Wyniki finansowe Grupy PGNiG 3Q 2016

Wyniki finansowe Grupy PGNiG
za III kwartał i 9 miesięcy 2016 roku
9 listopada 2016 r.
Spis treści
1. Czynniki wpływające na wynik finansowy
2. Podstawowe wyniki finansowe Q3 2016
3. Podstawowe wyniki finansowe Q1-3 2016
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 2016
obniżenie średniej
regulowanej ceny
o 15% R/R i 4% Q/Q
Wzmocnienie USD i EUR wobec PLN R/R
PLN
4,5
4,34
4,19
USD/bbl
120
9-miesięczna średnia cen ropy spadła
w Q3 2016 o 36% R/R
100
+3,6%
4,0
3,89
3,77
+3,3%
80
64
-36%
50
-9%
60
3,5
46
40
41
20
3,0
04'15
06'15
09'15
12'15
03'16
06'16
09'16 04'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15 09'15 12'15 03'16 06'16 09'16
Średni kwartalny kurs USD/PLN
3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD
Średni kwartalny kurs EUR/PLN
9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD
Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce i cena gazu na TGE
PLN/MWh
120
110
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
100
117
115
112
106
105
102
94
90
90
80
70
60
50
TGE (rynek dnia następnego)
Średnia taryfa na paliwo gazowe w Polsce Grupy PGNiG
40
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 08'15 09'15 11'15 12'15 02'16 03'16 05'16 06'16 08'16 09'16
Podstawowe wyniki finansowe Q3 2016
Wyniki Q3 2016 pod wpływem
planowanego 3 tygodniowego
przestoju na złożach
produkcyjnych w Norwegii
Q3 2015
Q3 2016
∆%
6 305
5 701
(10%)
(4 992)
(4 563)
(9%)
EBITDA
1 313
1 138
(13%)
Amortyzacja
(686)
(619)
(10%)
EBIT
627
519
(17%)
Wynik na działalności finansowej
(97)
6
-
Zysk netto
292
357
22%
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
Przychody
ze
sprzedaży
gazu
wysokometanowego (E) niższe R/R o 0,6
mld PLN (4,1 mld PLN w Q3 2016), przy
10% wzroście wolumenu sprzedaży do 4,0
mld m3.
Kurs akcji PGNiG w Q3 2016
PLN
6,2
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej
i kondensatu niższe o 110 mln PLN w Q3
2016 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.
6
5,8
5,6
5,4
5,2
Koszt sprzedanego gazu niższy o ponad
16%, czyli 0,5 mld PLN R/R.
5
Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w
Q3 2016 w wysokości 73 mln PLN.
PGNiG
4,8
07'16
4
08'16
WIG20
09'16
Spadek amortyzacji R/R o 73 mln PLN
w Norwegii ze względu na przeszacowanie
zasobów na złożu Skarv pod koniec 2015
roku.
41 mln PLN zysku w Q3 2016 vs -32 mln
PLN straty w Q3 2015 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 2015 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 2016
Znaczący wpływ spadku ceny
surowców na wyniki operacyjne
Q1-3 2015
Q1-3 2016
∆%
26 695
23 050
(14%)
(21 386)
(18 781)
(12%)
EBITDA
5 309
4 269
(20%)
skor. EBITDA*
5 458
4 983
(9%)
(2 073)
(1 956)
(6%)
EBIT
3 236
2 313
(29%)
Wynik na działalności finansowej
(155)
(14)
(91%)
Zysk netto
2 157
1 628
(25%)
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
Amortyzacja
Kurs akcji PGNiG w Q1-3 2016
PLN
5,8
5,6
Przychody
ze
sprzedaży
gazu
wysokometanowego (E) niższe R/R o 3,8
mld PLN (17,3 mld PLN w 9M 2016), przy
stabilnym R/R wolumenie sprzedaży
sięgającym ponad 16 mld m3.
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej
i kondensatu niższe o 422 mln PLN w 9M
2016 przy malejącym R/R wolumenie
sprzedaży, sięgającym 1 021 tys. ton.
5,4
5,2
5
Koszt sprzedanego gazu niższy o 19%,
czyli 3,0 mld PLN R/R.
4,8
4,6
4,4
PGNiG
WIG20
4,2
01'16 02'16 03'16 04'16 05'16 06'16 07'16 08'16 09'16
5
* EBITDA skorygowana o wartość odpisów na majątku trwałym
Spadek amortyzacji R/R o 165 mln PLN
w Norwegii ze względu na przeszacowanie
zasobów na złożu Skarv pod koniec 2015
roku.
