docWyniki finansowe PGNiG S.A. III kwartał 2006 r.
download 
Reklamacja Transkrypt
Wyniki finansowe PGNiG S.A. III kwartał 2006 r.
Wyniki finansowe PGNiG S.A. III kwartał 2006 r. Podstawowe wyniki finansowe GK PGNiG S.A. w mln, MSSF Przychody ze sprzedaży 3Q 2005 3Q 2006 1- 3 Q 2005 zmiana 1-3 Q 2006 zmiana 2 367 2 773 17% 8 545 10 958 28% Zysk brutto 132 167 27% 913 1 121 23% Zysk netto 72 130 81% 598 862 44% 497 527 6% 2 190 2 247 3% EBITDA (leasing) * Wyniki GK PGNiG S.A. 497 527 3Q 2005 3Q 2006 PLNm 600 132 167 72 130 0 EBITDA * Zysk brutto Komentarz • Skonsolidowany wynik finansowy netto wzrósł o 81% w stosunku do 3 kwartału 2005 roku i osiągnął poziom 130 mln zł; • Poprawa wyniku jest pochodną zwiększonych przychodów ze sprzedaży (o 17%) oraz wysokiej rentowności nieregulowanej działalności wydobywczej; • Rentowność netto wzrosła z 3,0% do 4,7%; • 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 1024 1 121 1 096 913 1000 800 862 598 600 Analiza segmentowa • Analiza segmentowa zysku na działalności operacyjnej wskazuje na dużą dynamikę wyników segmentów wydobycie (poprawa koniunktury). 570 Wydobycie i produkcja 400 200 70 58 -168 -400 Zysk z działalności operacyjnej Wynik na działalności finansowej 77 65 Dys trybucja 0 -200 418 -45 3Q 2006 3Q 2005 Pozos tałe 1-3 Q 2005 Jednostki wyceniane metodą praw własności 1-3 Q 2006 452 Obrót, m agazyn, przes ył Wynik brutto Wynik netto • Wynik na działalności finansowej uległ poprawie o 238 mln zł, co było rezultatem restrukturyzacji zadłużenia przeprowadzonej w 2005 roku. W chwili obecnej PGNiG pozyskuje kapitał na bardzo korzystnych warunkach. • Doskonałą kondycję finansową PGNiG odzwierciedla rating kredytowy: Baa1 (Moody’s) oraz BBB (Standard & Poor’s). mln PLN 551 0 100 200 300 400 500 600 • 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 1-3 Q 2005 GK PGNiG S.A. wg MSSF 1-3 Q 2006 zmiana Wolumen sprzedaży gazu (mln m3) 9 543 9 903 4% Przychody ze sprzedaży (mln zł) 8 545 10 958 28% - Gaz wysokometanowy (E) 6 808 8 768 29% - Gaz zaazotowany (Ls, Lw) 616 792 29% 1 121 1 398 25% - Pozostała sprzedaż Wolumeny sprzedaży i wydobycia gazu 1 mln m 3 mln m 3 14 000 11 000 3974 11 324 11 1564036 13 559 13 072 12 288 4318 4327 4059 5000 9 543 3179 9 903 3121 4000 3000 8 000 2000 5 000 1000 2 000 0 2001 2002 2003 2004 Wolumen sprzedaży 2005 1-3 Q 2005 1-3 Q 2006 Wolumen wydobycia PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF (1) Dane wskazane w ekwiwalencie gazu wysokmetanowego (E) 4 Komentarz • Wolumen sprzedaży gazu za trzy kwartały 2006 r. wzrósł o ok. 4% w stosunku do roku ubiegłego. Wzrost ten nastąpił w I kwartale, w którym odnotowano rekordowo wysokie zużycie gazu związane z bardzo niskimi temperaturami, • W samym III kwartale 2006 roku sprzedaż gazu była o 0,6% mniejsza (tj. ok. 14 mln m3 ) niż w analogicznym okresie 2005 r., • Spadek ten wynika głównie ze zmniejszonego zapotrzebowania na gaz odbiorców przemysłowych na skutek m.in. wprowadzenia w okresie letnim przerw technicznych oraz ogólną racjonalizacją zapotrzebowania na gaz odbiorców. Ropa naftowa Wolumen sprzedaży ropy (tys.t) 1-3 Q 2006 438 382 (13%) Przychody ze sprzedaży ropy (mln) 550 572 4% Wolumen