Sytuacja finansowa

Wybrane dane finansowe GK PGNiG w latach 2020-2021

Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania finansowego w mln PLN w mln EUR
12 miesięcy zakończone 31 grudnia 2021 12 miesięcy zakończone 31 grudnia 2020 12 miesięcy zakończone 31 grudnia 2021 12 miesięcy zakończone 31 grudnia 2020
Przychody ze sprzedaży   69 964   39 197   15 284   8 761
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)   15 593   13 009   3 406   2 908
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)   11 562   9 585   2 526   2 142
Zysk przed opodatkowaniem   10 982   9 025   2 399   2 017
Zysk netto akcjonariuszy jednostki dominującej   6 014   7 340   1 314   1 641
Zysk netto   6 014   7 340   1 314   1 641
Łączne całkowite dochody przypadające akcjonariuszom jednostki dominującej   3 240   6 285   708   1 405
Łączne całkowite dochody   3 240   6 285   708   1 405
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej   3 470   14 118   758   3 155
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej   (8 092)   (6 254)   (1 768)   (1 398)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej   8 628   (3 653)   1 885   (816)
Przepływy pieniężne netto   4 006   4 211   875   941
Zysk na akcję podstawowy i rozwodniony (odpowiednio w PLN i w EUR)  1,04  1,27  0,23  0,28
Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania finansowego w mln PLN w mln EUR
Stan na 31 grudnia 2021 Stan na 31 grudnia 2020 Stan na 31 grudnia 2021 Stan na 31 grudnia 2020
Aktywa razem   101 576   62 871   22 085   13 624
Zobowiązania razem   57 197   18 746   12 436   4 062
Zobowiązania długoterminowe   20 107   11 666   4 372   2 528
Zobowiązania krótkoterminowe   37 090   7 080   8 064   1 534
Kapitał własny razem   44 379   44 125   9 649   9 562
Kapitał podstawowy (akcyjny)   5 778   5 778   1 256   1 252
Średnia ważona liczba akcji zwykłych (mln szt.)   5 778   5 778   5 778   5 778
Wartość księgowa i rozwodniona wartość księgowa na jedną akcję (odpowiednio w PLN i w EUR)   7,68   7,64   1,68   1,65
Zadeklarowana lub wypłacona dywidenda na jedną akcję (odpowiednio w PLN i w EUR)   0,21   0,09   0,05   0,02

Omówienie skonsolidowanego rachunku zysków i strat GK PGNiG

Przychody ze sprzedaży

Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty działalności w latach 2020-2021

PiW: wzrost przychodów ze sprzedaży gazu E i Ls/Lw r/r o 9 904 mln zł (398%) oraz wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu o 1 074 mln zł (76% r/r).

OiM: wzrost przychodów ze sprzedaży gazu E i Ls/Lw (z uwzgl. korekty sprzedaży gazu z tytułu transakcji zabezpieczających) o 27 698 mln zł (103% r/r).

Dystrybucja: wyższe o 699 mln zł (16%) przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej w Polsce przy wyższej o 3,6% stawce taryfy dystrybucyjnej.

Wytwarzanie: wyższe przychody ze sprzedaży ciepła o 284 mln zł (10% r/r) przy niższej średniej temperaturze r/r i wyższych wolumenach sprzedaży ciepła o 6% r/r; wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z segmencie Wytwarzanie o 186 mln zł (18% r/r) przy niższym wolumenie sprzedaży o 4%.

Koszty działalności operacyjnej

Podziały kosztów operacyjnych w latach 2020-2021

 

Wzrost kosztów gazu o 23 950 mln zł (121% r/r). Wzrost kosztów gazu nie uwzględnienia wpływu aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export na koszty gazu w latach 2014-2019 na poziomie 4 915 mln zł.

Wzrost kosztów zużycia innych surowców i materiałów o 944 mln zł (29% r/r), w tym energii elektrycznej na cele handlowe o 898 mln zł (50% r/r).