Znaczący wpływ odpisów aktualizujących
na majątek trwały zawiązanych w Q2 2016 i
Q2 2015: odpowiednio -714 mln PLN
i -149 mln PLN. Skorygowana EBITDA
obniżyła się o 9% R/R.
93 mln PLN zysku w 9M 2016 vs -52 mln
PLN straty w 9M 2015 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
-60 mln PLN.
Segmenty – EBITDA Q1-3 2016
Poszukiwanie i Wydobycie
Obniżenie przychodów ze sprzedaży ropy
i kondensatu R/R o 422 mln PLN R/R (-27%).
[mln PLN]
Wpływ odpisów w segmencie w 9M 2016 na -710
mln PLN wobec -142 mln PLN rok wcześniej.
Poszukiwanie i Wydobycie
Q1-3 2015
Obrót i Magazynowanie
Q1-3 2016 skor. Q1-3 2015* skor. Q1-3 2016*
2 309
990
2 444
1 683
758
761
763
776
1 814
1 965
1 816
1 966
417
560
424
565
11
(7)
11
(7)
5 309
4 269
5 458
4 983
Obrót i Magazynowanie
Niższe jednostkowe koszty zakupu gazu i niższe
ceny rynkowe i taryfowe sprzedaży.
Częściowe odwrócenie odpisu na zapasie gazu w
9M 2016 na +190 mln PLN.
Dystrybucja
Wzrost wolumenu o 7% w 9M 2016 R/R.
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe, eliminacje
Razem
W 9M 2016 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
2016 w wysokości 73 mln PLN.
Udział segmentów w wyniku EBITDA Grupy
Wytwarzanie
13%
Q1-3 2016
Poszukiwanie
i Wydobycie
23%
Dystrybucja
46%
6
5000
+3
4000
+151
+143
-18
-1 319
5 309
4 269
2000
43%
14%
6000
3000
8%
Q1-3
2015
34%
Spadek EBITDA Grupy PGNiG Q1-3 2016 vs Q1-3 2015
mln PLN
Obrót i
Magazynowa
nie
18%
* EBITDA skorygowana o wartość odpisów na majątku trwałym
1000
0
Q1-3 2015
PiW
OiM
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
Q1-3 2016
Segment – Poszukiwanie i Wydobycie
Negatywny wpływ niskich
notowań ropy naftowej
pogłębiony przez spadek
wolumenu sprzedaży
Q3 2015
Q3 2016
∆%
Przychody ze sprzedaży
1 178
957
(19%)
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
(412)
(461)
12%
766
496
(35%)
(341)
(236)
(31%)
425
260
(39%)
[mln PLN]
Komentarz:
Zmniejszenie przychodów ze sprzedaży ropy
naftowej i kondensatu (R/R o 110 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 2016).
Zawiązanie odpisów aktualizujących majątek
trwały na 35 mln PLN wobec rozwiązania
odpisów w Q3 2015 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 2015 roku.
7
EBITDA
Amortyzacja
EBIT
Spadek wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej w Q3 2016 R/R
mld m3
tys. ton
1,6
600
1,2
1,2
1,1
1,1
1,1
386
1,1
367
0,8
1,2
1,2
1,1
358
348
317
304
1,0
450
300
328
298
271
0,4
150
Gaz ziemny (lewa oś)
0
Q3'14
Q4'14
Q1'15
Ropa naftowa i kondensat (prawa oś)
Q2'15
Q3'15
Q4'15
Q1'16
Q2'16
Q3'16
0
Segment – Obrót i Magazynowanie (1/2)
5% marży na paliwie gazowym
E przy marży operacyjnej tego
produktu -3% w Q3 2016
Q3 2015
Q3 2016
∆%
5 296
4 727
(11%)
(5 362)
(4 735)
(12%)
EBITDA
(66)
(8)
(88%)
Amortyzacja
(43)
(65)
51%
(109)
(73)
(33%)
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
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 2016 wpływ zawiązania odpisu na
zapasie gazu -26 mln PLN (utrata
kaloryczności w PMG Wierzchowice oraz
wycena rynkowa gazu w terminalu LNG). W
Q3 2015 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 2015.
Udział sprzedaży energii elektrycznej
w przychodach w Q3 2016 to 467 mln PLN
wobec 371 mln PLN rok wcześniej.
