe wyniki finansowe Q3 216 3. Podstawowe wyniki finansowe Q1-3 216 4. Segmentowe ujęcie EBITDA GK PGNiG 5. Wyniki finansowe segmentów 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 Q3 216 obniżenie średniej regulowanej ceny o 15% R/R i 4% Q/Q PLN 4,5 4, 3,5 Wzmocnienie USD i EUR wobec PLN R/R 4,19 3,77 +3,6% +3,3% 4,34 3,89 USD/bbl 12 1 8 6 4 9-miesięczna średnia cen ropy spadła w Q3 216 o 36% R/R 64 5-36% -9% 46 41 3, 2 4'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 4'14 6'14 9'14 12'14 3'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 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 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. Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce i cena gazu na TGE PLN/MWh 12 117 115 112 11 12 1 94 9 9 8 7 6 5 TGE (rynek dnia następnego) Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce Grupy PGNiG 4 1'14 2'14 4'14 5'14 7'14 8'14 9'14 11'14 12'14 2'15 3'15 5'15 6'15 8'15 9'15 11'15 12'15 2'16 3'16 5'16 6'16 8'16 9'16 16 15 3
Podstawowe wyniki finansowe Q3 216 Wyniki Q3 216 pod wpływem planowanego 3 tygodniowego przestoju na złożach produkcyjnych w Norwegii [mln PLN] Q3 215 Q3 216 % Przychody ze sprzedaży 6 35 5 71 (1%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (4 992) (4 563) (9%) EBITDA 1 313 1 138 (13%) Amortyzacja (686) (619) (1%) EBIT 627 519 (17%) Wynik na działalności finansowej (97) 6 - Zysk netto 292 357 22% Kurs akcji PGNiG w Q3 216 PLN 6,2 6 5,8 5,6 5,4 5,2 5 PGNiG WIG2 4,8 7'16 8'16 9'16 4 Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o,6 mld PLN (4,1 mld PLN w Q3 216), przy 1% wzroście wolumenu sprzedaży do 4, mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 11 mln PLN w Q3 216 przy spadku o 69 tys. ton R/R wolumenu sprzedaży do poziomu 287 tys. ton. Znaczący wpływ miał spadek cen ropy o blisko 9% R/R. Koszt sprzedanego gazu niższy o ponad 16%, czyli,5 mld PLN R/R. Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w Q3 216 w wysokości 73 mln PLN. Spadek amortyzacji R/R o 73 mln PLN w Norwegii ze względu na przeszacowanie zasobów na złożu Skarv pod koniec 215 roku. 41 mln PLN zysku w Q3 216 vs -32 mln PLN straty w Q3 215 z tytułu różnic kursowych na denominowanym w USD kredycie RBL (reserve based loan). Wpływ wyceny udziałów w PGG metodą praw własności na wynik netto wyniósł -18 mln PLN. W Q3 215 w pozycji Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności rozpoznane -51 mln PLN odpisu na wartości udziałów w spółce SGT EUROPOL GAZ S.A.
Podstawowe wyniki finansowe Q1-3 216 Znaczący wpływ spadku ceny surowców na wyniki operacyjne [mln PLN] Q1-3 215 Q1-3 216 % Przychody ze sprzedaży 26 695 23 5 (14%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (21 386) (18 781) (12%) EBITDA 5 39 4 269 (2%) skor. EBITDA* 5 458 4 983 (9%) Amortyzacja (2 73) (1 956) (6%) EBIT 3 236 2 313 (29%) Wynik na działalności finansowej (155) (14) (91%) Zysk netto 2 157 1 628 (25%) Kurs akcji PGNiG w Q1-3 216 PLN 5,8 5,6 5,4 5,2 5 4,8 4,6 4,4 PGNiG WIG2 4,2 1'16 2'16 3'16 4'16 5'16 6'16 7'16 8'16 9'16 5 * EBITDA skorygowana o wartość odpisów na majątku trwałym Przychody ze sprzedaży gazu wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,8 mld PLN (17,3 mld PLN w 9M 216), przy stabilnym R/R wolumenie sprzedaży sięgającym ponad 16 mld m 3. Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu niższe o 422 mln PLN w 9M 216 przy malejącym R/R wolumenie sprzedaży, sięgającym 1 21 tys. ton. Koszt sprzedanego gazu niższy o 19%, czyli 3, mld PLN R/R. Spadek amortyzacji R/R o 165 mln PLN w Norwegii ze względu na przeszacowanie zasobów na złożu Skarv pod koniec 215 roku. Znaczący wpływ odpisów aktualizujących na majątek trwały zawiązanych w Q2 216 i Q2 215: odpowiednio -714 mln PLN i -149 mln PLN. Skorygowana EBITDA obniżyła się o 9% R/R. 93 mln PLN zysku w 9M 216 vs -52 mln PLN straty w 9M 215 z tytułu różnic kursowych na denominowanym w USD kredycie RBL (reserve based loan). Wpływ wyceny udziałów w PGG metodą praw własności na wynik netto wyniósł -6 mln PLN.
