Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA Wyniki finansowe Grupy PGNiG za I półrocze i II kwartał 217 roku 18 sierpnia 217 r.
Spis Treści 1. Czynniki wpływające na wynik finansowy 2. Podstawowe wyniki finansowe Q2 217 3. Segmenty omówienie: Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie 4. Załączniki 2
Czynniki wpływające na wynik finansowy Stabilne USD wobec PLN R/R, słabnące EUR wobec PLN R/R PLN 4,5-3,4% 4,37 4,22 4, -1% 3,87 3,83 3,5 9-miesięczna średnia cen ropy wzrosła w Q2 217 o 17% R/R USD/bbl 12 1 8 6 +9% 46, 5,1 Wzrost przychodów ze sprzedaży na skutek wysokich wolumenów sprzedaży gazu, przy rosnącym jednostkowym koszcie pozyskania gazu. 4 42,7 +17% 5, 3, 1'15 4'15 7'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 Średni kwartalny kurs USD/PLN Średni kwartalny kurs EUR/PLN 2 1'15 4'15 6'15 9'15 12'15 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD 9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD Ceny gazu TGE RDN oraz średnia cena kontraktów ważonych wolumenem PLN/MWh 11 TGE (RDN, rynek dnia następnego) Średnioważona wolumenem cena kontraktów na TGE (według terminu wykonania) 1 9,23 9 81,5 78,76 8 76,39 81,26 81,48 +3% 7 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. 6 5 średnia cena RDNg +17% średnia cena RDNg w Q2 216: 62,93 w Q2 217: 73,57 4 1'16 3'16 6'16 9'16 12'16 3'17 6'17 3
Podstawowe wyniki finansowe Q2 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w Q2 217 vs Q2 216 [mln PLN] Q2 216 Q2 217 % mln PLN Przychody ze sprzedaży 6 369 7 165 12% 863 665 692 Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (5 631) (5 757) 2% EBITDA 738 1 48 91% 17 8 Q2 216 Q2 217 Q2 216 Q2 217 Q2 216 Q2 217 Q2 216 Q2 217 Q2 216 Q2 217-42 -54 Poszukiwanie i Wydobycie Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 67 mln PLN (+1%). Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w Q2 217 +78 mln PLN i -71 mln PLN w Q2 216. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 14% głównie za sprawą wzrostu wolumenu o 19%. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q2 217 o -21 mln PLN wobec częściowego odwrócenia odpisu na zapasie gazu w Q2 216 na +51 mln PLN (stan odpisu na koniec Q2 217 wyniósł 88 mln PLN). Dystrybucja Wzrost wolumenu dystrybucji o 19% R/R w Q2 217 i przychodów z usługi dystrybucyjnej o 1% R/R. Wytwarzanie Obrót i -268 Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji własnej) o ponad 25%. 87 17 EBITDA (bez odpisów akt. rzecz. akt. trw.) 1 463 1352 (8%) Amortyzacja (665) (64) (4%) EBIT 73 768 1x Wynik na działalności finansowej (68) (1) (85%) Zysk netto (115) 499 5x Wzrost EBITDA Grupy PGNiG w Q2 216 vs Q2 217* mln PLN +846 16 +27 +83 12-276 -12 1 48 8 4 738 Q2 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe Q2 217 *Zmiany nie uwzględniają uzgodnienia do danych skonsolidowanych 4
Segment Poszukiwanie i Wydobycie [mln PLN] Q2 216 Q2 217 % Przychody ze sprzedaży 1 232 1 294 5% Wzrost przychodów podążający za cenami ropy i gazu Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (1 215) (431) (65%) EBITDA 17 863 5x EBITDA (bez odpisów akt. rzecz. akt. trw.) 727 785 8% Amortyzacja (29) (257) (11%) EBIT (273) 66 (3x) Wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w Q2 217 R/R mld m 3 tys. ton 1,6 1,2,8,4 1,2 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1, 1, 367 358 348 344 346 317 328 298 27 6 45 3 15 Komentarz: Zwiększenie przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (R/R o 5 mln PLN) przy rosnącej o blisko 8% średniej kwartalnej cenie ropy wyrażonej w PLN oraz spadku wolumenu sprzedaży o -6% R/R do 315 tys. ton. Wyższe przychody ze sprzedaży gazu w segmencie (R/R o 67 mln PLN) w wyniku wzrostu cen rynkowych gazu, przy stabilnych wolumenach sprzedaży. Spisane odwierty negatywne i sejsmika: -81 mln PLN w Q2 217 przy -36 mln PLN w Q2 216. Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w Q2 217 bez znaczących zdarzeń jednorazowych (+78 mln PLN). Wysokie odpisy w Q2 216 (-71 mln PLN)., Gaz ziemny (lewa oś) Ropa naftowa i kondensat (prawa oś) Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 5
Segment Obrót i Magazynowanie [mln PLN] Q2 216 Q2 217 % Przychody ze sprzedaży 5 262 5 887 12% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (5 254) (6 155) 17% EBITDA 8 (268) (35x) Amortyzacja (53) (52) (2%) EBIT (45) (321) 6x Grupa PGNiG* wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców Eksport TGE Klienci PST Rafinerie i petrochemia Elektrownie i ciepłownie Zakłady azotowe Handel, usługi, hurt Pozostali odbiorcy przemysłowi Odbiorcy domowi,13,22,28,28,34,42,47,5,51,58,62,7,68,68,82, 2, 1,47 1,62 mld m 3 2Q'16 2Q'17 Wzrost przychodów w wyniku wzrostu wolumenu przy nieznacznie wyższych cenach rynkowych gazu Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 675 mln PLN (do 5,4 mld PLN w Q2 217) skorelowany z wyższymi cenami sprzedaży gazu oraz wyższym wolumenem. Wyższy wolumen sprzedaży do odbiorców przemysłowych zarówno w obrocie detalicznym jak i hurtowym oraz wzrost wolumenu sprzedaży do odbiorców domowych. Niższy wolumen sprzedaży na TGE. Udział sprzedaży energii elektrycznej w przychodach w Q2 217 na poziomie 399 mln PLN, spadek o 58 mln PLN (-13 % R/R). Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w Q2 217 o -21 mln PLN wobec częściowego odwrócenia odpisu na zapasie gazu w Q2 216 na +51 mln PLN (stan odpisu na koniec Q2 217 wyniósł 88 mln PLN). Zwiększenie rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej o 15 mln PLN do 4 mln PLN. Wpływ transakcji zabezpieczających zakup gazu: -16 mln PLN w Q2 217 w porównaniu do -22 mln PLN w Q2 216. * Łączny wolumen sprzedaży gazu poza GK PGNiG obejmujący segmenty PiW i OiM 6 6
Segment Dystrybucja [mln PLN] Q2 216 Q2 217 % Przychody ze sprzedaży 1 65 1 142 7% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (4) (45) 13% EBITDA 665 692 4% Amortyzacja (23) (229) - EBIT 435 463 6% Wolumen dystrybuowanych gazów 5 4 3 2 mln m 3 2 24 1 681 1 59 3 488 2 5 1 877 1 68 3 941 2 442 15 125 1 Przychód z usług dystrybucyjnych mln PLN 91 81 1 144 1 345 924 835 1 282 1 435 1 17 Wyniki segmentu pod wpływem wzrostu wolumenu dystrybucji gazu Komentarz: Wolumen dystrybuowanego gazu wyższy o 19% R/R sięgający 2,4 mld m 3 (nowe przyłącza i niższa temperatura). Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 92 mln PLN R/R (1%). Saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu wyższe R/R: 172 mln PLN w Q2 217 wobec 156 mln PLN rok wcześniej. Wzrost świadczeń pracowniczych o 82 mln PLN dotyczy przede wszystkim wzrostu zatrudnienia wynikającego ze zmiany struktury organizacyjnej Polskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o. (o 3,5% R/R), zmiany systemu wynagradzania i premiowania oraz przesunięcia wypłaty premii z Q3 217 na Q2 217. 1 75 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 5 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 7
