Prezentacja wyników 4Q2005

Wyniki finansowe PGNiG SA
IV kwartał 2007 roku
1
Podstawowe wyniki finansowe
GK PGNiG MSSF (mln zł)
Q4 2006
Q4 2007
Zmiana
FY 2006
FY 2007
Zmiana
Przychody ze sprzedaży
4 239
5 055
19%
15 198
16 630
9%
EBIT
370
(451)
(221%)
1 470
1 302
(12%)
Zysk brutto
447
(358)
(180%)
1 572
1 458
(7%)
Zysk netto
462
(165)
(136%)
1 328
1 252
(6%)
EBITDA (leasing) *
741
(61)
(108%)
2 992
2 919
(2%)
Komentarz
Wyniki GK PGNiG
ƒ W 4 kwartale 2007 roku Operatorzy Systemu
Dystrybucyjnego (OSD), spółki zależne od PGNiG,
dokonały testów na utratę wartości środków
trwałych, których rezultat przełożył się na wyniki
finansowe całej Grupy;
mln zł
4000
2992
3000
2919
1572
2000
1458
1328
1252
1000
0
EBITDA *
Zysk brutto
2006
Zysk netto
2007
* EBITDA (leasing) skalkulowany został jako EBITDA powiększony o wpływy PGNiG SA z tytułu raty kapitałowej
od OGP Gaz System Sp. z o.o. (wykazywane jako spłata należności w bilansie / spłata rat odsetkowych
wykazywana jest w pozycji „Pozostałe koszty operacyjne netto”)
ƒ 9% wzrost przychodów ze sprzedaży jest efektem
wyższej taryfy na paliwo gazowe od 1 stycznia 2007
roku uwzględniającej wzrost kosztów jednostkowych
importowanego gazu;
ƒ Skonsolidowany wynik finansowy netto w 2007 roku
spadł o 6% w porównaniu z 2006 rokiem i osiągnął
1252 mln zł. W 4 kwartale 2007 roku ze względu na
test na utratę wartości środków trwałych wynik netto
spadł o 136% w porównaniu z 4 kwartałem 2006 roku;
ƒ Rentowność netto PGNiG spadła z 8,8% w 2006 do
7,5% w 2007 roku.
2
Efekt utraty wartości środków trwałych na wynik GK
DCF
Q4 2007
odpis
po odpisie
934
(1 384)
(451)
EBITDA
1 285
(1 384)
(99)
Zysk brutto
1 027
(1 384)
(358)
Zysk netto
957
(1 122)
(165)
GK PGNiG MSSF (mln zł)
Q4 2007
EBIT
FY 2007
DCF
FY 2007
odpis
po odpisie
EBIT
2 686
(1 384)
1 302
EBITDA
4 115
(1 384)
2 731
Zysk brutto
2 842
(1 384)
1 458
Zysk netto
2 374
(1 122)
1 252
Zmiany wyników finansowych na skutek utraty wartości ŚT
mln zł
2 000
2 842
2 686
3 000
2 374
1 572
1 470
1 458
1 302
1 328
1 252
Komentarz
ƒ W Q4 2007 roku OSD dokonały testów na utratę
wartości środków trwałych, których rezultat
przełożył się na wyniki finansowe całej Grupy;
ƒ Analiza wykazała, że oszacowana wartość bieżąca
prognozowanych przepływów pieniężnych jest niższa
niż wartość księgowa netto środków trwałych w
sprawozdaniach przygotowanych zgodnie z MSR;
ƒ Główne przyczyny obniżenia wartości odzyskiwanej
środków trwałych to:
ƒ wysokość przychodów z taryfy dystrybucyjnej
zatwierdzanej przez URE, która nie jest w stanie
zapewnić wymaganego zwrotu z majątku
dystrybucyjnego;
ƒ wyższy niż planowano w latach poprzednich
wzrost kosztów działalności dystrybucyjnej;
ƒ wyższy niż planowano w latach poprzednich
poziom nakładów inwestycyjnych na odtworzenie
majątku.