Segmenty EBITDA Q1-3 216 Poszukiwanie i Wydobycie Obniżenie przychodów ze sprzedaży ropy i kondensatu R/R o 422 mln PLN R/R (-27%). Wpływ odpisów w segmencie w 9M 216 na -71 mln PLN wobec -142 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 9M 216 na +19 mln PLN. Dystrybucja Wzrost wolumenu o 7% w 9M 216 R/R. W 9M 216 wpływ bilansowania systemu na +145 mln PLN (+194 mln PLN rok wcześniej). Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła i Ee przy zmniejszonych kosztach zakupu paliw. Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w Q3 216 w wysokości 73 mln PLN. Udział segmentów w wyniku EBITDA Grupy Wytwarzanie 13% 34% Q1-3 216 8% Q1-3 215 43% Poszukiwanie i Wydobycie 23% [mln PLN] Q1-3 215 Q1-3 216 skor. Q1-3 215* skor. Q1-3 216* Poszukiwanie i Wydobycie 2 39 99 2 444 1 683 Obrót i Magazynowanie 758 761 763 776 Dystrybucja 1 814 1 965 1 816 1 966 Wytwarzanie 417 56 424 565 Pozostałe, eliminacje 11 (7) 11 (7) Razem 5 39 4 269 5 458 4 983 6 5 4 3 2 Spadek EBITDA Grupy PGNiG Q1-3 216 vs Q1-3 215 mln PLN 5 39-1 319 +3 +151 +143-18 4 269 Dystrybucja 46% 14% Obrót i Magazynowa nie 18% 1 Q1-3 215 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Q1-3 216 6 * EBITDA skorygowana o wartość odpisów na majątku trwałym
Segment Poszukiwanie i Wydobycie Negatywny wpływ niskich notowań ropy naftowej pogłębiony przez spadek wolumenu sprzedaży Komentarz: Zmniejszenie przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 11 mln PLN) przy spadającej o blisko 6% cenie ropy wyrażonej w PLN oraz 19% spadku wolumenu sprzedaży do 287 tys. ton. (planowany 3 tygodniowy przestój remontowo-konserwacyjny w Norwegii). Zmniejszenie przychodów ze sprzedaży gazu w segmencie (R/R o 116 mln PLN) w związku z przestojem w Norwegii oraz przestojem technologicznym na złożu Kościan (lipiec), Dębno i Lubiatów (wrzesień). Wzrost opłat od eksploatacji gazu i ropy w Polsce o 23 mln PLN R/R (37 mln PLN w Q3 216). Zawiązanie odpisów aktualizujących majątek trwały na 35 mln PLN wobec rozwiązania odpisów w Q3 215 o 21 mln PLN. Obniżenie kosztów pracy i usług obcych o odpowiednio 17 mln PLN i 27 mln PLN. Zmniejszenie amortyzacji w Norwegii o 73 mln PLN R/R w związku z przeszacowaniem zasobów na złożu Skarv w końcu 215 roku. [mln PLN] Q3 215 Q3 216 % Przychody ze sprzedaży 1 178 957 (19%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (412) (461) 12% EBITDA 766 496 (35%) Amortyzacja (341) (236) (31%) EBIT 425 26 (39%) Spadek wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w Q3 216 R/R mld m 3 tys. ton 1,6 6 1,2 1,1 1,1 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1, 45,8 386 367 358 348 34 317 328 298 271 3,4 15 Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 7
Segment Obrót i Magazynowanie (1/2) 5% marży na paliwie gazowym E przy marży operacyjnej tego produktu -3% w Q3 216 [mln PLN] Q3 215 Q3 216 % Przychody ze sprzedaży 5 296 4 727 (11%) Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (5 362) (4 735) (12%) Komentarz: Spadek przychodów ze sprzedaży gazu segmentu OiM z 4,9 do 4,2 mld PLN w wyniku spadku cen sprzedaży (obniżka taryf i aktywnie prowadzona polityka cenowa wobec największych odbiorców). W Q3 216 wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu -26 mln PLN (utrata kaloryczności w PMG Wierzchowice oraz wycena rynkowa gazu w terminalu LNG). W Q3 215 zawiązanie odpisu na zapasie gazu na -19 mln PLN. Udział spółki PST w przychodach ze sprzedaży gazu: 386 mln PLN wobec 571 mln PLN w Q3 215. Udział sprzedaży energii elektrycznej w przychodach w Q3 216 to 467 mln PLN wobec 371 mln PLN rok wcześniej. Porównywalny wpływ transakcji zabezpieczających zakup gazu: -128 mln PLN w Q3 216 vs. -123 mln PLN w Q3 215. Koszty regazyfikacji LNG powiększają koszt pozyskania gazu. 8 EBITDA (66) (8) (88%) Amortyzacja (43) (65) 51% EBIT (19) (73) (33%) Ujemna marża operacyjna na gazie E Dodatnia marża na paliwie gazowym E 6% 12% 1% narastająco kwartał 4% 1% 4% 8% 2% 8% 2% 1% 8% 2% 7% % 6% 7% 7% % 6% 5% 5% -2% -2% -1% 9% 9% -3% -1% 4% 8% -3% -3% 8% 7% 7% 7% 6% 6% -4% 2% Marża kwartalna Marża średnioroczna -6% % Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16