Porównywalny
wpływ
transakcji
zabezpieczających zakup gazu: -128 mln
PLN w Q3 2016 vs. -123 mln PLN w Q3
2015.
Koszty regazyfikacji LNG powiększają koszt
pozyskania gazu.
EBIT
Ujemna marża operacyjna na gazie E
6%
12%
4%
10%
narastająco
10%
8%
4%
kwartał
8%
2%
2%
1%
8%
2%
7%
7%
0%
6%
0%
-2%
-1%
-3%
-3%
-1%
9%
-3%
-4%
4%
7%
5%
6%
-2%
9%
8%
8%
7%
5%
7%
7%
6%
6%
2%
Marża kwartalna
Marża średnioroczna
-6%
0%
Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16
8
Dodatnia marża na paliwie gazowym E
Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16
Segment – Obrót i Magazynowanie (2/2)
Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w Q3 2016 wyższa R/R o 0,4 mld m3, przy stabilnym
wolumenie sprzedaży PGNiG SA na TGE
Comiesięczne dostawy LNG
do terminalu w Świnoujściu
w Q3 2016
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.
8
6,8
4,8
3,6
2,5
2,6
2,4
2,1
2,1
2,5
1,8
1,3
Q3'14
Q4'14
Q1'15
Q2'15
97%
9
Q1'16
Q2'16
2,8
2,8
1,7
Q3'15
Q4'15
Q3'16
mld m3
0,64
0,61
0,31
0,40
0,20
0,19
0,35
Zakłady azotowe
Handel, usługi,
hurt
Pozostali odbiorcy
przemysłowi
* PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST
1,6
1,9
1,16
1,22
Rafinerie
i petrochemia
Elektrownie
i ciepłownie
Kierunek
wschodni
80%
0,9
3
0,19
Klienci PST
3%
2,8
Grupa PGNiG* – wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców
TGE
Q3 2015
2,7
(na
Struktura importu gazu do Polski w Q3 2016
Kierunek
zachodni i
południow
y
7%
2,4
4,3
0
Eksport
Q3 2016
4,7
3,9
2,7
Stan magazynów gazu na 30 września 2016:
2,8 mld m3
6,5
5
Eksport gazu w Q3 2016 - 0,19 mld m3
LNG
13%
Wolumen importu do Polski
7,7
7,5
Zapas LNG w terminalu: 94 mln
30.09.2016).
Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG
Stan magazynów gazu
Komentarz:
m3
mld m3
10
0,46
0,18
0,18
0,57
0,49
0,51
0,52
Odbiorcy domowi
0,0
3Q'15
3Q'16
2,0
Segment – Dystrybucja
Wzrost wolumenu dystrybucji
gazu w grupach o niższych
stawkach taryfowych
Q3 2015
Q3 2016
∆%
Przychody ze sprzedaży
1 030
1 037
1%
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
(433)
(495)
14%
597
542
(9%)
(224)
(232)
4%
374
310
(17%)
[mln PLN]
EBITDA
Amortyzacja
EBIT
Komentarz:
Wolumen dystrybuowanych gazów o 12%
wyższy R/R sięgający 1,9 mld m3 (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 2016 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.
Przychód z usług dystrybucyjnych
Wolumen dystrybuowanych gazów
mln m3
mln PLN
4000
1 500
1 680
1 345
1 590
2 894
1 264
2 862
3000
1 250
2 050
2 024
2000
1 588
1 877
1 681
1 000
924
901
753
801
835
750
1000
500
0
Q3'14 Q4'14 Q1'15 Q2'15 Q3'15 Q4'15 Q1'16 Q2'16 Q3'16
10
1 144
1 125
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
Q3 2015
Q3 2016
∆%
239
315
32%
(234)
(206)
(12%)
5
110
22x
Amortyzacja
(74)
(83)
12%
EBIT
(69)
26
[mln PLN]
Przychody ze sprzedaży
Komentarz:
Wzrost przychodów ze sprzedaży ciepła R/R
o 13% do poziomu 128 mln PLN przy
wolumenie wyższym o 10% 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 2016 oraz
zmiana struktury zużycia paliw – spalanie
biomasy.
Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w
Q3 2016 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.
Koszty operacyjne (bez amortyzacji)
EBITDA
Przychody segmentu ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej (z produkcji)
485
mln PLN
500
300
192
Wolumen sprzedaży w Q3 2016:
Energia elektryczna (z produkcji): 0,4 TWh,
czyli o 28% więcej R/R.