Wzrost kosztów z tytułu świadczeń pracowniczych o 99 mln zł (3% r/r), w tym wynagrodzeń o 142 mln zł (6% r/r).

Koszty 13 odwiertów negatywnych i sejsmiki wyniosły 625 mln zł w 2021 r. vs 198 mln zł (8 odwiertów negatywnych) w 2020 r.

Wzrost kosztów gazu o 23 950 mln zł (121% r/r). Wzrost kosztów gazu nie uwzględnienia wpływu aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export na koszty gazu w latach 2014-2019 na poziomie 4 915 mln zł.

Wzrost kosztów zużycia innych surowców i materiałów o 944 mln zł (29% r/r), w tym energii elektrycznej na cele handlowe o 898 mln zł (50% r/r).

Wzrost kosztów z tytułu świadczeń pracowniczych o 99 mln zł (3% r/r), w tym wynagrodzeń o 142 mln zł (6% r/r).

Koszty 13 odwiertów negatywnych i sejsmiki wyniosły 625 mln zł w 2021 r. vs 198 mln zł (8 odwiertów negatywnych) w 2020 r.

EBITDA

Koszty finansowe netto i wynik netto

Koszty finansowe netto w 2021 r. wyniosły -587 mln zł, z czego kluczową pozycję stanowił odpis aktualizujący udzielone pożyczki, (głównie spółce Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.) na poziomie -394 mln zł.

Po uwzględnieniu wyniku z inwestycji wycenianych metodą praw własności na poziomie +7 mln zł oraz wyższych r/r obciążeń podatkowych (głównie z uwagi na podatki z tytułu działalności PGNiG UN) w kwocie 4 795 mln zł, zysk netto Grupy za 2021 r. wyniósł 6 187 mln zł i był niższy o 1 153 mln zł r/r (istotny wpływ aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export w 2020 r.).

Szczegółowe noty w zakresie przychodów i kosztów finansowych (nota 3.4), inwestycji w jednostkach wycenianych metodą praw własności (nota 2.4) oraz podatku dochodowego (nota 4.1) są dostępne w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.

Omówienie wyników segmentów

Wyniki segmentów

Wahania wyników finansowych

Obrót, dystrybucja i magazynowanie paliw gazowych, jak również wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji, stanowiące oprócz poszukiwań i wydobycia węglowodorów, podstawowy przedmiot działalności GK PGNiG, w dużym stopniu podlegają wahaniom sezonowym.

W przypadku sprzedaży gazu ziemnego i ciepła, przychody w miesiącach zimowych (I i IV kwartał roku) znacznie przewyższają wartości osiągane w miesiącach letnich (II i III kwartał roku). Sezonowość jest przede wszystkim skutkiem zmiennych warunków klimatycznych w Polsce, a zakres wahań wyznaczają wartości temperatur – niskie zimą i wyższe latem. Sezonowość tej części przychodów w znacznie większym stopniu dotyczy odbiorców indywidualnych, kupujących powyższe produkty na cele grzewcze, aniżeli odbiorców z sektora produkcyjnego.

Z uwagi na konieczność zapewnienia nieprzerwanych dostaw w okresie szczytowego zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny oraz ze względu na konieczność utrzymania bezpieczeństwa dostaw gazu, wymagane jest zapełnienie podziemnych magazynów gazu w okresie letnim oraz zwiększenie zamówień na moce w systemie przesyłowym oraz dystrybucyjnym w okresie zimowym.

Wyniki segmentów podlegają również znaczącym wahaniom spowodowanym zmianami cen produktów. Ponadto, wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie odzwierciedlają zmienność profili produkcji ze złóż węglowodorów.

 

 

Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2021 r.

