Wyniki finansowe PGNiG S.A. II kwartał 2006 r.
Transkrypt
Wyniki finansowe PGNiG S.A. II kwartał 2006 r.
Wyniki finansowe PGNiG S.A. II kwartał 2006 r. Podstawowe wyniki finansowe 2Q 2005 GK PGNiG S.A. w mln, MSSF Przychody ze sprzedaży 2Q 2006 32% - 781 919 18% 106 - 526 727 38% 516 103% 1 692 1 687 0% Zysk brutto -57 111 Zysk netto -18 EBITDA (leasing) * 254 Wyniki GK PGNiG S.A. 516 PLNm 2005 MSSF 2006 MSSF 254 106 111 -57 -18 -200 EBITDA * Komentarz 2Q 103% Zysk brutto zmiana 8 184 3 085 29% 1- 2 Q 2006 6 178 2 394 600 1- 2 Q 2005 zmiana • Skonsolidowany wynik finansowy netto wzrósł o 38% w stosunku do I półrocza 2005 roku i osiągnął poziom 727 mln zł, • Poprawa wyniku jest pochodną zwiększonych przychodów ze sprzedaży (o 29%) oraz wysokiej rentowności nieregulowanej działalności wydobywczej, • Segment wydobycie jest beneficjentem znacznego wzrostu cen surowców na rynkach światowych (w I połowie 2005 roku ceny ropy wynosiły 40-52 USD/baryłkę i w ciągu roku ich średnia cena wzrosła o ponad 37%), • Ze względu na zmiany organizacyjne (wyłączenie segmentu przesył w lipcu 2005 roku), dla zachowania porównywalności wyników, skalkulowany został wskaźnik EBITDA (leasing), który uwzględnia płatności rat leasingowych. Zysk netto * EBITDA (leasing) skalkulowany został jako EBITDA powiększony o wpływy PGNiG S.A. 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”) 2 Analiza wyników w poszczególnych segmentach Struktura wyników w GK PGNiG S.A. 1200 900 18% mln PLN 916 920 781 919 31% 727 Analiza segmentowa • Analiza segmentowa zysku na działalności operacyjnej wskazuje na dużą dynamikę wyników segmentów wydobycie (poprawa koniunktury) oraz dystrybucja (wzrost sprzedaży i nowe taryfy), 526 600 325 Wydobycie i produkcja 300 18 Zysk z działalności operacyjnej W ynik na działalności finansowej Jednostki wyceniane metodą praw właności W ynik brutto W ynik netto 167 mln I-VI 2006 MSSF • Dobry wynik na działalności operacyjnej wystąpił pomimo przeniesienia marży realizowanej na działalności przesyłowej do operatora systemu przesyłowego, • Znaczna poprawa wyniku na działalności finansowej jest związana z operacją restrukturyzacji zadłużenia (wykup euroobligacji) w I połowie 2005 roku. 344 Obrót, magazyn, przesył I-VI 2005 MSSF -100 49% 3 Pozostałe -10 -193 -300 2005 MSSF 248 Dystrybucja -30 2006 MSSF 214 58 0 52% 546 0 100 200 300 400 500 600 700 800 • Poszczególne segmenty obejmują: Wydobycie Ropa naftowa, sprzedaż bezpośrednia gazu, sprzedaż usług poszukiwawczych, inne produkty (hel, LPG, LNG…) Obrót Przychody odsetkowe z umowy leasingu, sprzedaż gazu w ramach taryfy, działalność magazynowa, inne usługi Dystrybucja Działalność 6 Spółek Dystrybucyjnych w ramach GK PGNiG PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF 3 Wolumeny sprzedaży i przychody PGNiG 1-2 Q 2005 GK PGNiG S.A. wg MSSF 1-2 Q 2006 zmiana Wolumen sprzedaży gazu (mln m3) 7 246 7 625 5% Przychody ze sprzedaży (mln zł) 6 178 8 184 32% - Gaz wysokometanowy (E) 5 063 6 642 31% - Gaz zaazotowany (Ls, Lw) 474 621 31% - Pozostała sprzedaż 641 921 44% Wolumeny sprzedaży i wydobycia gazu 1 mln m 3 14 000 11 000 mln m 3 13 559 13 072 12 288 4318 3974 4327 11 324 4059 11 1564036 5000 4000 7 246 2192 8 000 7 625 2149 3000 2000 5 000 1000 2 000 0 2001 2002 2003 2004 Wolumen sprzedaży 2005 