11
Ciepło
388
379
400
200
Sprzedaż ciepła na poziomie 3,0 PJ, czyli
o 10% więcej R/R.
Energia elektryczna
433
191
228
118
226
113
182
130
187
100
104
66
104
71
66
0
Q3'14
Q4'14
Q1'15
Q2'15
Q3'15
Q4'15
Q1'16
Q2'16
Q3'16
PPE – Blisko 1 mld zł oszczędności
do 2017 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 2017 roku inicjatyw poprawiających
efektywność funkcjonowania Grupy PGNiG.
177 mln zł oszczędności wypracowane w Q1-3 2016
mln PLN
Koszty operacyjne w ramach PPE
1200
1000
OPEX Zarządzalny
5 mld PLN
Planned gains (accumulated)
Achieved gains (accumulated)
+7%
800
+5%
OPEX ogółem
29 mld PLN
w 2013 r.
OPEX pozostały
24 mld PLN
12
Kluczowe koszty poza PPE:
• Koszty zakupu gazu
• Koszty zakupu innych
paliw
• Koszty usług
przesyłowych
• Amortyzacja
600
979
835
400
789
612
571
200
275
260
0
2014
2015
2016
2017
Niższe koszty sprzedanego gazu w Q3
2016
Wzrost kosztów regazyfikacji,
opłat eksploatacyjnych
zrekompensowane przez spadek
kosztów pozyskania gazu.
Komentarz:
Wzrost kosztów energii na cele handlowe o
60 mln PLN (310 mln PLN w Q3 2016)
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 2016).
Wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu w
Q3 2016 na -26 mln PLN (saldo odpisu na
koniec Q3 2016 wynosi 63 mln PLN). W
wynikach Q3 2015 wpływ zawiązania odpisu
na zapasie gazu wyniósł -19 mln PLN.
Zysk z okazyjnego nabycia aktywów SEJ w
Q3 2016 w wysokości 73 mln PLN.
Spadek kosztu sprzedanego gazu w związku
z niższymi kosztami jednostkowymi zakupu
gazu ziemnego.
13
Q3 2015
Q3 2016
∆%
(74)
(68)
(8%)
Zużycie pozostałych surowców i materiałów
(407)
(458)
13%
Świadczenia pracownicze
(525)
(611)
16%
Usługa przesyłowa
(271)
(264)
(3%)
(25)
0
-
Pozostałe usługi obce
(288)
(375)
30%
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
(319)
(234)
(27%)
Zmiana stanu odpisów
6
(66)
-
Pozostałe przychody operacyjne
8
88
11x
206
202
(2%)
(686)
(619)
(10%)
(2 389)
(2 427)
2%
(3 289)
(2 755)
(16%)
(5 678)
(5 182)
(9%)
[mln PLN]
Paliwa do produkcji ciepła i energii
Koszt odwiertów negatywnych i sejsmiki
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
Amortyzacja
Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu
Koszt sprzedanego gazu
Koszty operacyjne ogółem
Informacje kontaktowe
Więcej informacji
Aleksandra Dobosiewicz
Kierownik Działu
Tel: +48 22 589 46 71
Kom: +48 665 004 847
Faks: +48 22 691 81 23
E-mail: [email protected]
Weronika Zając
Specjalista ds. Relacji Inwestorskich
Tel: +48 22 589 46 51
Kom: +48 885 888 870
Faks: +48 22 691 81 23
E-mail: [email protected]
Marcin Piechota
Starszy Specjalista ds. Relacji Inwestorskich
Tel: +48 22 589 43 22
Kom: +48 885 889 890
Faks: +48 22 691 81 23
E-mail: [email protected]
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A.
ul. M. Kasprzaka 25
01-224 Warszawa
www.pgnig.pl
14
Strona internetowa relacji inwestorskich
www.ri.pgnig.pl
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
Zmiany na polskim rynku gazu
Liberalizacja rynku gazu
wpływa na udział PGNiG
w imporcie oraz strukturę
sprzedaży
Wolumen sprzedaży gazu [mln m3]
2014
2015
Q1-3 2016
Grupa PGNiG ogółem
18 609
23 000
16 993
PGNiG SA
13 641
13 228
10 061
3 742
8 089
6 141
3 209
7 502
4 959
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.
w tym PGNiG SA poprzez TGE
PGNiG Obrót Detaliczny
Sprzedaż PGNiG OD uwzględnia również
gaz zaazotowany, który został ujęty w tabeli
w ekwiwalencie gazu E.