2021
mln zł GK PGNiG Poszukiwanie i wydobycie Obrót i magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie
EBITDA I kw 3 393 1 348 493 1 011 463
Skor. EBITDA I kw. 3 117 1 079 493 1 010 463
EBITDA II kw 1 801 1 406 -221 542 171
Skor. EBITDA II kw. 1 536 1 110 -222 541 171
EBITDA III kw 2 197 2 670 -915 545 -22
Skor. EBITDA III kw. 2 159 2 633 -915 544 -22
EBITDA IV kw 8 202 8 106 -1 058 796 522
Skor. EBITDA IV kw. 7 764 7 659 -1 056 803 522

Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2020 r.

2020
mln zł GK PGNiG Poszukiwanie i wydobycie Obrót i magazynowanie Dystrybucja Wytwarzanie
EBITDA I kw 2 078 71 909 771 416
Skor. EBITDA I kw. 2 835 829 909 769 416
EBITDA II kw 7 274 173 6 646 405 117
Skor. EBITDA II kw. 7 371 267 6 647 408 117
EBITDA III kw 1 333 478 632 362 35
Skor. EBITDA III kw. 1 288 433 632 362 35
EBITDA IV kw 2 324 207 1 392 618 362
Skor. EBITDA IV kw. 3 104 883 1397 623 369

Omówienie sprawozdania z sytuacji finansowej GK PGNiG

Bilans na dzień 31 grudnia 2021 r. wykazuje sumę bilansową w wysokości 101 576 mln zł, która jest wyższa od wartości na koniec 2020 r. o 38 705 mln zł, czyli ok. 62%.

Aktywa

Największą pozycję aktywów GK PGNiG stanowią rzeczowe aktywa trwałe, których wartość na dzień 31 grudnia 2021 r. wyniosła 57 480 mln zł i była o 11 237 mln zł (ok. 24% r/r) wyższa od stanu na dzień 31 grudnia 2020 r. Wartości niematerialnie wzrosły z 693 mln zł do 1 826 mln zł na koniec 2021 r., natomiast aktywa z tytułu podatku odroczonego wynosiły łącznie 1 494 mln zł – głównie za sprawą wyższej wyceny instrumentów pochodnych. Pozycja inwestycje w jednostkach wycenianych metodą praw własności, w stosunku do końca poprzedniego roku, wzrosła o +18 mln zł (ok. 2% r/r).

Aktywa obrotowe GK PGNiG na koniec 2021 r. wynosiły 44 096 mln zł i były o 27 468 mln zł (ok. 169% r/r) wyższe niż na koniec 2020 r. Wzrost odnotowano głównie na pozycjach: należności 16 462 mln zł, czyli wyższe o 11 174 mln zł – ok. 211% r/r, pochodnych instrumentów finansowych 7 572, czyli wyżej o 6 262 mln zł – ok. 478% r/r oraz środków pieniężnych i ich ekwiwalentów 11 410, czyli wyżej o 4 312 mln zł – ok. 61% r/r.

Kapitał własny i zobowiązania

 

Podstawowym źródłem finansowania aktywów GK PGNiG jest kapitał własny, którego wartość na koniec 2021 r. wynosiła 44 379 mln zł, co oznacza wzrost o 254 mln zł (1% r/r) w relacji do 2020 r. Na zmianę poziomu kapitałów własnych wpływ miała przede wszystkim wartość zysku zatrzymanego, która r/r wzrosła o 4 801 mln zł (ok. 13% r/r) oraz spadek wartości kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń o -4 582 mln zł r/r (ok. -285x r/r).

Stan zobowiązań długoterminowych na koniec 2021 r. wyniósł 20 107 mln zł i był wyższy od poziomu z dnia 31 grudnia 2020 r. o 8 441 mln zł (ok. 72% r/r). Zmiana poziomu zobowiązań długoterminowych wynika m.in. ze zwiększonej wartości pochodnych instrumentów finansowych o 4 582 mln zł (16x r/r) oraz wzrostu zobowiązań z tytułu podatku odroczonego o 3 344 (ok. 150% r/r).