Segment Wytwarzanie [mln PLN] Q2 216 Q2 217 % Przychody ze sprzedaży 381 48 7% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (294) (238) (19%) EBITDA 88 17 93% Amortyzacja (8) (9) 13% EBIT 8 81 9x Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji) mln PLN 6 5 4 55 485 474 388 Wynik segmentu wsparty akwizycjami oraz wzrostem wolumenu sprzedaży ciepła Komentarz: Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R o 21% do poziomu 231 mln PLN przy wolumenie wyższym o 26%. Wzrost przychodów ze sprzedaży Ee z wytwarzania R/R o 14 mln PLN do poziomu 118 mln PLN w związku ze wzrostem wolumenu sprzedaży o 25%. Wzrost o 23% R/R kosztów zakupu węgla do poziomu -113 mln PLN w Q2 217. Ograniczenie obrotu energią elektryczną w segmencie. Wolumen sprzedaży w Q2 217: Sprzedaż ciepła poza GK PGNiG na poziomie 6,7 PJ. Energia elektryczna z produkcji: 737 GWh. 3 2 1 231 192 191 113 226 13 231 25 187 14 14 118 66 71 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Energia elektryczna Ciepło 8
Informacje kontaktowe Marcin Piechota Kierownik Działu 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 Piotr Gałek Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 48 46 Kom.:+48 723 235 652 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: piotr.galek@pgnig.pl Aleksander Kutnik Specjalista ds. Relacji Inwestorskich tel.: +48 22 589 47 97 Kom.:+48 723 239 162 faks: +48 22 691 81 23 e-mail: aleksander.kutnik@pgnig.pl Strona Relacji Inwestorskich www.ri.pgnig.pl Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ul. M. Kasprzaka 25 1-224 Warszawa 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. 9
1. Podstawowe wyniki finansowe H1 217 2. Sprzedaż i struktura importu gazu 3. Koszty operacyjne 4. Zadłużenie i źródła finansowania Załączniki 5. Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie 6. Wolumeny operacyjne 1
Podstawowe wyniki finansowe H1 217 EBITDA Grupy w podziale na segmenty w H1 217 vs H1 216 [mln PLN] H1 216 H1 217 % mln PLN 2 239 Przychody ze sprzedaży 17 349 18 817 8% Koszty operacyjne (bez amortyzacji) (14 218) (14 64) 3% 896 Poszukiwanie i Wydobycie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu R/R o 285 mln PLN (+19%) Odpisy na rzeczowe aktywa trwałe w H1 217 +83 mln PLN vs -657 mln PLN w H1 216. Obrót i Magazynowanie Wzrost przychodów ze sprzedaży gazu o 8% głównie za sprawą wzrostu ogólnego wolumenu o 14%. Zwiększenie odpisu na zapasie gazu w H1 217 o 57 mln PLN wobec częściowego odwrócenia odpisu na zapasie gazu w H1 216 na +218 mln PLN (stan odpisu na koniec Q2 217 wyniósł 88 mln PLN). Dystrybucja 431 1423 1383 H1 216 H1 217 H1 216 H1 217 H1 216 H1 217 H1 216 H1 217 H1 216 H1 217-76 -12 Poszukiwanie i Wydobycie 89 Obrót i Magazynowanie Wzrost wolumenu dystrybucji o 15% R/R w H1 217. W H1 217 wzrost kosztów świadczeń pracowniczych (565 mln PLN w H1 217 vs 42 mln PLN w H1 216). 45 58 Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe EBITDA 3 131 4 177 33% EBITDA (bez odpisów akt. rzecz. akt. trw.) 3 87 4 11 8% Amortyzacja (1 337) (1 335) (1%) EBIT 1 794 2 842 58% Wynik na działalności finansowej (2) 9 (147%) Zysk netto 1 271 2 98 65% Wzrost EBITDA Grupy PGNiG w H1 216 vs H1 217 mln PLN 1 343 13-342 -4-44 4 177 3 131 H1 216 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe H1 217 Wytwarzanie Wzrost wolumenów sprzedaży ciepła o 14% i energii elektrycznej (z produkcji) o 11% w H1 217. 11