* Uwagi:
16
Udział PGNiG w imporcie gazu do Polski*
80%
60%
40%
09.2016: 87%
Dane na wykresie nie wskazują na udział
w polskim rynku gazu. Pochodzą one
z publikowanych przez OGP Gaz-System
wolumenów gazu przesyłanych przez
interkonektory.
100%
09.2015: 88%
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 2016 spowodowany
przede wszystkim przez spadek eksportu na
Ukrainę.
20%
0%
01'13
04'13
06'13
09'13
12'13
03'14
06'14
09'14
12'14
03'15
* Udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu), dane miesięczne
06'15
09'15
12'15
03'16
06'16
09'16
Obrót i sprzedaż detaliczna gazu
w Polsce po 1 sierpnia 2014 r.
Sprzedaż do największych
klientów: pow. 25 mln m3 rocznie
4,6 mld m3 sprzedanego gazu w 2014 r.
4,3 mld m3 sprzedanego gazu w 2015 r.
Wydobycie
PGNiG SA
Zakup gazu
Sprzedaż bezpośrednia
0,93 mld m3 gazu w 2014 r.
0,72 mld m3 gazu w 2015 r.
Towarowa Giełda Energii
3,74 mld m3 w 2014 r.
8,09 mld m3 w 2015 r.
Towarowa Giełda Energii
(TGE)
PGNiG Obrót
Detaliczny
Sp. z o.o.
6,7 mln klientów
zużycie 7,7 mld m3 gazu w 2014 r., z czego
PGNiG OD dostarczyła w okresie sierpieńgrudzień ponad 3,2 mld m3
zużycie 7,5 mld m3 gazu w 2015 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 2014 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 m3]
GAZ WYSOKOMETANOWY (E)
w tym w Polsce
w tym w Norwegii
GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E)
w tym w Polsce
w tym w Pakistanie
RAZEM (przeliczony na E)
Wydobycie razem przeliczone na kboe/d
Q3 2016 Q2 2016 Q1 2016
487
450
509
349
346
359
138
104
150
596
582
670
584
570
657
13
12
13
1 083
1 032
1 179
72
77
84
FY 2015 Q4 2015 Q3 2015 Q2 2015 Q1 2015
2 031
508
515
507
501
1 458
369
359
362
367
573
138
156
145
134
2 599
691
622
602
684
2 547
677
610
589
671
52
13
12
13
13
4 629
1 198
1 137
1 109
1 185
81
84
80
79
83
FY 2014 Q4 2014 Q3 2014 Q2 2014 Q1 2014
1 876
440
475
482
479
1 457
368
361
362
367
419
73
114
120
112
2 627
692
582
650
704
2 569
677
567
636
690
58
14
15
15
14
4 503
1 132
1 057
1 132
1 182
80
79
74
80
85
SPRZEDAŻ GAZU ZIEMNEGO w GK PGNiG [mln m3]
GAZ WYSOKOMETANOWY (E)
w tym sprzedaż PST poza GK PGNiG
GAZ ZAAZOTOWANY (Ls/Lw przeliczony na E)
RAZEM (przeliczony na E)
w tym sprzedaż bezpośrednio ze złóż
4 027
614
244
4 270
144
4 439
571
299
4 738
189
7 572
764
413
7 986
230
21 665
2 271
1 335
23 000
764
6 151
608
390
6 541
201
3 674
639
262
3 936
176
4 521
502
282
4 803
175
7 320
522
401
7 721
212
17 358
1 760
1 252
18 609
800
6 470
488
334
6 804
205
3 284
363
272
3 556
177
3 078
444
271
3 349
180
4 526
465
375
4 900
238
IMPORT GAZU ZIEMNEGO przez PGNiG SA [mln m3]
Razem
w tym: kierunek wschodni
w tym: LNG
3 020
2 429
384
2 837
2 623
210
2 704
2 657
9 330
8 155
1 863
1 774
2 398
2 329
2 495
2 219
2 574
1 833
9 700
8 097
2 423
1 751
2 143
1 805
2 594
2 515
2 541
2 026
ROPA NAFTOWA w GK PGNiG [tys. ton]
Wydobycie ropy naftowej i kondensatu
w tym w Polsce
w tym w Norwegii
Wydobycie razem przeliczone na kbbl/d
298
177
121
24
328
176
152
26
348
203
145
28
1 428
765
664
29
358
207
151
29
367
204
163
29
317
147
170
26
386
207
180
31
1 207
789
418
24
271
214
57
22
304
188
116
24
310
184
126
25
322
203
119
26
Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu
w tym w Polsce
w tym w Norwegii
287
179
108
336
172
164
398
205
193
1 391
772
619
315
211
104
356
196
160
372
148
224
348
217
131
1 169
780
389
249
213
36
262
181
81
373
185
188
287
201
85
2 969
418
5 309
590
16 152
1 390
36 209
3 487
12 643
1 136
2 701
328
5 810
674
15 055
1 349
36 617
3 555
12 980
1 132
2 867
386
5 336
648
15 434
1 390
WYTWARZANIE
Produkcja E.c. netto (sprzedaż) [TJ]
Produkcja E.e. netto II stopnia (do sprzedaży) [GWh]
18
Zadłużenie i źródła finansowania
Dywidenda na akcję
0,30
PLN
Źródła finansowania (stan na 30.09.2016 r.)