ƒ Utrata wartości środków trwałych w spółkach OSD
spowodowała obniżenie wyniku operacyjnego GK
PGNiG w 4 kwartale 2007 roku o 1 384 mln zł oraz
wyniku netto o 1 122 mln zł;
ƒ Odpis ten nie ma żadnego wpływu na przepływy
środków pieniężnych Grupy Kapitałowej PGNiG oraz
na sprawozdania jednostkowe PGNiG.
1 000
0
EBIT
2006
Zysk brutto
2007 przed odpisem
Zysk netto
2007 po odpisie
3
Analiza wyników Grupy Kapitałowej PGNiG
Struktura wyników GK PGNiG
mln zł
Q4 2006
600
400
Q4 2007
370
44
123
Wydobycie i produkcja
462
447
200
Wyniki operacyjne według segmentów
756
259
Obrót i magazynowanie
49
0
-46
-200
-600
1 465
531
2007
Dystrybucja
231
133
2005
-358
-451
Zysk
z działalności
operacyjnej
1 233
2006
-1 362
-165
-400
988
-1 400
Wynik na
działalności
finansowej
Jednostki
wycenione
metodą praw
własności
Wynik
brutto
Wynik
netto
ƒ W 4 kwartale 2007 roku, w związku z dokonaniem korekty wartości
majątku trwałego przez spółki dystrybucyjne (OSD), PGNiG
zanotowało ujemny wynik finansowy netto.
• Nie uwzględniając dokonanej korekty, wyniki finansowe Grupy w 4
kwartale 2007 roku byłyby około dwa razy większe niż w 4 kwartale
roku poprzedniego.
• Skonsolidowany wynik netto Spółki zmniejszył się w 4 kwartale 2007
roku o 136%, zaś wartość EBIT w analizowanym okresie spadła o
221%.
• W 4 kwartale 2007 roku, wynik na działalności finansowej poprawił się
o 196% w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego.
-900
-400
100
600
1 100
1 600
mln zł
ƒ Skonsolidowany wynik operacyjny, wynoszący 1 302 mln zł, został
wygenerowany przez segment Obrotu i Magazynowania oraz Wydobycia
i Produkcji, których zysk operacyjny wyniósł odpowiednio 1 465 mln zł
oraz 1 233 mln zł;
ƒ 24% wzrost wyniku operacyjnego segmentu Wydobycia i Produkcji był
głównie efektem wzrostu wolumenu sprzedaży bezpośredniej gazu;
ƒ Bardzo dobry wynik operacyjny segmentu Obrót i Magazynowanie
wynika z podniesienia ceny taryfowej gazu od 1 stycznia 2007 roku,
uwzględniającego ówczesne podwyżki cen importowanego gazu, a także
z przeniesienia fizycznej usługi sprzedaży gazu z dystrybucji do obrotu;
ƒ Strata na wyniku operacyjnym segmentu Dystrybucja w 2007 roku była
efektem zarówno dokonanej korekty wartości majątku trwałego w OSD,
jak i rozdzielenia działalności dystrybucyjnej od obrotu.
4
Czynniki wpływające na wynik finansowy GK PGNiG
Kurs USD / PLN *
Notowania ropy naftowej oraz cena taryfowa **
USD/PLN
3.20
USD/boe
97,77
100
2,8870
3.00
90
-16%
+64%
80
2.80
2,4350
2.60
70
59,80
60
CENA TARYFOWA PGNiG = 779 PLN/1000 m3
08
st
y
07
gr
u
07
pa
ź
w
rz
07
07
si
e
07
cz
e
7
aj
0
m
ar
07
m
07
lu
t
st
y
07
gr
u
07
li s
07
pa
ź
w
rz
07
07
si
e
07
li p
m
aj
07
cz
e
07
07
m
ar
07
kw
i0
7
lu
t
07
y
st
07
50
2.40
Komentarz
Komentarz
ƒ Cena jaką PGNiG płaci za importowany gaz denominowana jest w
USD;
ƒ Średni kurs USD/PLN w 4 kwartale 2007 roku wyniósł 2,5271 zł i w
porównaniu do analogicznego okresu 2006 roku zmniejszył się o 15%;
ƒ W całym 2007 roku średni kurs USD/PLN osiągnął 2,7686 zł i w
porównaniu z rokiem poprzednim spadł o 11%;
ƒ Pomimo że przychody Spółki ze sprzedaży ropy naftowej są głównie
denominowane w USD, to umocnienie złotówki pozwala na znaczną
redukcję kosztów zakupu importowanego gazu.