Segment Obrót i Magazynowanie (2/2) Comiesięczne dostawy LNG do terminalu w Świnoujściu w Q3 216 Komentarz: Zwiększone zakupy gazu R/R w grupach: zakłady azotowe oraz rafinerie i petrochemia. Niższy wolumen sprzedaży do pozostałych odbiorców przemysłowych (różne sektory) wpływ zmian sprzedawcy. Eksport gazu w Q3 216 -,19 mld m 3 Stan magazynów gazu na 3 września 216: 2,8 mld m 3 Zapas LNG w terminalu: 94 mln m 3 (na 3.9.216). 1 7,5 5 2,5 Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q3 216 wyższa R/R o,4 mld m 3, przy stabilnym wolumenie sprzedaży PGNiG SA na TGE 3,6 2,1 2,7 Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 6,8 2,1 7,7 1,3 Grupa PGNiG* wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców 4,8 1,8 3,9 2,4 2,6 2,5 2,4 2,8 6,5 1,9 1,7 8 4,7,9 1,6 4,3 2,7 2,8 3 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 2,8 mld m 3 mld m 3 Struktura importu gazu do Polski w Q3 216 Kierunek zachodni i południow y 7% LNG 13% Q3 216 3% Q3 215 97% Kierunek wschodni 8% Eksport TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi,19,2,19,18,18,31,4,35,46,57,49,51,52,64,61 1,16 1,22 3Q'15 3Q'16, 2, 9 * PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST
Segment Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji gazu w grupach o niższych stawkach taryfowych [mln PLN] Q3 215 Q3 216 % Przychody ze sprzedaży 1 3 1 37 1% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (433) (495) 14% EBITDA 597 542 (9%) Amortyzacja (224) (232) 4% Komentarz: Wolumen dystrybuowanych gazów o 12% wyższy R/R sięgający 1,9 mld m 3 (nowe przyłącza) głównie w grupach taryfowych o niższych stawkach taryfowych. Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 34 mln PLN R/R (4%). Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu niższe R/R: +139 mln PLN w Q3 216 wobec +175 mln PLN rok wcześniej. Wpływ na wynik jest zgodny z założeniami temperaturowej metody szacowania sprzedaży. Wzrost świadczeń pracowniczych R/R o 63 mln PLN do poziomu 242 mln PLN spowodowany m.in. zmianą modelu premiowania i wzrostem wysokości nagrody rocznej. 1 EBIT 374 31 (17%) Wolumen dystrybuowanych gazów Przychód z usług dystrybucyjnych mln m 3 4 1 68 1 59 2 894 2 862 3 2 24 2 5 1 877 2 1 588 1 681 mln PLN 1 5 1 25 1 1 75 5 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 1 345 1 264 1 125 1 144 91 924 835 81 753 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16
Segment Wytwarzanie Konsolidacja SEJ i PEC z wpływem na wyniki segmentu Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 13% do poziomu 128 mln PLN przy wolumenie wyższym o 1% i przy wzroście taryfy na ciepło (w lipcu i w połowie sierpnia). Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee: z handlu R/R o 36 mln PLN do poziomu 74 mln PLN i z wytwarzania R/R o 5 mln PLN do poziomu 71 mln PLN (w związku ze wzrostem wolumenu sprzedaży). Spadek o 7% R/R kosztów zakupu węgla do poziomu -63 mln PLN w Q3 216 oraz zmiana struktury zużycia paliw spalanie biomasy. Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w Q3 216 w wysokości 73 mln PLN Wzrost kosztów świadczeń pracowniczych R/R o 15 mln PLN związany m.in. ze zwiększeniem zatrudnienia po zakupie PEC Jastrzębie i Spółki Energetycznej Jastrzębie. Wolumen sprzedaży w Q3 216: Sprzedaż ciepła na poziomie 3, PJ, czyli o 1% więcej R/R. Energia elektryczna (z produkcji):,4 TWh, czyli o 28% więcej R/R. 11 [mln PLN] Q3 215 Q3 216 % Przychody ze sprzedaży 239 315 32% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (234) (26) (12%) EBITDA 5 11 22x Amortyzacja (74) (83) 12% EBIT (69) 26 Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN 5 433 Energia elektryczna 379 388 Ciepło 4 3 192 191 2 228 226 118 13 182 113 187 1 14 14 66 66 71 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 485