1H05 1H06 Wolumen wydobycia PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF (1) Dane wskazane w ekwiwalencie gazu wysokmetanowego (E) 4 Komentarz • Wolumen sprzedaży gazu w I półroczu 2006 r. wzrósł o 5% w stosunku do roku ubiegłego. Wzrost ten nastąpił w I kwartale, w którym odnotowano rekordowo niskie temperatury, • W samym II kwartale 2006 roku sprzedaż gazu była o 1% mniejsza (tj. ok. 18 mln m3 ) niż w analogicznym okresie 2005 r., • Spadek ten wynika ze zmniejszonego zapotrzebowania na gaz odbiorców przemysłowych, na skutek wprowadzenia w okresie letnim planowanych przerw technicznych, • Wzrost przychodów z pozostałej sprzedaży jest związany ze sprzedażą ropy naftowej, usług geologicznych oraz poszukiwawczych, • W GK PGNiG działa 6 spółek córek o kapitale własnym 388,2 mln zł, które prowadzą na całym świecie prace w zakresie poszukiwań gazu i ropy, badań geofizycznych, wierceń itp. Ropa naftowa Wolumen sprzedaży ropy (tys.t) 1-2 Q 2006 279 Przychody ze sprzedaży ropy (mln) Ceny jednostkowe ropy (zł/tonę) 235 Ceny jednostkowe (zł / tona) zmiana -15% 1500 329 345 5% 1000 1 177 1 469 25% 500 zł / tona 1-2 Q 2005 GK PGNiG S.A. wg MSSF 1320 1591 1178 1469 0 Ceny jednostkowe ropy (USD/bbl) * 49,7 62,3 2Q2005 25% 2Q2006 1-2Q2005 1-2Q2006 * bbl – 158,99 l; średnia gęstość ropy naftowej = 0,844 Komentarz Sprzedaży ropy naftowej tys. ton mln zł 784 750 750 645 596 616 521 500 447 338 463 329 405 328 279 250 500 5% 345 235 0 250 0 2001 2002 2003 Wolumen sprzedaży 2004 2005 1H05 1H06 Przychody ze sprzedaży PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF 5 • PGNiG sprzedaje ropę naftową na warunkach rynkowych (sprzedaż nieregulowana). Średnia cena sprzedaży ropy w 2 kwartale 2006 roku wyniosła 68 USD / baryłkę; • Pomimo spadku wolumenu sprzedaży ropy naftowej, przychody ze sprzedaży w I półroczu 2006 roku wzrosły o 5%; • Spadek wolumenu sprzedaży nie wynika ze spadku wydobycia ropy, ale jest związany ze wzrostem salda zapasów ropy naftowej w II kwartale. Koszty działalności operacyjnej 1-2 Q 2005 1-2 Q 2006 Kluczowe pozycje kosztowe Zmiana Koszty operacyjne ogółem 5 261 7 264 38% - Zakup gazu - Zużycie surowców i materiałów - Świadczenia pracownicze - Amortyzacja - Usługi przesyłowe OGP Gaz System - Pozostałe usługi obce - Pozostałe koszty operacyjne netto - Zmiana stanu zapasów - Koszt wytworzenia świadczeń 2 839 215 813 775 0 480 423 (91) (193) 4 252 239 811 649 872 458 392 (176) (233) 50% 11% (16%) (5%) (7%) 94% 20% 1-2 Q 2005 1-2 Q 2006 50% 4 252 4 500 2 839 3 000 PLNm GK PGNiG S.A. w mln, wg MSSF 1 500 872 775 649 0 Koszt zakupu gazu z importu Zakup usługi przesyłowej Amortyzacja Ceny giełdowe ropy naftowej 01/2005 - 07/2006 75 Komentarz 70 • Wzrost kosztów w decydującym stopniu związany ze wzrostem kosztów zakupu gazu z importu (o 50%). 