Największy wzrost odnotowano na pozycji zobowiązań krótkoterminowych. Na dzień 31 grudnia 2021 r. ich wartość wyniosła 37 090 mln zł, czyli o 30 010 mln zł więcej niż w relacji do końca 2020 r. (ok. 424%). Duży wzrost na omawianej pozycji związany jest głównie ze zwiększeniem zobowiązań z tytułu zadłużenia krótkoterminowego o 9 823 mln zł (ok. 29x r/r), zobowiązań z zobowiązań z tytułu dostaw i podatków o 9 627 mln zł (292% r/r) oraz zobowiązań z tytułu pochodnych instrumentów finansowych o 9 051 mln zł (ok. 813% r/r).

Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania z sytuacji finansowej dostępna jest w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.

Omówienie sprawozdania z przepływów pieniężnych GK PGNiG

Na sprawozdanie z przepływów pieniężnych GK PGNiG w 2021 r. wpływ miały w zakresie z działalności operacyjnej: wyższe ujemne przepływy w związku ze zmianą stanu kapitału obrotowego na poziomie -10,0 mld zł (w 2020 r. +1,0 mld zł), pomimo osiągnięcia wyższych wyników operacyjnych, a w konsekwencji wyższe zapotrzebowanie na kapitał obrotowy na zakup gazu po znacząco wyższych cenach niż w poprzednich kwartałach i latach.

Na sprawozdanie z przepływów pieniężnych GK PGNiG w 2021 r. w zakresie z działalności inwestycyjnej wpływ miały wyższe wydatki na rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne w wysokości 8,3 mld zł, w tym m.in. 3,4 mld zł w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie (w tym akwizycja aktywów INEOS), 3,2 mld zł w segmencie Dystrybucja i 1,2 mld zł w segmencie Wytwarzanie (bez uwzględnienia wydatków na CO2).

Natomiast na sprawozdanie z przepływów pieniężnych wpływ miały w zakresie z działalność finansowej:

  • wzrost zadłużenia GK PGNiG spowodowany wyższym zapotrzebowaniem na kapitał obrotowy oraz koniecznością uzupełniania depozytów zabezpieczających transakcje giełdowe i finansowe związane z instrumentami pochodnymi;
  • stan zadłużenia z tytułu kredytów, obligacji i leasingu na koniec 2021 r. wyniósł 14,6 mld zł (wzrost o 10,5 mld zł r/r);
  • zadłużenie netto (łączne zadłużenie z tytułu kredytów, obligacji i leasingu pomniejszone o środki pieniężne i ich ekwiwalenty) wyniosło 3,2 mld zł (na koniec 2020 r. zadłużenie netto wynosiło -2,9 mld zł);
  • Wypłacona dywidenda w kwocie 1 213 mln zł, czyli 0,21 zł na akcję.

Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania z przepływów pieniężnych dostępna jest w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.

Wskaźniki rentowności

ROE liczone jako zysk netto do stanu kapitałów własnych na koniec okresu.

Niższy poziom wskaźnika ROE i ROA w 2021 r. spowodowany niższym wzrostem zysku netto w porównaniu do 2020 r.

ROA liczone jako zysk netto w relacji do stanu aktywów na koniec okresu.

Niższy poziom wskaźnika ROE i ROA w 2021 r. spowodowany niższym wzrostem zysku netto w porównaniu do 2020 r.

Rentowność sprzedaży netto liczone jako zysk netto odniesiony do przychodów ze sprzedaży.

Niższy poziom wskaźnika ROS w 2021 r. spowodowany wzrostem poziomu sprzedaży w porównaniu do 2020 r.