ƒ Formuła cenowa przy zakupie gazu z importu oparta jest o 9-cio
miesięczną średnią notowań produktów ropopochodnych, których cena
jest prawie w 100% skorelowana z notowaniami ropy;
ƒ Obecna cena taryfowa obowiązuje od 1 stycznia 2007 roku. Od tego
czasu cena ropy naftowej wzrosła o 64%;
ƒ Średnia cena ropy naftowej w 2007 roku wyniosła 72,7 USD/boe i była o
11% wyższa niż rok wcześniej;
ƒ W wyniku rosnących notowań ropy naftowej, 9-cio miesięczna średnia
notowań ropy roku wzrośnie o 7% na koniec 1 kwartału 2008, przy
założeniu, że ceny ropy naftowej utrzymają się na poziomie 95
USD/boe.
* źródło: NBP
** European Dated Brent Forties Oseberg (BFO), źródło: Bloomberg
5
Wolumen sprzedaży ropy naftowej i przychody PGNiG
GK PGNiG wg MSSF
FY 2006
FY 2007
Zmiana
Wolumen sprzedaży* (tys. ton)
519
542
4%
Przychody ze sprzedaży* (mln zł)
745
780
5%
Wolumen wydobycia* (tys. ton)
Cena jednostkowa ropy (zł/tona)
530
522
(2%)
1 449
1 430
(1%)
Ceny jednostkowe
2 000
1 500
zł / tona
1 261
1 484
1 449
1 430
1 000
500
Średnia cena sprzedaży (USD/bbl)
63
68
0
8%
Q4 2006
Sprzedaż ropy naftowej*
tys. ton
798
800
700
645
596
600
500
463
400
328
780
PGNiG sprzedaje ropę naftową na warunkach rynkowych; obecnie
sprzedaż ropy realizowana jest na bieżąco;
ƒ
Wzrost wolumenu sprzedaży ropy w 2007 roku o 4% w porównaniu
z rokiem poprzednim wynika z faktu, iż część produkcji z 2006 roku
była zmagazynowana i sprzedana w pierwszej połowie 2007 roku (stąd
różnica pomiędzy sprzedażą a wielkością wydobycia);
ƒ
Wzrost przychodów ze sprzedaży ropy o 5% w skali roku był wynikiem
wzrostu rynkowej ceny ropy naftowej o 9% w 2007 roku w porównaniu
z rokiem 2006. Z drugiej strony, wzrost przychodów byłby jeszcze
większy, gdyby nie negatywny efekt umocnienia kursu złotówki
względem dolara o 15% porównując rok 2007 z rokiem poprzednim;
ƒ
W 2007 roku wydobycie ropy naftowej w porównaniu z rokiem 2006
spadło o 2%. Sytuacja ta była wynikiem naturalnych barier wzrostu
produkcji w analizowanym okresie czasu.