wydobycia (tys. t) 430 381 (11%) 1 259 1 496 19% 52 63 21% Ceny jednostkowe ropy (zł/tonę) Ceny jednostkowe ropy (USD/bbl) * Ceny jednostkowe (zł / tona) zmiana 1500 zł / tona 1-3 Q 2005 GK PGNiG S.A. wg MSSF 1000 500 1460 1259 1525 1496 0 3Q2005 3Q2006 1-3Q2005 1-3Q2006 * bbl – 158,99 l; średnia gęstość ropy naftowej = 0,844 Komentarz Sprzedaży ropy naftowej tys. ton mln zł 784 750 645 596 750 % 550 4 616 572 521 500 447 338 463 438 405 328 500 382 250 250 0 0 2001 2002 2003 Wolumen sprzedaży 2004 2005 1-3 Q 2005 1-3 Q 2006 Przychody ze sprzedaży PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF 5 • PGNiG sprzedaje ropę naftową na warunkach rynkowych. Średnia cena sprzedaży ropy w 3 kwartale 2006 roku wyniosła 66 USD / baryłkę; • Pomimo spadku wolumenu sprzedaży ropy naftowej, przychody ze sprzedaży po 3 kwartałach 2006 roku wzrosły o 4%. • W 3 kwartale 2006 została ograniczona dynamika spadku wolumenu sprzedaży ropy naftowej, głównie poprzez obniżenie stanu zapasów oraz uruchomienie bieżących, testowych dostaw na poziomie optymalnym dla obecnej produkcji. Koszty działalności operacyjnej 1-3 Q 2005 1-3 Q 2006 Kluczowe pozycje kosztowe Zmiana Koszty operacyjne ogółem 7 594 9 863 - Koszty nabycia sprzedanego gazu - Zużycie pozostałych surowców i materiałów - Świadczenia pracownicze - Amortyzacja - Usługi przesyłowe OGP Gaz System - Pozostałe usługi obce - Pozostałe koszty operacyjne netto - Zmiana stanu zapasów - Koszt wytworzenia świadczeń 3 841 5 505 43% 333 350 5% 1-3 Q 2005 30% 6 000 43% 1 178 1 106 271 760 496 (37) (354) 1 247 975 1 156 710 360 (74) (368) 6% (12%) 327% (7%) (27%) 100% 4% Komentarz PLNm 1-3 Q 2006 5 505 3 841 4 500 3 000 1 156 1 500 Koszt zakupu gazu z importu Zakup usługi przesyłow ej • 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 (3Q05 / 3Q06 wzrost o ponad 18%); • Wzrost kosztów usług obcych w 1-3Q 2006 w stosunku do 1-3Q 2005 wynika z faktu wejścia w życie usługi przesyłowej OGP Gaz System 8 lipca 2005 roku. PGNiG, Skonsolidowane sprawozdanie finansowe wg MSSF 6 975 Amortyzacja No towaniaropynaropy ftowejnaftowej Brent (LondyBRENT n) - odstycz01-11/2006 nia- 9listopada2006r. Notowania 80 74,3 75 • Wzrost kosztów w decydującym stopniu związany jest ze wzrostem kosztów nabycia sprzedanego gazu (o 33%), głównie w wyniku wzrostu jednostkowych kosztów zakupu gazu z importu; 1 106 0 69,9 70 60 74,1 70,8 69,8 65 USD/baryłkę GK PGNiG S.A. w mln, wg MSSF 64,18 63,4 62,9 59,2 61,5 60,08 55 01/2006 02/2006 03/2006 04/2006 05/2006 06/2006 07/2006 08/2006 09/2006 10/2006 11/2006 Podstawowe wyniki finansowe (wg PSR) 3Q 2005 PGNiG S.A. w mln, wg PSR* Przychody ze sprzedaży 3Q 2006 zmiana 1 855 2 225 20% Zysk brutto 322 505 57% Zysk netto 230 431 87% EBITDA 354 413 14% Wyniki PGNiG S.A. 322 20% 87% 431 2500 PLNm 414 470 PLNm 500 505 Przychody 2225 Komentarz • Pozytywne tendencje w zakresie kształtowania się wyniku finansowego potwierdza jednostkowe sprawozdanie wg PSR. Zysk netto wzrasta aż o 87%. Zmiana struktury wyników • Na skutek wydzielenia działalności przesyłowej PGNiG przestało wykazywać marżę na tej działalności od II półrocza 2006, • W chwili obecnej PGNiG kupuje usługę przesyłową w imieniu