Przewidywana sytuacja finansowa oraz tendencje na rynku kluczowych produktów

Na sytuację finansową GK PGNiG w przyszłych okresach będą w istotnym stopniu oddziaływać zmiany cen węglowodorów na rynkach surowców oraz zmiany kursów walut. Powyższe czynniki będą szczególnie istotne dla wyników generowanych przez GK PGNiG w segmentach Poszukiwanie i Wydobycie oraz Obrót i Magazynowanie. Zmiana notowań cen węglowodorów przekłada się na przychody ze sprzedaży realizowane przez podmioty GK PGNiG zajmujące się wydobyciem oraz ma wpływ na poziom popytu na usługi sejsmiczne i poszukiwawcze świadczone przez spółki GK PGNiG. Wzrost cen gazu i ropy naftowej wpływa pozytywnie na wyniki w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie. Długoterminowe prognozy cen węglowodorów mają znaczący wpływ na prognozowane przepływ pieniężne z majątku produkcyjnego i w konsekwencji na konieczność aktualizacji wartości aktywów trwałych.

Z uwagi na powiązanie cen ropy naftowej z ceną gazu w ramach kontraktu jamalskiego i kontraktu katarskiego, cena ropy naftowej ma przeciwne do obserwowanego w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie oddziaływanie na wyniki segmentu Obrót i Magazynowanie. Wzrost cen ropy naftowej przekłada się na wzrost kosztów zakupu gazu ziemnego przez PGNiG. Zależność ta została istotnie ograniczona w przypadku kontraktu jamalskiego dzięki pozytywnemu dla PGNiG wyrokowi Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie w kwestii dotyczącej stosowanej w kontrakcie jamalskim formuły cenowej. Na wyniki realizowane przez GK PGNiG istotny wpływ będzie miała także sytuacja na krajowym rynku walutowym. Umacnianie się złotego względem walut obcych (głównie względem dolara amerykańskiego) będzie oddziaływać pozytywnie na wyniki segmentu Obrót i Magazynowanie, obniżając koszt importu gazu ziemnego przez PGNiG, przy czym należy zaznaczyć, iż w wyniku prowadzonej przez spółki GK PGNiG polityki zabezpieczeń, wpływ zmian kursów walutowych na wyniki jest optymalizowany.

Na sytuację finansową GK PGNiG wpłynie także stanowisko Prezesa URE odnośnie poziomu taryf sprzedaży i dystrybucji paliw gazowych oraz sprzedaży ciepła. Dodatkowo, postępująca liberalizacja rynku gazu w Polsce będzie w dalszym ciągu wywoływać presję na wyniki realizowane przez spółki GK PGNiG świadczące usługi sprzedaży gazu działające w segmencie Obrót i Magazynowanie. Powyższe czynniki mogą wpłynąć na obniżenie rentowności segmentu Obrót i Magazynowanie poprzez zmniejszenie uzyskiwanych marż na sprzedaży.

W przypadku segmentu Wytwarzanie ważnym z punktu widzenia działalności GK PGNiG będzie kształt programów wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji oraz ze źródeł odnawialnych. Zmiany rynkowe cen uprawnień do emisji CO2 będą w coraz większym stopniu wpływać na sytuację finansową GK PGNiG w tym segmencie. Istotnym elementem kształtującym wyniki segmentu Wytwarzanie będzie poziom cen paliw produkcyjnych wykorzystywanych na potrzeby produkcji ciepła i energii elektrycznej, w tym gazu ziemnego.

Przewidywana sytuacja finansowa i działalność operacyjna GK PGNiG będzie znajdować się pod wpływem rozwoju sytuacji na Ukrainie i trwającej tam militarnej inwazji Federacji Rosyjskiej. Sukcesywnie wprowadzane sankcje gospodarcze i personalne wobec rosyjskich podmiotów i obywateli, jak również zagrożenie infrastruktury i tym samym bezpieczeństwa przepływu gazu ziemnego z kierunku wschodniego mogą negatywnie wpłynąć na międzynarodowy rynek gazu i powodować dalsze wzrosty cen gazu i osłabianie się polskiej waluty. Więcej informacji na temat zmian zachodzących w otoczeniu GK PGNiG na początku 2022 r. znajduje się TUTAJ

