Aktualności

– Trzeci kwartał to początek bezprecedensowego rajdu cenowego na rynku gazu, choć notowania rosły już od początku roku. Od stycznia do końca września cena gazu na europejskich giełdach zwiększyła się prawie czterokrotnie, co przełożyło się na znaczący wzrost kosztów pozyskania paliwa przez PGNiG. Pomimo to w pierwszych dziewięciu miesiącach 2021 r. Grupa wypracowała solidne wyniki operacyjne – podkreślił Paweł Majewski, Prezes Zarządu PGNiG SA.

Po trzech kwartałach 2021 r. GK PGNiG miała 37,49 mld złotych przychodów ze sprzedaży, co stanowi wzrost o 37 proc. w stosunku do analogicznego okresu 2020 r., kiedy przychody wyniosły 27,43 mld zł. Koszty operacyjne sięgnęły 32,68 mld zł względem 19,19 mld zł rok wcześniej, a więc wzrosły o 70 procent. Wynik EBITDA wyniósł 7,39 mld zł, EBIT 4,82 mld zł a zysk netto 3,1 mld zł – odpowiednio o 31, 42 i 49 proc. mniej niż przed rokiem.

Spadek zysku operacyjnego był jednak efektem zdarzeń jednorazowych, przede wszystkim uwzględnienia w ubiegłorocznych wynikach rozliczenia nadpłaty za dostawy gazu ziemnego w konsekwencji wygranego przez PGNiG arbitrażu z Gazpromem. Jeżeli pominąć kwotę zwrotu a także wpływ odpisów na majątku trwałym, po trzech kwartałach 2021 r.  wynik EBITDA GK PGNiG wzrósł rok do roku o 4 proc. a EBIT o 2 procent.

Wzrost cen węglowodorów spowodował istotną zmianę w strukturze EBITDA GK PGNiG. Po trzech kwartałach 2021 r. najbardziej rentownym segmentem działalności Grupy było Poszukiwanie i Wydobycie, którego udział w EBITDA wyniósł 73 proc. wobec 7 proc. w tym samym okresie 2020 roku. Wzrósł również procentowy udział segmentów Dystrybucja oraz Wytwarzanie. Po 9 miesiącach 2021 r. ten pierwszy odpowiadał za 28 proc. EBITDA GK PGNiG a drugi za 8 procent. Rok wcześniej ich udziały wynosiły odpowiednio 14 i 5 procent. Segment Obrót i Magazynowanie, w którym skupiona jest działalność handlowa PGNiG, przyniósł stratę operacyjną, która pomniejszyła wynik EBITDA o 9 procent.

– Ujemny wynik EBITDA segmentu Obrót i Magazynowanie ilustruje trudności, z jakimi muszą mierzyć się firmy handlujące gazem. Jednak, dzięki dywersyfikacji działalności, GK PGNiG jest w stanie osiągnąć pozytywne wyniki nawet w tak trudnym otoczeniu rynkowym. To przede wszystkim efekt konsekwentnego rozwoju segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, zwłaszcza na rynku norweskim. Przez pierwsze trzy kwartały 2021 roku wydobyliśmy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym dwa razy więcej gazu niż przed rokiem – zaznaczył Paweł Majewski.

Poszukiwanie i wydobycie

Przychody segmentu po pierwszych trzech kwartałach 2021 r. wyniosły 7,03 mld zł i były wyższe niż przed rokiem o 128 proc., kiedy wyniosły 3,08 mld złotych. Wynik EBITDA wzrósł rok do roku z 0,72 mld zł do 5,42 mld złotych. Znacząca poprawa wskaźników finansowych segmentu była przede wszystkim efektem rosnących cen węglowodorów. Średnie notowania ropy Brent w pierwszych 9 miesiącach roku wyniosły 257 złotych za baryłkę i były o 57 proc. wyższe niż w analogicznym okresie 2020 roku. Dużo większą dynamikę miały ceny gazu, które wzrosły aż o 235 proc. rok do roku (średnia arytmetyczna notowań na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii).