klientów i jej koszt przenosi na odbiorców gazu w ramach kompleksowej umowy sprzedaży gazu, • Równocześnie po 3 kwartałach 2006 r. PGNiG uzyskało wpływ 389 mln PLN z tytułu umowy leasingu, w tym: 1855 230 – 212 mln raty odsetkowej 0 0 EBITDA ** Zysk brutto 3QPrzychody 2005 ze s przedaży 3Q 2006 – 176 mln raty kapitałowej • Wpływ środków z tytułu umowy leasingu jest traktowany jako kompensata za utraconą marżę realizowaną na działalności Dane obejmują jednostkowe sprawozdanie finansowe PGNiG S.A., które stanowi podstawę wypłaty dywidendy dla akcjonariuszy przesyłowej 3Q 2005 * Zysk netto 3Q 2006 7 Rozwój segmentu wydobycie i produkcja Segment Wydobycie i Produkcja PGNiG S.A. Spółki Grupy Kapitałowej Geofizyka Poszukiwania Serwis Oddział w Odolanowie Oddział w Zielonej Górze Oddział w Sanoku Geofizyka Kraków PNiG Jasło Sp. z o.o. PN „Diament” Kapitał zakładowy 34 mln zł Kapitał zakładowy 100 mln zł Kapitał zakładowy 62 mln zł Geofizyka Toruń PNiG Kraków Sp. z o.o. ZRG Krosno Kapitał zakładowy 33 mln zł Kapitał zakładowy 99 mln zł Kapitał zakładowy 26,8 mln zł Odazotowanie gazu ziemnego PNiG NAFTA Sp. z o.o. Wydobycie ropy naftowej Kapitał zakładowy 60 mln zł Wydobycie gazu ziemnego 8 Rozwój segmentu wydobycie i produkcja GK PGNiG konsekwentnie rozwija działalność w segmencie wydobywczym poza granicami kraju • PGNiG złożyło oferty na dwa bloki koncesyjne na prace poszukiwawcze w Egipcie w przetargu ogłoszonym przez państwową firmę Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC). Jesteśmy zainteresowani dwoma blokami koncesyjnymi zlokalizowanymi w zachodniej części Pustyni Egipskiej. Decyzję o udziale w przetargu podjęto po dokonaniu szczegółowej analizy dokumentacji dostępnej w „Data Room” w Kairze; • PGNiG zostało też zakwalifikowane do kolejnego etapu w przetargu na obszary koncesyjne w Libii. Delegacja PGNiG odbyła już wizytę w "Data Room" w Trypolisie w celu pozyskania dostępnych informacji geologicznych i geofizycznych. Obecnie przeprowadzona jest szczegółowa analiza dokumentacji i na tej podstawie podjęta zostanie w grudniu 2006 r. decyzja o dalszym udziale w przetargu; • Firma Poszukiwania Nafty i Gazu Kraków Sp. z o.o., należąca do Grupy Kapitałowej PGNIG, podpisała kontrakty: 9 na wiercenia poszukiwawcze za gazem ziemnym ze spółką Tethys OIL AB (prace w Danii na północ od Kopenhagi); 9 na poszukiwania ropy naftowej z kazachską spółką Ken-Sary LLP Co; 9 na wykonanie prac wiertniczych i serwisowych z międzynarodowym koncernem SASOL Petroleum Temane Limitada; 9 Geofizyka Kraków Sp. z o.o. podpisała kontrakt z norweską firmą Hydro na przeprowadzenie badań sejsmicznych w Libii 9 Geofizyka Toruń Sp. z o.o. podpisała kontrakt z Oil India na przeprowadzenie badań sejsmicznych w indyjskim stanie Assam 9 Inwestycje zwiększające bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego • PGNiG podpisało umowę z firmą Investgas SA na budowę dwóch nowych kawern w Kawernowym Podziemnym Magazynie Gazu (KPMG) w Mogilnie. Po wybudowaniu dwóch kawern pojemność czynna magazynu w Mogilnie wzrośnie o około 100 milionów metrów sześciennych do poziomu około 470-500 milionów metrów sześciennych. Proces wypłukiwania soli oraz pierwszego