Segment – Obrót i Magazynowanie (2)

Wyniki finansowe Grupy PGNiG
za I półrocze 2015
14 sierpnia 2015r.
W 1H mimo dużego spadku cen ropy
wzrost wyniku EBITDA w Grupie PGNiG
24%
20 390
16 381
25%
15%
20%
23%
4,9 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu
i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE
15,5 mld PLN
3 467 3 996
1H2014
1H2015
2 169 2 609
1 520 1 865
EBIT
Zysk netto
12,9 mld PLN
-14 212
-17 781
Przychody ze
sprzedaży
Koszty
operacyjne
EBITDA
Po eliminacji większa dynamika spadku kosztów (9%) niż przychodów (5%)
2
Wzrost wyniku EBITDA w 1H – wszystkie
segmenty poza Poszukiwanie i Wydobycie
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
399
667
105
124
32
3 996
3 467
824
1 542
1 218
412
Udział segmentów w wyniku EBITDA Grupy PGNiG
Poszukiwanie i Wydobycie
30%
3 996
mln PLN
21%
3
10%
39%
Wytwarzanie
Obrót i Magazynowanie
Dystrybucja
PPE – osiągnięte już 87% celu na 2015
Plan
Realizacja
W samym 1H2015 zrealizowano
87% planu oszczędności na 2015
260
304
2014
2014
349
•
196
133
304
304
2015
2015
1H2015
2015
437
2016
2016
•
•
Wyznaczenie celów poprawy
efektywności dla segmentów i
spółek Grupy PGNiG
Zdefiniowanie zakresu i
chronologii działań
Realizacja w perspektywie do
końca roku 2016 roku
30
OPEX zarządzalny – 5 mld zł
20
Kluczowe koszty poza PPE:
•
Koszty zakupu gazu
•
Koszty zakupu innych paliw
•
Koszty usług przesyłowych
•
Amortyzacja
10
0
OPEX ogółem: 29 mld zł
w 2013
4
Program prowadzi do trwałej
redukcji bazy kosztów
zarządzalnych we wszystkich
kluczowych segmentach Grupy
PGNiG o ok. 0,8 mld zł.
Czynniki wpływające na wynik finansowy
W 2Q 2015 wskutek spadku cen ropy 9-miesięczna
średnia cen ropy w USD obniżyła się R/R o 29%
Wzmocnienie USD i osłabienie EUR wobec PLN R/R
PLN
USD/boe
4,5
140
4,17
4,09
120
4,0
3,70
+ 22%
100
3,5
110
109
78
80
3,04
60
62
3,0
40
2,5
01'14
04'14
07'14
09'14
12'14
03'15
Średni kwartalny kurs USD/PLN
Średni kwartalny kurs EUR/PLN
5
06'15
20
07'13 09'13 12'13 03'14 06'14 09'14 12'14 03'15 06'15
3-mies. średnia cena ropy naftowej Brent w USD
9-mies. średnia cen ropy naftowej w USD
Czynniki wpływające na wynik finansowy
Zauważalny wpływ redukcji taryf na przestrzeni ostatnich okresów oraz polityki rabatowej
w 2Q15 na cenę sprzedaży gazu.
Cena na wykresie agreguje sprzedaż taryfową PGNiG SA i PGNiG OD do klientów w Polsce,
uwzględniając rabaty. Nie obejmuje transakcji na TGE i sprzedaży gazu bezpośrednio ze złóż.
PLN/MWh
120
117
115
109
110
100
90
80
70
60
50
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
TGE (rynek dnia następnego)
Średnia cena sprzedaży regulowanej gazu w Polsce przez Grupę PGNiG
Dominujące pod względem wolumenu terminy kontraktów gazowych na TGE i innych giełdach
gazu to kwartał, sezon (lato/zima) i rok kalendarzowy. Rynek spotowy pełni funkcję uzupełniającą.