65 • Wzrost cen ropy znajduje odzwierciedlenie we wzroście cen gazu w kontraktach importowych (z pewnym opóźnieniem). Ceny gazu w Europie są na zbliżonym poziomie do cen importowych PGNiG PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF 6 60 % +73 55 50 USD/baryłkę • Ceny gazu na świecie są uzależnione od sytuacji na rynku ropy naftowej i produktów ropopochodnych. Ich ceny są silnie skorelowane z aktualnymi notowaniami giełdowymi ropy (wzrost o 73%), 45 40 01/2005 04/2005 07/2005 10/2005 01/2006 04/2006 07/2006 Wpływ na wynik finansowy miały rosnące ceny zakupu gazu… Komentarz •Najważniejsze znaczenie dla wyników I półrocza miał istotny wzrost kosztów zakupu gazu z importu (o 1,4 mld zł), •Wzrost ten był zgodny z sytuacją na rynku gazu w Europie. Wg European Gas Markets ceny zakupów gazu z importu w głównych europejskich kontraktach importowych wzrosły z poziomu 204 USD / 1000 m3 (1Q2005) do 294 USD / 1000 m3 (2Q2006) czyli o 44%, •Średnia cena importowa w Europie w miesiącu czerwcu 2006 roku wyniosła ok. 950 zł/1000 m3 (299 USD). W tym samym czasie PGNiG sprzedawał gaz po cenie hurtowej 708,6 zł/1000 m3. •Na wykresie ceny zakupu gazu ze źródeł zestawiono z hurtowymi cenami sprzedaży PGNiG S.A. Ceny importowe gazu w Europie (wg EGM) * i cena sprzedaży PGNiG 1100 PLN / tys m 1000 3 Ceny, za które największe koncerny gazownicze importują gaz (ceny ze źródeł) 900 800 700 600 Cena taryfowa PGNiG, za którą sprzedawany jest gaz w Polsce 500 400 paź04 lis04 gru04 sty05 lut05 mar- kwi- maj- cze05 05 05 05 Snam-Gazexport Baumgarten Ruhrgas-GFU Emden Troll lip05 sie05 wrz- paź05 05 Ruhrgas-Gazexport Waidhaus GDF-Gasunie Dutch broder lis05 gru05 sty06 mar- kwi- maj- cze06 06 06 06 WIEH-Gazexport Velke Kapuszany PGNiG - Cena taryfowa w PLN * Ceny w głównych kontraktach importowych podane wg European Gas Markets Ceny zostały przeliczone przy na PLN przy pomocy średniego kursu NBP dla poszczególnych okresów 7 lut06 Wzrosty cen zakupu gazu nie znalazły pełnego odzwierciedlenia w taryfie PGNiG… Mechanizm regulacji a ceny gazu PGNiG S.A. Komentarz • W I półroczu 2006 roku nastąpił spadek rentowności działalności obrotu gazem. Wynika on ze znacznego wzrostu kosztów zakupu gazu z importu, który nie został w pełni przeniesiony na taryfy, • Na skutek mechanizmu regulacji - regulowana cena sprzedaży gazu nie pokrywa kosztów zakupu gazu z importu (cena jest skalkulowana jako średnia ważona kosztu importu i stosunkowo taniego kosztu wydobycia krajowego) • W 2005 roku pogłębiła się różnica pomiędzy średnimi cenami w kontraktach importowych w Europie, a ceną sprzedaży gazu przez PGNiG, PLN / tys m 3 Ceny importu gazu w Europie i ceny sprzedaży w Polsce 924,3 900 812,2 800 808,6 756,5 708,6 700 658,6 651,3 628,5 600 581,5 578,6 541,0 500 492,5 492,5 462,5 400 IV kw 2004 I kw 2005 II kw 2005 III kw 2005 IV kw 2005 Średnia cena w europejskich kontraktach importowych I kw 2006 II kw 2006 Cena taryfowa PGNiG • Cena importowa PGNiG w czerwcu 2006 wzrosła o 58% w stosunku do stycznia 2005 roku. W tym samym czasie Prezes URE zezwolił na podniesienie opłat za paliwo gazowe jedynie o 43,8%, • Spadek rentowności działalności obrotu gazem wysokometanowym został zrekompensowany poprawą wyników segmentu wydobycie, • Poprawa rentowności dotyczy także działalności obrotu gazem zaazotowanym. Pochodzi on w całości z wydobycia krajowego, a jego cena ustalana jest w odniesieniu do ceny gazu wysokometanowego (parytet energetyczny). Ceny gazu zaazotowanego wzrosły o 43,8% w stosunku do stycznia 2005. * Ceny w głównych kontraktach importowych podane wg European Gas Markets Ceny zostały przeliczone przy na PLN przy pomocy średniego kursu NBP dla poszczególnych okresów 8 Model taryfowy w Polsce Działalność Mechanizm regulacji Sprzedaż bezpośrednia Brak Sprzedaż