mln PLN
10 000
dostępne
0,20
8 000
0,10
6 000
0,00
4 000
wykorzystane
8 630
W ypłata do 50% skonsolidowanego
zysku netto w postaci dywidendy w
latach
2015-2022
(przy
założeniu
stabilnej
sytuacji
finansowej,
zabezpieczenia potrzeb inwestycyjnych
oraz przekazania dywidend za dany rok
ze spółek zależnych do PGNiG SA).
3 020
2 000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
2 000
290
2 500
Obligacje gwarantowane
(programy ważne do 20192022)
Obligacje krajowe (2017)
0
1 000
370
1 170
Program BGK (2024)
Reserve Based Loan (2022)
2 160
Euroobligacje (program
ważny do 2016;
zapadalność emisji 2017)
Zadłużenie na koniec kwartału
mld PLN
Komentarz
Dostępne programy na 15 mld PLN, w tym
10 mld PLN gwarantowane.
W sierpniu 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.
19
10
8
Zadłużenie
Dług netto
7,3
5,8
6
6,4
5,4
6,4
6,4
6,4
6,4
5,2
4
1,6
3,4
2
2,9
0
Q3'14
-2
-4
Q4'14
0,8
0,1
0,7
Q1'15
Q2'15
Q3'15
Q4'15
Q1'16
Q2'16
-1,9
-1,7
-0,2
Q3'16
Bilans, rachunek przepływów
pieniężnych, wskaźniki finansowe
i zatrudnienie
Bilans Grupy (stan na 30.09.2016 r.)
Zatrudnienie (stan na koniec roku)
mln PLN
60 000
tys.
Długoterminowe
Kapitał własny
Krótkoterminowe
40
50 000
11 655
40 000
30
33,1
32,3
2,2
31,2
2,3
1,1
2,0
1,1
29,3
1,6
1,1
13,1
12,2
4,4
4,2
10,8
10,2
31 166
30 000
25,7
1,3
1,1
13,9
20 000
13,3
20
37 168
9 239
10 000
5,0
8 418
0
4,7
10,7
3,7
10
Aktywa
Pasywa
Rentowność i wskaźniki płynności
10%
ROE
8%
8,2%
4,3%
31 grudnia 2012
Pozostałe segmenty
5,8%
6%
31 grudnia 2011
4,7%
4,3%
4,0%
+1 956
2 014
Wskaźnik bieżącej płynności
2,1
0,9
+700
-216
-2 664
-1 949
6 000
1,6
1,2
-455
+2 167
2,5
Wskaźnik szybki bieżącej płynności 2,2
2,0
31 grudnia 2015
Poszukiwanie i wydobycie
2015
8 000
3,0
31 grudnia 2014
Obrót i magazynowanie
Skonsolidowane przepływy pieniężne (01.01.2016 r. - 30.09.2016 r.)
10 000
2013
31 grudnia 2013
Dystrybucja
mln PLN
2%
2012
Wytwarzanie
12 000
4%
2011
8,9
6,9%
6,7%
6,6%
11,0
0
9,4%
ROA
12,1
4 000
6 238
5 561
2 000
1,6
1,0
1,1
0,7
0
0,9
Gotówka
(01.01.2016)
0,0
2011
20
2012
2013
2 014
2015
Zysk brutto
Amortyzacja
Podatek
dochodowy
zapłacony
Pozostałe
korekty
Zmiana Kap.
Obr.
CF
inwestycyjny
CF finansowy
Gotówka
(30.09.2016)