6
Istotny wpływ spadku cen ropy na wyniki
segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 1H
W 1H15 o 509 mln PLN mniejsza sprzedaż ropy R/R, z czego spadek
ceny o 37% wpłynął na redukcję przychodu o 601 mln PLN, a wzrost
wolumenu o blisko 61 tys. ton zwiększył przychód o 92 mln PLN
Stabilne wydobycie gazu ziemnego i zwiększone
R/R wydobycie ropy naftowej w II kwartale 2015
mld m3
tys. ton
1,6
26%
36%
21%
20%
600
1,2
1,2
1,1
1,1
1,1
1,2
1,1
3 426
400
2 533
0,8
1 941
1 542
1H2015
Przychody ze
sprzedaży
7
-1 686
Koszty
operacyjne
EBITDA
310
317
304
EBIT
200
0,4
0
-2 110
322
271
1 316
847
1H2014
386
0
1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 2Q15
Gaz ziemny
Ropa naftowa i kondensat
Znacznie wyższy R/R wynik EBITDA
segmentu Obrót i Magazynowanie w 1H
34%
29%
17 824
667
661
mln PLN
mln PLN
13 306
824
157
1H2014
741
80
1H2015
-13 226
-17 083
Przychody ze
sprzedaży
8
Koszty
operacyjne
EBITDA
EBIT
Segment – Obrót i Magazynowanie (2)
Sprzedaż gazu Grupy PGNiG w 2Q2015 wyższa R/R o 1,4 mld m3,
w całości wynikająca ze sprzedaży na Towarowej Giełdzie Energii
Marża na sprzedaży gazu E w PGNiG SA i PGNiG
Obrót Detaliczny
Marża kwartalna
6%
9
Marża średnioroczna
7,7
8
4%
6,8
7
3%
2%
2%
6
4,9
3,3
0%
3,5
3
-1%
-2%
-2%
2
-3%
-4%
1
0
1Q14
2Q14
3Q14
4Q14
1Q15
Wolumen sprzedaży gazu GK PGNiG (mld m3)
9
1%
1%
4,8
5
4
4%
2Q15
-3%
-6%
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q 2Q15
Po eliminacji wpływu negatów marża w 2Q15
wyniosła 0%, a w 1H15 sięgnęła blisko +3%.
Segment – Obrót i Magazynowanie (3)
Stan magazynów na koniec lipca br. to 2,2 mld m3.
W 2Q15 rozpoczęcie sezonowego zatłaczania magazynów
gazu (mld m3).
Grupa PGNiG (PGNiG SA, PGNiG Obrót Detaliczny, PST) –
wolumen sprzedaży gazu w grupach odbiorców (mld m3)
0,24
TGE
3
4,53
0,91
1,02
0,67
0,63
0,50
0,63
1,06
0,97
0,93
1,02
Klienci PST
2,5
2,72
Rafinerie
i petrochemia
2
Elektrownie
i ciepłownie
2,06
2,05
1,80
1,5
1,26
1
Zakłady azotowe
Handel, usługi,
hurt
1,25
1,93
1,65
1,99
2,05
Pozostali odbiorcy
przemysłowi
0,5
Odbiorcy domowi
0
1Q14
10
2Q14
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
0,0
1,0
2,0
1H'14
3,0
1H'15
4,0
5,0
Dobre wyniki w 1H stabilnego segmentu
Dystrybucja
5%
8%
2 216
9%
14%
2 394
1 113 1 218
682
779
1H2014
1H2015
-1 534 -1 615
Przychody ze
sprzedaży
11
Koszty operacyjne
EBITDA
EBIT
Segment Wytwarzanie – wysoki wynik
dzięki niższym kosztom paliw w 1H
4
14%
43%
89%
mln PLN
1 035 1 031
288
412
133
1H2014
251
1H2015
-902
Przychody ze
sprzedaży
12
-780
Koszty operacyjne
EBITDA
EBIT
Redukcja kosztów operacyjnych po
eliminacji wpływu obligo giełdowego w 1H
1H2014
1H2015
%
Zużycie surowców i materiałów
(1 238)
(1 098)
(11%)
Świadczenia pracownicze
(1 373)
(1 281)
(7%)
Usługi obce
(1 400)
(1 278)
(9%)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
(1 078)
(546)
(49%)
375
435
16%
Amortyzacja
(1 298)
(1 387)
7%
Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu
(6 012)
(5 155)
(14%)
Koszt sprzedanego gazu
(8 200)
(12 626)
54%
(14 212)
(17 781)
25%
(m PLN)
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
Koszty operacyjne ogółem
13
Zadłużenie i źródła finansowania
Źródła finansowania na 30.06.2015r. (m PLN)
8000
dostępne
 Dostępne programy na 14,6 mld PLN, w tym 9,6
mld gwarantowane.