bezpośrednio ze złóż (ceny negocjowane) PGNiG Wydobycie Koszty własne wydobycia Obrót hurtowy – gaz wysokometanowy Koszt + (Koszty importu + koszty wydobycia + k.finansowe + k. własne + marża) Obrót hurtowy – gaz zaazotowany Parytet energetyczny w stosunku do ceny gazu wysokometanowego Magazynowanie Koszt + zwrot z kapitału (RAB) Przesył Koszt + zwrot z kapitału (RAB) Dystrybucja Koszt + zwrot z kapitału (RAB) Koszt wg. cen importowych + k. własne + k.finansowe Magazynowanie Koszty przesyłania siecią Europolgaz i magazynowania Europolgaz (tranzyt) Taryfa Europolgaz OGP Gaz System Odbiorcy hurtowi (ceny taryfowe) 6 Spółek Dystrybucjnych PGNIG Obrót Koszty zakupu gazu + k. własne obrotu + k.finansowe Taryfa obrotowa Taryfa dystrybucyjna Dystrybucja Przesył Taryfa przesyłowa OGP Koszty przeniesione + k. dystrybucji + zwrot z kapitału 9 Odbiorcy końcowi (ceny taryfowe) Obrót Odbiorcy hurtowi i Spółki Dystrybucyjne GK PGNiG kupują gaz na podstawie cen gazu (taryfa PGNiG) oraz opłat przesyłowych (taryfa OGP Gaz System) Taryfa hurtowa PGNiG Modele regulacji w działalności obrotu gazem W państwach UE istnieją trzy podstawowe modele funkcjonowania rynku obrotu gazem: całkowite uwolnienie cen gazu, częściowe uwolnienie cen gazu oraz pełna regulacja cen. Ostatni wariant stosowany jest tylko w Polsce i na Litwie. PEŁNA REGULACJA CEN GAZU Wszyscy odbiorcy - zarówno odbiorcy domowi jak też odbiorcy przemysłowi mają obowiązek zakupu gazu na rynku regulowanym. MODELE HYBRYDOWE Utrzymanie regulacji cen dla małych odbiorców – głównie gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw oraz zniesieniu regulacji w zakresie sprzedaży gazu dla dużych odbiorców. 10 CAŁKOWITE UWOLNIENIE CEN Całkowite zniesienie regulacji cen w obrocie gazem. Działalność regulowana - taryfa PGNiG Taryfa dla paliw gazowych Odmowa zmiany cen • Podstawową przyczyną wzrostu cen paliwa gazowego jest utrzymująca się tendencja wzrostowa w cenach zakupu gazu z importu. Wzrost ten był podstawą ostatniej podwyżki, która weszła w życie 1 kwietnia 2006 r. Taryfa PGNiG S.A. 2004 Cena gazu (PLN/m3) I-XII I-VI VII-IX X-XII I-III IV- 0,4625 0,4925 0,5410 0,5815 0,6513 0,7086 6,5% 9,8% 7,5% 12,0% 8,8% E Podwyżka (%) 2005 2006 • Taryfa PGNiG S.A. dotyczy dużych odbiorców, jak np. zakłady azotowe, huty lub Spółki Dystrybucyjne. Na tej podstawie swoje taryfy kalkulują Spółki Dystrybucyjne należące do GK PGNiG, sprzedające gaz ziemny do mniejszych odbiorców. • Od 1 kwietnia 2006 roku zmianie uległy także taryfy Spółek Dystrybucyjnych. Zmiany te uwzględniały wzrost cen zakupu gazu przez Spółki (działalność obrotowa) oraz wzrost stawek dystrybucyjnych (poniżej). Wzrost stawek dystrybucyjnych wynikał m.in. z uwzględnienia po raz pierwszy w kalkulacji taryfy zwrotu z kapitału. Średnia stawka opłaty dystrybucyjnej (gaz E) od 1.04.2006 (PLN/m3) Podwyżka (%) DSG GSG KSG 0,3707 0,3946 0,3596 7,0% 7,2% 7,0% MSG 0,4087 6,9% PSG 0,3977 7,0% WSG 0,3253 7,0% 11 Razem 0,3735 7,0% • PGNiG uprawnione jest do wystąpienia o zmianę cen w taryfie w przypadku istotnej, nieprzewidzianej zmiany prowadzenia działalności, • 10 maja 2006r. PGNiG zwróciło się do Prezesa URE z wnioskiem o zmianę Taryfy dla paliw gazowych nr 4 od 1 lipca do 31 grudnia 2006r. (o 12%), • 20 czerwca 2006r. Prezes URE odmówił zatwierdzenia