W nadchodzących miesiącach na ceny ropy będzie miał wpływ rozwój sytuacji gospodarczej na świecie i liczne niewiadome związane z rosyjską agresją na Ukrainie i – w mniejszym stopniu – pandemią. Od początku inwazji Rosji na Ukrainę nie stwierdzono ograniczeń w imporcie ropy, jednak kupujący obawiają się ograniczenia lub całkowitego odcięcia tych dostaw wraz z eskalacją konfliktu. W związku z niepewną sytuacją podażową w najbliższych tygodniach należy spodziewać się dalszych gwałtownych zmian cen na giełdach, m.in. w efekcie podejmowanych decyzji o ograniczaniu lub wstrzymywaniu zakupów rosyjskiej ropy. Trwają dyskusje nad rozszerzeniem sankcji na produkty energetyczne, jednak państwa członkowskie Unii Europejskiej nie są w tej kwestii jednomyślne.

Ceny gazu w Europie będą utrzymywać się na wysokim poziomie zarówno w końcówce trwającego sezonu zimowego jak i z coraz większym prawdopodobieństwem również w okresie letnim. Od 24 lutego 2022 r. notowany jest ich bardzo szybki wzrost oraz wysoka zmienność. Do 7 marca 2022 r. wzrosły do 227 EUR/MWh, czyli o 284% osiągając w dniu 7 marca 2022 r. lokalny szczyt w wysokości 354 EUR/MWh. W długim terminie należy zatem oczekiwać, iż trwający obecnie konflikt przyspieszy transformację energetyczną Europy oraz proces uniezależniania się od rosyjskich surowców energetycznych. Europejski rynek będzie prawdopodobnie poszukiwał źródeł pozyskania gazu innych niż gaz rosyjski, wobec czego należy spodziewać się zwiększonego popytu na LNG oraz intensywnego zatłaczania magazynów gazu.

W Polsce planowane wzrosty mocy importowych i ogólnie dywersyfikacja źródeł pozyskania gazu będzie łagodziła trudną sytuację podażową na globalnym rynku. Nierozwiązana pozostaje kwestia potencjalnego zwiększenia wydobycia na Holenderskim złożu Groningen. Pomimo licznych protestów lokalnej społeczności rząd rozważa wzrost produkcji 7,6 mld m3/r, w porównaniu z wcześniej oczekiwanym poziomem 3,9 mld m3/r. powodem jest zwiększone o 1,1 mld m3 zapotrzebowanie Niemiec.

Cena uprawnień do emisji CO2 (EUA – ang. European Emission Allowances) będzie w głównej mierze zależeć od udziału źródeł konwencjonalnych w strukturze produkcji energii elektrycznej, który jest pochodną produktywności odnawialnych źródeł energii oraz marżowości źródeł wytwórczych opartych o węgiel kamienny, węgiel brunatny i gaz ziemny. Obecny stan, w którym ceny gazu ziemnego są relatywnie wyższe niż węgla, powoduje zwiększoną generację energii elektrycznej z paliw wysoko emisyjnych. To w połączeniu z niską generacja OZE w minionym roku, doprowadziło do potężnych wzrostów cen EUA do poziomu przekraczającego 90 EUR/t CO2. Unia Europejska stosuje mechanizm corocznego ograniczania podaży certyfikatów. Mniejsza ilość dostępna dla członków Unii Europejskiej ma zniechęcić ich do produkcji energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych. Starania państw członkowskich o dynamiczny wzrost udziału OZE w krajowym miksie energetycznym mogą zatrzymać wzrost cen certyfikatów przez kilka kolejnych lat, natomiast analitycy spodziewają się stabilnego, silnego wzrostu notowań po 2025 r. Z drugiej strony w obliczu rosyjskiej agresji na Ukrainę i wzrostów cen gazu, ceny uprawnień do emisji CO2 na początku 2022 roku znacząco spadły. Może być to związane z przewidywaniami spadku tempa wzrostu gospodarek europejskich i w efekcie – mniejsze potrzeby emisji.