wykorzystane
6000
4000
8 500
2 000
0
2 500
2 940
2000
0
1 000
0
160
220
2 100
Obligacje
Obligacje
Program BGK Reserve Based Euroobligacje
gwarantowane krajowe (2017)
(2020)
Loan (2017)
(program
(programy
ważny do
ważne do
2016;
2019-2020)
zapadalność
emisji 2017)
Zadłużenie (mld PLN)
8
Zadłużenie
7,3
6,2
6,1
5,8
6
5,4
Dług netto
5,2
4
2
2,7
2,5
3,4
2,9
0,7
-0,2
0
-2
1Q14
14
2Q14
3Q14
4Q14
1Q15
2Q15
 Akumulacja gotówki dla wypłaty dywidendy
(wypłacona 04.08.2015).
 13.08.2015 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.
Informacja o realizacji Planu Górnictwa Naftowego
PGNiG SA za I półrocze 2015
Wykonanie finansowe PGN za 1H 2015 (PGNiG SA)
Plan PGN 1H2015 (mln PLN)
w mln PLN
800
Wykonanie finansowe 1H2015 (mln PLN)
720
595
600
400
349
318
200
99
14
12
88
50
93
38
77
81
44
0
Wiercenie otworów Zagospodarowanie Pozostałe krajowe
Złóż i Odwiertów
Poszukiwania i
Wydobycie
Zagraniczne
Poszukiwania i
Wydobycie
Magazynowanie
Remonty i
Likwidacje
PGN I-VI razem
Liczba realizowanych wierceń w 1H 2015 w podziale na rodzaj otworu
Ilość otworów
plan
Rodzaj
realizacja
zakończone
ilość
metraż [mb]
ilość
metraż [mb]
P - poszukiwawcze
B - badawcze
R - rozpoznawcze
razem P+B+R
E - eksploatacyjne
12
4
11
27
20
22 910
12 720
16 290
51 920
46 244
8
2
6
16
11
15 753
3 532
9 245
28 530
18 128
7
0
4
11
8
ŁĄCZNIE WIERCENIA
47
98 164
27
46 658
19
15
Łącznie w okresie 6 miesięcy 2015
prowadzono wiercenie 27 otworów, co
stanowi ok. 57% ilości wierceń
zaplanowanych w PGN.
Metraż wykonanych wierceń stanowi
ok. 47,5% metrażu zaplanowanego
na rok 2015.
Efekty poszukiwań i zagospodarowania złóż
Odwierty poszukiwawczo–rozpoznawcze z wynikiem pozytywnym:
• odwierty poszukiwawcze, gazowe: Świniary-1; Olchowiec-2; Pruchnik-28;
• odwierty rozpoznawcze, gazowe: Kowale-3; Przeworsk-20; Siedleczka-7K;
Szacowane zasoby wydobywalne odkryte tymi odwiertami to około 3,5 mld m3 gazu
(22,88 mln boe). Odwiercono także otwór Rizq-1 w Pakistanie (ok. 4,5 mld m3 gazu).