wnioskowanej przez PGNiG zmiany Taryfy, • 4 lipca 2006r. PGNiG złożyło odwołanie od decyzji Prezesa URE, • Aby zmniejszyć negatywne skutki braku zmiany taryfy PGNiG SA wystąpiło z wnioskiem o zmianę taryfy dla okresu od 1 września do 31 grudnia 2006r. (o 8%) Ceny gazu dla klientów przemysłowych* w UE Polska na tle innych krajów UE • Ceny gazu w Polsce pozostają na jednym z najniższym poziomów w UE. Ceny w Polsce wykazują także najniższą dynamikę. • Koszty pozyskania gazu przez wskazane kraje jest na zbliżonym poziomie (wszystkie importują przede wszystkim gaz rosyjski) Poziom cen dla odbiorców styczeń 05 przemysłowych (zł / 1000 m 3 ) - 01/2006 Procentowe wzrosty cen hurtowych w okresie styczeń 06/styczeń 05 Słowacja Słowacja Słowenia Słowenia Polska (PGNiG - hurt) Polska (PGNiG - hurt) Polska (Dystrybucja) Polska (Dystrybucja) Austria Austria W ęgry W ęgry Francja Francja Niemcy Niemcy Czechy Czechy UE (25) UE (25) 0 10 20 *) zużycie roczne 41 860 GJ (1,6 mln 30 40 % 50 700 m3) 900 1 100 1 300 1 500 1 700 Źródło: Eurostat, http://ec.europa.eu/eurostat 12 Ceny gazu dla klientów indywidualnych* w UE Polska na tle innych krajów UE • Również ceny dla odbiorców indywidualnych w Polsce są jednymi z najniższych w Unii Europejskiej, • W 2005 roku radykalnie wzrosły ceny w większości Państw UE (z wyjątkiem Węgier, gdzie Państwo sztucznie regulowało cenę gazu). Poziom cen dla odbiorców indyw idualnych (zł / 1000 m 3) 01/2006 Słowacja Wnioskowana podwyżka cen gazu w Polsce od 1 września spowoduje zwiększenie cen dla odbiorców indywidualnych o ok. 3,4% – 4,9 % Słowenia Polska Austria W ęgry Francja Niemcy Czechy UE (25) 1 000 1 200 1 400 1 600 1 800 2 000 2 200 *) zużycie roczne 3,3 tys. m3 2 400 Od sierpnia ceny detaliczne gazu dla gospodarstw domowych na Węgrzech wzrosły o 30 proc. Rząd Węgier uznał, że musi ograniczyć narastające lawinowo dotacje do gazu dla ludności (700 mln USD rocznie) Źródło: Eurostat, http://ec.europa.eu/eurostat 13 Podstawowe wyniki finansowe (wg PSR) 2Q 2005 PGNiG S.A. w mln, wg PSR* Przychody ze sprzedaży 2Q 2006 zmiana 1 879 2 446 30% Zysk brutto 162 281 73% Zysk netto 186 248 33% EBITDA (leasing) ** 342 404 18% Wyniki PGNiG S.A. 342 33% 404 281 162 Zmiany związane z przesyłem • Brak zmian w przychodach ze sprzedaży 2Q 186 30% 2500 248 0 PLNm PLNm 500 • Pozytywne tendencje w zakresie kształtowania się wyniku finansowego potwierdza jednostkowe sprawozdanie wg PSR. Zysk netto wzrasta o 33%, Przychody 2Q 2446 1879 Zysk brutto 2005 PSR Zysk netto • Z kosztów działalności operacyjnej wyłączone zostały koszty związane z działalnością przesyłową (m.in. zużycie własne gazu, wynagrodzenia, podatki, usługi obce) • W I półroczu 2006 PGNiG kupiło usługę przesyłową od OGP Gaz-System za 872m • PGNiG uzyskało w I półroczu 2006 r. wpływ 265m PLN z tytułu umowy leasingu, w tym: 0 EBITDA ** Komentarz Przychody 2005 PSR ze sprzedaży 2006 PSR 2006 PSR – 146 mln raty odsetkowej (wykazanej w pozycji przychody finansowe) – 119 mln raty kapitałowej (wykazanej jako spłata należności) * Dane obejmują jednostkowe sprawozdanie finansowe PGNiG S.A., które stanowi podstawę wypłaty dywidendy dla akcjonariuszy ** EBITDA (leasing) skalkulowany został jako EBITDA powiększony o wpływy PGNiG S.A. z tytułu raty leasingowej od OGP Gaz System Sp. z o.o. 14