Sprzedaż i struktura importu gazu Struktura importu gazu do Polski w Q2 217 vs Q2 216 LNG 14% Q2 217 Istotny wzrost udziału LNG w strukturze importu w Q2 217. Kierunek zachodni i południowy 1% 7% Q2 216 93% Kierunek wschodni 76% Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q2 217 wyższa R/R o,9 mld m 3, zarówno do odbiorców przemysłowych w obrocie detalicznym i hurtowym, jak i odbiorców domowych. Sprzedaż gazu Grupy PGNiG, stan magazynów i wolumen importu mld m 3 1, 8,9 8 7,3 7,5 6,5 5,6 4,8 4,7 5, 4,3 3,9 2,5 2,7 2,8 3, 3, 3,2 3,3 2,4 2,5 1,9 2,8 2,8 1,8 1,7 2,2,9 1,6 1,7,9, Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17 Komentarz: Zapas LNG w terminalu: 25 mln m 3 (na 3.6.217 r.). Stan magazynów gazu Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG Wolumen importu do Polski 12
Koszty operacyjne w Q2 217 vs Q2 216 [mln PLN] Q2 216 Q2 217 % Paliwa do produkcji ciepła i energii (15) (119) 13% Zużycie pozostałych surowców i materiałów (389) (415) 7% Świadczenia pracownicze (639) (672) 5% Usługa przesyłowa (271) (263) (3%) Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki (36) (81) 125% Pozostałe usługi obce (313) (41) 31% Usługi gazownicze (w tym regazyfikacja LNG) (16) (13) 5x Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto (914) (232) (75%) Zmiana stanu odpisów (677) 39 (16%) -Odpis na zapasy 46 (32) (17%) -Odpis aktualizujący wartość składników majątku trwałego (725) 56 (18%) Podatki i opłaty (56) (43) (23%) Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby 161 229 42% Amortyzacja (665) (64) (4%) Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu (3 171) (2 63) (18%) Wzrost kosztów pozyskania gazu, w tym kosztów regazyfikacji zrekompensowany brakiem negatywnych zdarzeń jednorazowych, jakie miały miejsce w Q2 216 Komentarz: Niższe R/R pozostałe koszty operacyjne na skutek braku negatywnego wpływu istotnych zdarzeń jednorazowych (w Q2 216 zawiązanie odpisów aktualizujących na majątek trwały w wysokości -725 mln PLN) Wzrost kosztów sprzedanego gazu o 667 mln PLN R/R. Wzrost kosztów spisania odwiertów negatywnych i sejsmiki: -81 mln PLN w Q2 217 vs -36 mln PLN w Q2 216. W Q2 217 spisano 4 odwierty negatywne, w Q2 216 miały miejsce 2 odpisy. Wzrost kosztów regazyfikacji (+87 mln PLN R/R) z uwagi na większy udział LNG w wolumenie. Spadek kosztów transakcji zabezpieczających ceny gazu o 186 mln PLN (-16 mln PLN w Q2 217 vs -22 mln PLN w Q1 217) Koszt sprzedanego gazu (3 126) (3 793) 21% Koszty operacyjne ogółem (6 297) (6 396) 2% 13
Zadłużenie i źródła finansowania Źródła finansowania (stan na 3.6.217) mln PLN dostępne wykorzystane Komentarz: Wykupienie w dniu 19 czerwca 5-letnich obligacji krajowych o wartości nominalnej 2,5 mld PLN wraz z należnymi odsetkami sfinansowane ze środków własnych. 8 5 Dywidenda na akcje 1 8 6 4 2-2 -4 Obligacje gwarantowane (programy ważne do 219-222) Zadłużenie na koniec kwartału mld PLN 5,2 -,2 1,6 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4,1 1 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16 Q4'16 Q1'17 Q2'17-1,9-1,7 67 82 28 14 Program BGK (224) Reserve Based Loan (222) Program dla PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa (program ważny do 222),8 Zadłużenie,5 3,8 Dług netto 1,1-1,5-1,6,3,2,1, PLN,19,2,2,17,18,15,15,12,13,9,8 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 216 Założenie Strategii: wypłata do 5% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy w latach 215-222 (przy założeniu stabilnej sytuacji finansowej, zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych). 14