Suma odkrytych w 1H2015
zasobów:
49,8 mln boe, w tym:
Polska – 23,3 mln boe
Pakistan – 26,5 mln boe
Odwierty eksploatacyjne z wynikiem pozytywnym:
• trzy odwierty ropne na złożu LMG; trzy odwierty gazowe na złożu Paproć; jeden
odwiert gazowy na złożu Pruchnik;
• Przewidywana produkcja roczna odwiertów to:
• ropnych - 125 tys. ton (0,85 mln boe);
• gazowych - 50 mln m3 (0,32 mln boe).
Suma przewidywanej
produkcji z odwiertów
ropnych i gazowych:
1,65 mln boe
Zagospodarowanie złóż
• Podłączenie ośmiu odwiertów;
• Przewidywana produkcja z tych odwiertów to 74 mln m3 (0,48 mln boe) gazu
rocznie.
16
Wydobycie i zasoby Grupy PGNiG w podziale
na jednostki organizacyjne
Udział w wydobyciu za I półrocze 2015
wydobycie przeliczone na boe
Stan zasobów węglowodorów - na dzień 30
czerwca 2015
(zasoby przeliczone na mln boe)
21%
1%
SANOK
76,9
82,2
25%
227,2
ZIELONA GÓRA *
NORWEGIA
418,9
53%
PAKISTAN
SANOK
17
ZIELONA GÓRA
NORWEGIA
PAKISTAN
Wyniki finansowe za 2 kwartał 2015
Efektywny operacyjnie 2Q oraz niższy
R/R wpływ zdarzeń jednorazowych
15%
6 846
11%
30%
55%
83%
7 895
1,45 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu
i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE
1 286 1 670
2Q2014
611
947
340
621
2Q2015
-6 235
Przychody ze
sprzedaży
20
-6 948
Koszty
operacyjne
EBITDA
EBIT
Zysk netto
Istotny wpływ spadku cen ropy na wyniki
segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 2Q
27%
19%
23%
40%
1 809
1 316
815
664
471
286
2Q2014
2Q2015
-1 030
-1 338
Przychody ze
sprzedaży
21
Koszty operacyjne
EBITDA
EBIT
Znacznie wyższy R/R wynik EBITDA
segmentu Obrót i Magazynowanie w 2Q
24%
18%
6 634
5 357
276
271
mln PLN
mln PLN
1,45 mld PLN - eliminacje pro forma przychodu
i kosztu transakcji PGNiG OD na TGE
205
2Q2014
2Q2015
-71
162
-109
-5 466
-6 472
Przychody ze
sprzedaży
22
Koszty operacyjne
EBITDA
EBIT
Dobre wyniki w 2Q stabilnego segmentu
Dystrybucja
13%
12%
964
43%
74%
1 078
697
488
477
273
2Q2014
2Q2015
-691
Przychody ze
sprzedaży
23
-601
Koszty operacyjne
EBITDA
EBIT
Segment Wytwarzanie – wysoki wynik
dzięki niższym kosztom paliw w 2Q
10%
17%
42%
25
mln PLN
384
343
72
102
2Q2014
24
-1
2Q2015
-319
-385
Przychody ze
sprzedaży
24
Koszty operacyjne
EBITDA
EBIT
Redukcja kosztów operacyjnych po
eliminacji wpływu obligo giełdowego w 2Q
2Q2014
2Q2015
%
Zużycie surowców i materiałów
(551)
(467)
(7%)
Świadczenia pracownicze
(687)
(583)
(15%)
Usługi obce
(815)
(755)
(7%)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
(669)
(229)
(66%)
185
229
24%
(675)
(723)
7%
Koszty operacyjne bez kosztu sprzedanego gazu
(3 212)
(2 528)
(21%)
Koszt sprzedanego gazu
(3 023)
(4 420)
46%
Koszty operacyjne ogółem
(6 235)
(6 948)
11%
(m PLN)
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
Amortyzacja
25