800
600
542
405
400
300
239
200
134
169
145
200
100
0
0
2002
2003
2004
2005
Wolumen sprzedaży (lewa oś)
2006
2007
1-4Q 2007
ƒ
mln zł
745
519
1-4Q 2006
Komentarz
616
521
Q4 2007
Q406
Q407
Przychody ze sprzedaży (prawa oś)
* Dane dla ropy naftowej oraz kondensatu bez testów
6
Fluktuacje cen ropy naftowej
tys. ton
USD/bbl
180
90
84,0
160
64,3
62,0
70
69,4
68,3
140
62,0
55,9
120
80
60
58,0
50
100
40
80
30
60
20
40
10
20
0
Q1 2006
Q2 2006
Q3 2006
Q4 2006
Wolumen kwartalnej produkcji ropy (lewa oś)
Q1 2007
Q2 2007
Q3 2007
Q4 2007
Cena ropy Brent na giełdzie w Londynie (prawa oś)
Cena sprzedaży ropy naftowej przez GK PGNiG
7
Wolumeny sprzedaży gazu i przychody PGNiG
GK PGNiG wg MSSF
FY 2006
Wolumen sprzedaży gazu
(mln m³)*
13,667
13,700
0%
Wolumen wydobycia (mln m³)**
4,277
4,276
0%
Przychody ze sprzedaży (mln zł)
13,844
15,071
9%
- Gaz wysokometanowy (E)
12,188
13,370
10%
- Gaz zaazotowany (Ls, Lw)
1,109
1,254
13%
547
448
- Pozostała sprzedaż
Komentarz
Zmiana
FY 2007
(18%)
ƒ
W 2007 roku wartość sprzedaży oraz wolumen wydobycia gazu pozostał
na porównywalnym poziomie z rokiem 2006;
ƒ
W 2007 roku zmieniła się struktura odbiorców gazu – na skutek
zwiększonego popytu na gaz przez odbiorców przemysłowych, wielkość
sprzedaży surowca wzrosła o 5%;
ƒ
W 2007 roku wielkość importu spadła o 7% i osiągnęła 9,3 bcm. Było
to spowodowane faktem, iż na jesień 2006 roku PGNiG zmagazynowało
spore ilości gazu, które ze względu na ciepłą zimę nie zostały
wykorzystane w pierwszych miesiącach 2007 roku;
ƒ
Mimo, iż wielkość sprzedaży w 2007 roku pozostała na porównywalnym
poziomie z rokiem 2006, przychody ze sprzedaży gazu wzrosły o
10%* w związku z wprowadzeniem wyższej ceny taryfowej od 1 stycznia
2007 roku.
Wolumeny sprzedaży i wydobycia gazu*
Wolumeny produkcji *** wg rodzaju gazu**
bcm
5
bcm
16
12
13,7
13,6
13,0
12,0
11,2
13,7
4
3
8
4
4,0
4,1
4,3
4,3
4,3
4,3
4,3
3,8
1,2
2003
2004
Wolumen sprzedaży
2005
2006
2007
Q4 06
Wolumen w ydobycia
* Dane dla gazu wysokometanowego oraz zaazotowanego
** Dane w ekwiwalencie gazu wysokmetanowego (E)
2,7
3,0
2,9
2,9
2,9
1,4
1,3
1,3
1,4
1,4
1,4
2003
2004
2005
2006
2007
2
1,1
0
2002
2,6
Q4 07
1
0
2002
Gaz zaazotowany
Gaz wy sokometanowy
*** Dane wraz z produkcją Oddziału PGNiG w Odolanowie
8
Koszty działalności operacyjnej
GK PGNiG MSSF (mln zł)
Koszty operacyjne ogółem, w tym:
Koszt nabycia sprzedanego gazu
Zużycie pozostałych surowców i materiałów
Świadczenia pracownicze
Amortyzacja
Usługi przesyłowe OGP Gaz System
Pozostałe usługi obce
Pozostałe koszty operacyjne netto
Koszt wytworzenia świadczeń
Aktualizacja wartości majątku w OSD
FY 2006
13 728
8 068
543
1 822
1 296
1 531
1 121
(90)
(565)
-
FY 2007
15 328
7 738
604
2 028
1 429
1 454
1 210
162
(682)
1 384
Wyniki i koszty operacyjne
Zmiana
11%
(4%)
11%
11%
10%
(5%)
8%
281%
21%
-
mld zł
mld zł
15,3
18
15
12
3.2
13,7
11,2
2.8
2.4
9
2.0
6
1.6
3
1.2
0
2005
2006
Koszty operacyjne
2007
Przepływy operacyjne
Komentarz
ƒ
Koszty operacyjne w 2007 roku wzrosły o 11% w porównaniu z 2006 rokiem; przy wzroście wyniku operacyjnego o 82% (bez uwzględnienia utraty wartości środków