Bilans, rachunek przepływów pieniężnych, wskaźniki finansowe i zatrudnienie Zatrudnienie (stan na dzień) 4 3 2 1 tys. Pozostałe segmenty Wytwarzanie Dystrybucja Obrót i magazynowanie Poszukiwanie i wydobycie 32, 2,3 1,1 13,3 31, 2, 1,1 13,1 29, 1,6 1,1 12,2 4,4 4,1 3,9 25,5 25,2 24,9 1,3 1,3 1,1 1,9 1,9 1,8 1,7 1,8 11,1 11, 1,8 1,2 8,9 7,7 7,1 3,5 3,5 2,9 31 grudnia 212 31 grudnia 213 31 grudnia 214 31 grudnia 215 31 grudnia 216 3 czerwca 217 Skonsolidowane przepływy pieniężne (1.1.217 r. - 3.6.217 r.) 1 8 6 4 2 mln PLN 5 832 Gotówka (1.1.217) +2 857 +1 335-562 Zysk brutto Amortyzacja Podatek dochodowy zapłacony -3 +33 Pozostałe korekty Zmiana Kap. Obr. -2 76 CF inwestycyjny -4 976 CF finansowy 2 712 Gotówka (3.6.217) Bilans Grupy (stan na 3.6.217 r.) mln PLN Długoterminowe Krótkoterminowe Kapitał własny 8 818 32 811 36 265 5 235 7 37 Aktywa Pasywa Rentowność i wskaźniki płynności 9,4% 1,% 8,2% 8,% 6,7% 6,9% 7,3% 6,4% 6,% 4,% 4,7% 5,8% 4,1% 4,3% 4,7% 4,7% 2,%,% 212 213 2 14 215 216 H1 217 ROE ROA 3, 2,4 2,2 2,1 2, 1,6 1,5 1,2 2, 1,6 1,6 1, 1,1 1,2,9, 212 213 2 14 215 216 H1 217 Wskaźnik bieżącej płynności Wskaźnik szybki bieżącej płynności 15
Wolumeny operacyjne WYDOBYCIE GAZU ZIEMNEGO GK PGNiG [mln m 3 ] H1 217 Q2 217 Q1 217 FY 216 Q4 216 Q3 216 Q2 216 Q1 216 FY 215 Q4 215 Q3 215 Q2 215 Q1 215 GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 944 469 474 1 918 473 45 487 59 2 27 54 515 57 51 w tym w Polsce 656 327 328 1 41 347 346 349 359 1 454 366 359 362 367 w tym w Norwegii 288 142 146 517 126 14 138 15 573 138 156 145 134 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 1 279 567 712 2 54 692 582 596 67 2 564 664 612 62 685 w tym w Polsce 1 213 533 68 2 48 67 57 584 657 2 513 651 61 589 672 w tym w Pakistanie 66 34 32 59 22 12 13 13 52 13 12 13 13 RAZEM (przeliczony na E) 2 222 1 36 1 186 4 458 1 165 1 32 1 83 1 179 4 591 1 168 1 128 1 19 1 186 Wydobycie razem przeliczone na kboe/d 79 73 83 79 82 72 77 84 81 84 8 79 83 SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m 3 ] GAZ WYSOKOMETANOWY (E) 13 686 5 29 8 396 22 9 6 923 4 6 4 411 7 56 21 653 6 184 3 662 4 497 7 311 w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG 1 426 693 734 2 511 561 614 571 764 2 311 648 639 52 522 GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E) 781 312 469 1 373 419 244 298 412 1 295 355 261 285 395 RAZEM (przeliczony na E) 14 467 5 62 8 865 24 273 7 342 4 25 4 79 7 972 22 949 6 539 3 922 4 782 7 75 w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż 417 174 243 756 218 137 181 221 736 192 169 169 26 IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m 3 ] Razem 6 553 3 334 3 219 11 527 2 968 3 2 2 837 2 72 9 33 1 863 2 398 2 495 2 574 w tym: kierunek wschodni 5 227 2 517 2 79 1 248 2 539 2 429 2 623 2 657 8 155 1 774 2 329 2 219 1 833 w tym: LNG 862 475 387 974 38 384 21 - - - - - - ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton] Wydobycie ropy naftowej i kondensatu 616 269 346 1 318 344 298 328 348 1 428 358 367 317 386 w tym w Polsce 365 149 216 764 27 177 176 23 765 27 24 147 27 w tym w Norwegii 251 121 13 555 137 121 152 145 664 151 