zatłaczania gazu jest technicznie złożony oraz długotrwały. Zakończenie prac planowane jest na rok 2012; • PGNiG podpisało umowę z PBG SA dotyczącą budowy Odazotowni Grodzisk, czyli przemysłowej instalacji służącej do usuwania azotu z gazu ziemnego zaazotowanego. Wybudowanie instalacji umożliwi PGNiG S.A. eksploatację złóż gazu ziemnego zaazotowanego o niskiej kaloryczności, a w szczególności złoża Paproć, Paproć W, Wielichowo, Ruchocice, Brońsko, Lubiatów, Międzychód, Grotów, Sowia Góra i innych. Odazotownia będzie przerabiać do 500 mln m3 gazu zaazotowanego rocznie; • W 3 kwartale 2006 roku PGNiG podpisało umowę z niemieckim dostawcą gazu VNG – Verbundnetz Gas AG. Dostawy gazu ziemnego do punktu Lasów rozpoczęły się 1 października 2006 r. W ciągu pierwszych dwóch lat dostawy wyniosą do 500 mln m3 rocznie, natomiast w okresie od 1 października 2008 r. do 1 października 2016 r. dostawy gazu będą realizowane w ilości 400 mln m3 rocznie. Gaz ziemny będzie pochodził z portfolio dostawcy, a więc dostawy będą znacznie bezpieczniejsze niż dostawy z jednego źródła; • Prace nad Studium Wykonalności i Założeń Techniczno-Ekonomicznych importu skroplonego gazu ziemnego (LNG) do Polski przebiegają zgodnie z założonym harmonogramem. Została wykonana duża część prac, czego efektem jest pierwszy raport, który otrzymaliśmy od konsorcjum doradczego. Zakres prac obejmuje przygotowanie analizy zapotrzebowania na gaz, pozyskania i handlu LNG, transportu LNG. Studium wykonalności obejmuje także analizy techniczne, finansowe, organizacyjne oraz dotyczące lokalizacji terminala. 10 Integracja działalności obrotu w ramach PGNiG 1. Działalności: obrotu gazem oraz obsługi klientów na terenie całego kraju zostają „przeniesione” do PGNiG SA, który prowadzi działalność obrotu hurtowego i detalicznego (oraz działalność wydobywczą i magazynową). 2. PGNiG SA obsługuje wszystkich klientów – zarówno tych obsługiwanych dotychczas przez spółki gazownictwa jak i tych obsługiwanych przez PGNiG S.A. 3. Spółki gazownictwa (po wydzieleniu z nich obrotu) pełnią na swoim terenie rolę Operatorów Systemu Dystrybucyjnego, pozostając jednocześnie właścicielem majątku sieciowego. Model bieżący PGNiG Model docelowy PGNiG Obrót hurtowy SG Obrót hurtowy i detaliczny iG PGN w u brot SG SG SG SG SG o a j c a r g (OSD) (OSD) (OSD) Obrót Obrót Inte Obrót detalicz ny detalicz ny detalic zny Dystry bucja Dystry bucja Dystry bucja Dystry bucja Dystry bucja Dystry bucja Korzyści przyjętego rozwiązania • Jednolite standardy obsługi klientów, wspólna baza danych, możliwość wprowadzenia certyfikatów jakości na poziomie całego kraju • Efekty skali – niższe koszty stałe dla jednego klienta • Łatwość w realizacji jednolitej strategii handlowej i taryfowej • Długoterminowe utrzymanie pozycji konkurencyjnej w działalności obrotu – skupienie działalności obrotu w jednym, dużym i silnym finansowo podmiocie • Duża siła finansowa – duży podmiot generuje więcej wolnych środków, przez co ma większe możliwości inwestycyjne • Przejrzystość regulacyjna działalności obrotu i dystrybucji • Mały zakres przekształceń majątkowych – stosunkowo mały transfer zasobów ze spółek gazownictwa (majątek i pracownicy) 11