Cena energii elektrycznej w Polsce w 2022 r. będzie uzależniona od poziomów cen uprawnień do emisji CO2. Oddanie nowych mocy wytwórczych OZE (szczególnie dużych projektów PV) i niższy poziom cen certyfikatów EUA (z potencjałem realizacji zysków przez instytucje finansowe) mogą doprowadzić do spadku cen energii elektrycznej w bieżącym roku. Z drugiej strony, możliwe ograniczenia importu węgla mogą negatywnie wpłynąć na koszt wytwarzania energii elektrycznej w kraju.

Publikacja prognoz wyników finansowych i operacyjnych

Spółka nie publikuje prognoz wyników finansowych. W opublikowanej w 2017 r. strategii Spółka zapowiedziała wygenerowanie skumulowanego wyniku EBITDA Grupy na poziomie ok. 33,7 mld zł w latach 2017-2022 dzięki programowi inwestycyjnemu. Na koniec 2020 r. skumulowana EBITDA wyniosła 47,8 mld zł, co stanowi ok. 142% zaplanowanego wyniku do 2022 r.

 

W dniu 1 grudnia 2021 r. Spółka opublikowała prognozę wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej w latach 2022-2024.

Prognoza wydobycia gazu ziemnego w latach 2022-2024*

mld m3 2022 2023 2024
Polska 3,7 3,7 3,9
Zagranica, w tym: 2,9 2,8 2,9
Norwegia 2,6 2,4 2,6
Pakistan 0,3 0,4 0,3
Razem 6,6 6,5 6,8
* W przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 MJ/m3.

Prognoza wydobycia ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL w latach 2022-2024

tys. ton 2022 2023 2024
Polska 603 569 534
Zagranica, w tym: 920 791 894
Norwegia 920 791 904
Razem 1 523 1 360 1 428

Sytuacja pandemiczna w latach 2020-2021 spowodowała wydłużenie realizacji procesów inwestycyjnych o kilkanaście miesięcy, co skutkuje mniejszym prognozowanym wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w kolejnych latach. Wpływ na wielkość prognozowanego wolumenu wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego mają także ograniczenia w odbiorze gazu przez EC Gorzów w 2022 r., a w latach 2023-2024 – realizacja zadań inwestycyjnych, których wykonanie wymaga wydłużonego przestoju instalacji technologicznych kopalni Dębno i Lubiatów.

Wzrost produkcji gazu ziemnego w Norwegii w okresie 2021-2024 spowodowany jest akwizycją złóż Ormen Lange, Marulk i Alve oraz uruchomieniem produkcji ze złóż Ærfugl Nord, Duva i pozostałych otworów na strukturze Ærfugl. Ponadto, w 2024 r. planowane jest uruchomienie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha.

Wzrost poziomu wydobycia ropy naftowej oraz NGL w Norwegii w okresie 2022-2024 spowodowany jest akwizycją złóż Ormen Lange, Marulk i Alve. Spadek wydobycia w 2023 r. to efekt naturalnego procesu sczerpania złóż. Zakłada się, że spadek zostanie zatrzymany w 2024 r. wraz z uruchomieniem produkcji ze złoża Tommeliten Alpha.

Zarządzanie zasobami finansowymi oraz płynność GK PGNiG

Kredyty, pożyczki oraz dłużne papiery wartościowe

W związku z utrzymywaniem się wysokich cen paliwa gazowego na giełdach energii, w tym m.in. na TGE w Polsce, TTF w Holandii oraz THE w Niemczech, w dniu 17 grudnia 2021 r. PGNiG zawarło 3 nowe umowy kredytów z Bankiem Gospodarstwa Krajowego, PKO Bankiem Polskim SA i CaixaBank SA Oddział w Polsce zwiększające możliwości pozyskania finansowania krótkoterminowego w okresie do 9 miesięcy od dnia zawarcia o łączną kwotę 2,7 mld zł.