163 17 18 Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d 25 22 28 26 27 24 26 28 29 29 29 26 31 Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu 75 316 39 1 347 326 287 336 398 1 391 315 356 372 348 w tym w Polsce 379 161 218 754 198 179 172 25 772 211 196 148 217 w tym w Norwegii 326 154 172 593 127 18 164 193 619 14 16 224 131 WYTWARZANIE Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ] 24 41 6 732 17 669 39 527 15 79 2 945 5 351 16 152 36 29 12 643 2 71 5 81 15 55 Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh] 2 195 737 1 458 3 64 1 24 418 591 1 39 3 487 1 136 328 674 1 349 16
Zmiany w prezentacji segmentów działalności 17
Zmiana segmentów sprawozdawczych (1/4) Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty Nowa cena rozliczeniowa dla gazu z wydobycia krajowego Centrum korporacyjne bez zmian bez zmian Poszukiwanie i Wydobycie Obrót i Magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe segmenty 18
Zmiana segmentów sprawozdawczych (2/4) 1 Metoda ustalenia 2 Wydzielenie 3 ceny rozliczeniowej centrum korporacyjnego Koszty operacyjne pozostałe pozycje Przekazanie gazu pomiędzy segmentem Poszukiwanie i Wydobycie a Obrót i Magazynowanie następuje po cenie kalkulowanej jako średnia miesięczna notowań TGE RDN (Rynek Dnia Następnego) pomniejszona o dyskonto gwarantujące segmentowi Obrót i Magazynowanie pokrycie uzasadnionej części kosztów magazynowania gazu wysokometanowego oraz marżę. Zarząd PGNiG zdecydował o skorygowaniu wyników finansowych segmentu Obrót i Magazynowanie o przychody i koszty generowane przez Centralę PGNiG S.A. oraz PGNiG Finance AB, które pełnią funkcje wsparcia dla innych segmentów GK PGNiG. Centrum korporacyjne zostało zaprezentowane w Pozostałych segmentach W ramach prowadzonych prac uporządkowano inne pozycje kosztów operacyjnych, kierując się rodzajem prowadzonej działalności. 19
Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (3/4) Dotychczasowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Q2 217 Poszukiwanie i Wydobycie 619 (123) 494 295 - - Obrót i Magazynowanie 66 11 (8) 648 - - Dystrybucja 758 665 542 594 - - Wytwarzanie 362 87 11 199 - - Pozostałe segmenty (1) (5) (6) (4) - - Eliminacje 4 2 5 11 - - Reklasyfikacja Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Q2 217 Poszukiwanie i Wydobycie 26 14 159 362 - - Obrót i Magazynowanie (237) (12) (133) (324) - - Dystrybucja - - - - - - Wytwarzanie - - - - - - Pozostałe segmenty (23) (38) (26) (38) - - Eliminacje - - - - - - Nowy sposób raportowania Q1 216 Q2 216 Q3 216 Q4 216 Q1 217 Q2 217 Poszukiwanie i Wydobycie 879 17 653 657 1 376 863 Obrót i Magazynowanie 423 8 (141) 324 358 (268) Dystrybucja 758 665 542 594 692 692 Wytwarzanie 362 87 11 199 49 17 Pozostałe segmenty (33) (42) (32) (78) (66) (54) Eliminacje 4 2 5 11-5 2
Skutki zmian [EBITDA 216 w mln PLN] (4/4)* 1 8 6 619 879 66 758 758 Q1 1 8 6 665 665 Q2 4 423 362 362 4 2-2 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe -1-33 2-2 11 87 87 17 8-123 -4-42 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe 1 Q3 1 Q4 8 6 494 653 542 542 8 6 657 648 594 594 4 4 295 324 2 11 11 2 199 199-2 -8-6 -141-32 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe -2 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe -4-78 * Lewy słupek stare ujęcie / Prawy słupek nowe ujęcie. Wykresy nie uwzględniają uzgodnień do danych skonsolidowanych. 21