Wydobycie ropy naftowej przez GK PGNiG wyniosło 938 tys. ton, a więc nieznacznie spadło w porównaniu z 2020 r., kiedy po trzech kwartałach wyniosło 963 tys. ton. Wyraźnie, bo o 9 proc., wzrosła produkcja gazu ziemnego, która sięgnęła 3,59 mld m sześc. wobec 3,3 mld m sześc. rok wcześniej. Stało się to przede wszystkim dzięki zwiększeniu aż o 103 proc. wolumenu wydobycia paliwa na Norweskim Szelfie Kontynentalnym – z 0,32 mld do 0,65 mld m sześciennych. O 19 proc., z 0,21 do 0,25 mld m sześc., wzrosło wydobycie gazu ziemnego w Pakistanie. Krajowe wydobycie nieznacznie zmniejszyło się z 2,78 mld do 2,69 mld m sześciennych.

Obrót i Magazynowanie

Rosnące ceny węglowodorów i większy wolumen sprzedaży gazu ziemnego przełożyły się na dynamiczny wzrost przychodów segmentu Obrót i Magazynowanie, które sięgnęły 29,92 mld zł wobec 21,08 mld zł w pierwszych 9 miesiącach ubiegłego roku. Jednocześnie istotnie wzrosły koszty operacyjne, wskutek czego wynik EBITDA segmentu spadł do minus 0,64 mld zł w porównaniu do 8,19 mld zł rok wcześniej (3,27 mld zł bez uwzględnienia zwrotu nadpłaty z tytułu wygranego arbitrażu z Gazpromem).

Wolumen sprzedaży gazu po trzech kwartałach 2021 roku sięgnął 24,05 mld m sześć. – o 8 proc. więcej niż w analogicznym okresie 2020 roku, kiedy wyniósł 22,28 mld m sześciennych. Największa ilość gazu została sprzedana na Towarowej Giełdzie Energii – 7,8 mld m sześc. wobec 6,55 mld m sześc. rok wcześniej (+19 proc. r/r). Mocno wzrosła sprzedaż detaliczna, która sięgnęła 6,52 mld m sześc., o ok. 0,9 mld więcej niż przed rokiem (+16 proc. r/r), tym samym wyprzedzając sprzedaż dla odbiorców hurtowych, której wolumen spadł o 7 proc. rok do roku, z 6,51 mld do 6,06 mld m sześc. Sprzedaż gazu za granicę wniosła po 9 miesiącach 2021. r. 3,66 mld m sześc., a więc była na zbliżonym poziomie co rok wcześniej (3,62 mld m sześc.).

Dystrybucja

W pierwszych trzech kwartałach 2021 r. przychody segmentu Dystrybucja wzrosły o 16 procent i wyniosły 3,85 mld zł w porównaniu z 3,32 mld zł w tym samym okresie poprzedniego roku. O tyle samo w ujęciu procentowym wzrósł wolumen dystrybuowanego gazu, który sięgnął 9,32 mld m sześc. wobec 8,03 mld m sześc. w pierwszych trzech kwartałach 2020 roku. Zysk EBITDA wyniósł 2,1 mld zł, co oznacza wzrost o 36 proc., z 1,54 mld zł rok wcześniej.

Wytwarzanie

O 17 proc. z 1,87 mld do 2,18 mld zł zwiększyły się przychody ze sprzedaży w segmencie Wytwarzanie. Wynik EBITDA po 9 miesiącach 2021 r. sięgnął 0,61 mld zł wobec 0,57 mld zł rok wcześniej, co oznacza wzrost o 8 procent.

Wolumen sprzedaży ciepła po trzech kwartałach 2021 r. wyniósł 27,27 PJ i był wyższy o ponad 5 proc. niż w analogicznym okresie 2020 r., kiedy wyniósł 25,92 PJ. Do wzrostu przyczyniły się przede wszystkim warunki pogodowe – średnia temperatura powietrza była o ok. 1,3 stopnia niższa niż przed rokiem i wyniosła ok. 10,3 stopni Celsjusza. O 8 proc. spadła produkcja energii elektrycznej, która wyniosła 2,28 TWh w porównaniu 2,47 TWh rok wcześniej.