trwałych) i przy spadku wyniku operacyjnego o 12% z uwzględnieniem utraty wartości środków trwałych;
ƒ
W 2007 roku największy wpływ na koszty operacyjne miał odpis na utratę wartości środków trwałych w spółkach OSD; koszty operacyjne w 2007 roku wzrosłyby
jedynie o 1% gdyby aktualizacja wartości majątku nie była brana pod uwagę;
ƒ
Największą pozycję kosztową stanowi koszt nabycia sprzedanego gazu, który zmniejszył się o 4% w porównaniu z 2006 rokiem. Wynika to z następujących przyczyn:
ƒ Zmniejszenie wolumenu importu w 2007 roku o 7% w porównaniu z 2006 rokiem na skutek zmagazynowania gazu w magazynach na koniec 2006 roku i ciepłej
zimy w sezonie 2006/2007;
ƒ Umocnieniem złotego względem dolara w 2007 roku o 15% w porównaniu z rokiem 2006;
ƒ
Wzrost świadczeń pracowniczych o 11% wynika ze wzrostu wynagrodzeń pracowników Grupy Kapitałowej PGNiG (zwłaszcza w segmencie E&P);
ƒ
Spadek kosztów usługi przesyłowej OGP Gaz System o 77 mln zł jest efektem zmniejszonego importu gazu w 2007 roku;
ƒ
Z kolei wzrost pozostałych kosztów operacyjnych o kwotę 252 mln zł wynika z różnic kursowych dotyczących bieżącej działalności handlowej.
9
Rozwój działalności poszukiwawczej i geofizycznej
Działalność geofizyczna
ƒ W 2007 roku PGNiG kontynuowało rozwój działalności geofizycznej.
Geofizyka Kraków podpisała kontrakty m. in. z DONG Energy (duński
koncern energetyczny) na realizację badań sejsmicznych na potrzeby
poszukiwania wód geotermalnych, Merty Energy (firma naftowa z Turcji)
na wykonanie zdjęcia sejsmicznego 2D oraz z Hawasina LLC Oman
Branch (Grupa MOL) na przetwarzanie danych sejsmicznych z Omanu.
ƒ Druga spółka geofizyczna – Geofizyka Toruń – podpisała kontrakt z
Cairn Energy India na wykonanie dużych zdjęć sejsmicznych 2D i 3D w
Indiach. Inne znaczące kontrakty zostały podpisane z GeoEnergy GmbH
na akwizycję danych sejsmicznych 2D/3D w pd-zach Niemczech oraz z
firmą Shell na realizację akwizycji danych sejsmicznych 2D w Syrii.
Spółki segmentu Produkcji i Wydobycia
mln zł
150
120
90
ƒ PNiG Piła podpisała umowę na dostarczenie kompleksowych usług
wiertniczych przy budowie Podziemnego Magazynu Gazu na Węgrzech
dla firmy MOL.
82
77
65
40%
30%
60
20%
30
10%
0%
0
Geof izy ka
Kraków
Geof izy ka PNiG Kraków
Toruń
PNiG Piła
PNiG Jasło
Kapitał w łasny (lew a oś)
Działalność poszukiwawcza
ƒ PNiG Jasło podpisało kontrakt obejmujący odwiercenie otworów
geotermalnych z niemiecką spółką Bestec.
115
101
ƒ W styczniu 2008 roku Geofizyka Kraków rozszerzyła działalność w Libii
poprzez zawiązanie firmy z udziałem libijskiego wspólnika Barari Co.
ƒ W zakresie działalności poszukiwawczej, w 2007 roku PNiG Kraków
podpisało umowę z Tullow Oil Plc na wykonanie prac wiertniczych w
Ugandzie oraz kontrakt z EmbaJugNieft na wykonanie prac wiertniczych
i serwisowych w Kazachstanie.
50%
120
PN Diament
ROE (praw a oś)
Przychody z działalności poszukiwawczej
mln zł
1000
27%
750
615
500
436
313
250
0
2004
395
290
213
198
115
781
223
2005
Usługi geof izy czno-geologiczne
325
2006
386
2007
Usługi poszukiwawcze
10
Dziękujemy za uwagę
11