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. Koszty operacyjne w ramach PPE 12 1 mln PLN 177 mln zł oszczędności wypracowane w Q1-3 216 Planned gains (accumulated) Achieved gains (accumulated) +7% OPEX Zarządzalny 5 mld PLN 8 OPEX pozostały 24 mld PLN OPEX ogółem 29 mld PLN w 213 r. Kluczowe koszty poza PPE: Koszty zakupu gazu Koszty zakupu innych paliw Koszty usług przesyłowych Amortyzacja 6 4 2 +5% 979 835 789 571 612 26 275 214 215 216 217 12
Niższe koszty sprzedanego gazu w Q3 216 Wzrost kosztów regazyfikacji, opłat eksploatacyjnych zrekompensowane przez spadek kosztów pozyskania gazu. Komentarz: Wzrost kosztów energii na cele handlowe o 6 mln PLN (31 mln PLN w Q3 216) spowodowany zwiększeniem skali obrotu Ee. Wzrost kosztów pracy w związku z programem racjonalizacji zatrudnienia w PGNiG SA i nowym modelem premiowania w PSG. Wzrost kosztów pozostałych usług obcych w PGNiG SA o koszty regazyfikacji LNG -83 mln PLN. Koszty regazyfikacji powiększają koszt pozyskania gazu. Wzrost opłat od eksploatacji gazu i ropy w Polsce o 23 mln PLN R/R (37 mln PLN w Q3 216). Wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu w Q3 216 na -26 mln PLN (saldo odpisu na koniec Q3 216 wynosi 63 mln PLN). W wynikach Q3 215 wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu wyniósł -19 mln PLN. Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w Q3 216 w wysokości 73 mln PLN. Spadek kosztu sprzedanego gazu w związku z niższymi kosztami jednostkowymi zakupu gazu ziemnego. [mln PLN] Q3 215 Q3 216 % Paliwa do produkcji ciepła i energii (74) (68) (8%) Zużycie pozostałych surowców i materiałów (47) (458) 13% Świadczenia pracownicze (525) (611) 16% Usługa przesyłowa (271) (264) (3%) Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki (25) - Pozostałe usługi obce (288) (375) 3% Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (319) (234) (27%) Zmiana stanu odpisów 6 (66) - Pozostałe przychody operacyjne 8 88 11x Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 26 22 (2%) Amortyzacja (686) (619) (1%) Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (2 389) (2 427) 2% Koszt sprzedanego gazu (3 289) (2 755) (16%) Koszty operacyjne ogółem (5 678) (5 182) (9%) 13
Informacje kontaktowe Więcej informacji 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 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 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 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 1. Zmiany na polskim rynku gazu 2. Obrót i sprzedaż detaliczna gazu 3. Wolumeny operacyjne 4. Zadłużenie i źródła finansowania 5. Bilans, cash flow, wskaźniki finansowe i zatrudnienie
9.215: 88% 9.216: 87% 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 ] 214 215 Q1-3 216 Grupa PGNiG ogółem 18 69 23 16 993 PGNiG SA 13 641 13 228 1 61 w tym PGNiG SA poprzez TGE 3 742 8 89 6 141 PGNiG Obrót Detaliczny 3 29 7 52 4 959 * 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 Q1 216 spowodowany przede wszystkim przez spadek eksportu na Ukrainę. Dane na wykresie nie wskazują na udział w polskim rynku gazu. Pochodzą one z publikowanych przez OGP Gaz-System wolumenów gazu przesyłanych przez interkonektory. 16 1% 8% 6% 4% 2% Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* % 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 9'16 * Udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu), dane miesięczne
Obrót i sprzedaż detaliczna gazu w Polsce 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 ] Q3 216 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) 45 487 59 2 31 58 515 57 51 1 876 44 475 482 479 w tym w Polsce 346 349 359 1 458 369 359 362 367 1 457 368 361 362 367 w tym w Norwegii 14 138 15 573 138 156 145 134 419 73 114 12 112 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 582 596 67 2 599 691 622 62 684 2 627 692 582 65 74 w tym w Polsce 57 584 657 2 547 677 61 589 671 2 569 677 567 636 69 w tym w Pakistanie 12 13 13 52 13 12 13 13 58 14 15 15 14 RAZEM (przeliczony na E) 1 32 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 72 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 27 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 614 571 764 2 271 68 639 52 522 1 76 488 363 444 465 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 244 299 413 1 335 39 262 282 41 1 252 334 272 271 375 RAZEM (przeliczony na E) 4 27 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 4 27 189 23 764 21 176 175 212 8 25 177 18 238 IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 3 2 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 2 429 2 623 2 657 8 155 1 774 2 329 2 219 1 833 8 97 1 751 1 85 2 515 2 26 w tym: LNG 384 21 ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 298 328 348 1 428 358 367 317 386 1 27 271 34 31 322 w tym w Polsce 177 176 23 765 27 24 147 27 789 214 188 184 23 w tym w Norwegii 121 152 145 664 151 163 17 18 418 57 116 126 119 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 24 26 28 29 29 29 26 31 24 22 24 25 26 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu 287 336 398 1 391 315 356 372 348 1 169 249 262 373 287 w tym w Polsce 179 172 25 772 211 196 148 217 78 213 181 185 21 w tym w Norwegii 18 164 193 619 14 16 224 131 389 36 81 188 85 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 2 969 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] 418 59 1 39 3 487 1 136 328 674 1 349 3 555 1 132 386 648 1 39 18
Zadłużenie i źródła finansowania PLN,3 Dywidenda na akcję mln PLN 1 Źródła finansowania (stan na 3.9.216 r.) dostępne wykorzystane,2 8,1 6, 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 4 8 63 2 3 2 Wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 215-222 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych oraz przekazania dywidend za dany rok ze spółek zależnych do PGNiG SA). Komentarz Dostępne programy na 15 mld PLN, w tym 1 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. 2 mld PLN 1 8 6 4 2-2 -4 Zadłużenie na koniec kwartału 7,3 3,4 29 2 5 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 219-222) Zadłużenie 5,8 2,9 Dług netto 5,4 5,2 1 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 1,6,7 Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 -,2-1,9-1,7,1 37 1 17 2 16 Obligacje krajowe (217) Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Euroobligacje (program ważny do 216; zapadalność emisji 217),8 19
Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Bilans Grupy (stan na 3.9.216 r.) mln PLN 6 Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 5 4 11 655 3 31 166 2 37 168 1 9 239 8 418 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 1% ROE ROA 9,4% 8,2% 8% 6,6% 6,7% 6,9% 5,8% 6% 4,7% 4,3% 4,% 4,3% 4% tys. 4 33,1 32,3 2,2 3 2,3 2, 1,1 1,1 13,9 2 13,3 13,1 5, 4,7 4,4 4,2 1 12,1 11, 1,8 1,2 8,9 31 grudnia 211 31 grudnia 212 31 grudnia 213 31 grudnia 214 31 grudnia 215 Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie mln PLN 12 Zatrudnienie (stan na koniec roku) 29,3 1,6 1,1 12,2 Skonsolidowane przepływy pieniężne (1.1.216 r. - 3.9.216 r.) 31,2 25,7 1,3 1,1 1,7 3,7 2% 3, 211 212 213 2 14 215 Wskaźnik bieżącej płynności 2,5 Wskaźnik szybki bieżącej płynności 2,2 1 8 6 +2 167 +1 956-455 +7-216 -2 664-1 949 2, 1,, 1,6 1,2 2,1,9 1,6 1,1,7,9 211 212 213 2 14 215 2 4 2 6 238 Gotówka (1.1.216) Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. CF inwestycyjny CF finansowy 5 561 Gotówka (3.9.216)