Najistotniejsze umowy kredytów GK PGNiG na 31 grudnia 2021 r.

Bank Maksymalna wartość zadłużenia w ramach umów w mln Waluta Rodzaj oprocentowania Rodzaj kredytu Termin obowiązywania
Konsorcjum 9 banków 500 USD zmienne kredyt długoterminowy 30.06.2026
Konsorcjum 10 banków 10 000 PLN zmienne kredyt obrotowy 24.06.2024
Banki Gospodarstwa Krajowego 1 200 PLN zmienne kredyt w rachunku bieżącym 16.09.2022
PKO Bank Polski SA 800 PLN zmienne kredyt w rachunku bieżącym 16.09.2022
CaixaBank SA Oddział w Polsce 700 PLN zmienne kredyt w rachunku bieżącym 16.09.2022
Bank Gospodarstwa Krajowego 271 PLN zmienne kredyt długoterminowy 27.08.2027
Agencja Rozwoju Przemysłu SA 100 PLN zmienne pożyczka długoterminowa 31.08.2029
Bank Pekao S.A. 75 PLN zmienne kredyt w rachunku bieżącym 16.07.2022
Deutsche Bank Munich 80 EUR zmienne kredyt w rachunku bieżącym
PKO Bank Polski 20 EUR zmienne kredyt w rachunku bieżącym 31.03.2022

Szczegółowe informacje na temat pożyczek udzielonych przez PGNiG spółkom zależnym i innym spółkom powiązanym zaprezentowane zostały w nocie 7.4 Jednostkowego Sprawozdania Finansowego PGNiG za 2021 r.

W styczniu i lutym 2022 roku Spółka zawarła kolejne umowy kredytów krótkoterminowych z bankami: Societe Generale SA Oddział w Polsce, konsorcjum banków Bank of China Limited działającego poprzez Bank of China Limited Luxembourg Branch i Bank of China (Europe) S.A. działającego poprzez Bank of China (Europe) S.A. Oddział w Polsce, Deutsche Bank Polska S.A. oraz Credit Agricole Bank Polska S.A. na łączną kwotę 1,8 mld zł.

Emisja papierów wartościowych oraz wykorzystanie wpływów z emisji

W dniu 28 października 2020 r. PGNiG zawarło aneks nr 1 do Umowy Programowej z dnia 21 grudnia 2017 r. w związku z programem emisji obligacji na kwotę 5 mld złotych z organizatorami emisji: ING Bankiem Śląskim SA, Bankiem Polska Kasa Opieki SA, Bankiem Handlowym w Warszawie SA oraz Bankiem BNP Paribas Bank Polska SA. Aneks nr 1 dostosowuje program do aktualnego porządku prawnego i wydłuża czas trwania Programu do dnia 28 października 2025 r. W ramach Programu PGNiG może emitować obligacje z terminem zapadalności do 10 lat o oprocentowaniu stałym lub zmiennym lub jako obligacje zerokuponowe, w trybie oferty publicznej albo w trybie oferty niepublicznej. Obligacje mogą zostać wprowadzone do alternatywnego systemu obrotu Catalyst. Obligacje będą emitowane w celu uzyskania środków na zaspokojenie bieżących potrzeb finansowych związanych z realizacją strategii Grupy PGNiG.

Program emisji dłużnych papierów wartościowych na 31 grudnia 2021 r.

Bank Limit Emisji Waluta Termin zapadalności Przedmiot umowy Termin obowiązywania umowy
Konsorcjum 4 banków:

Bank Pekao S.A.
ING Bank Śląski S.A.
Bank Handlowy w Warszawie S.A.
BNP Paribas Bank Polska S.A

5 000 mln PLN do 10 lat program emisji obligacji 28.10.2025

 

Na dzień 31 grudnia 2021 r. nie wystąpiło zadłużenie PGNiG z tytułu emisji obligacji w ramach GK PGNiG.

Instrumenty finansowe

Główne pozycje bilansowe aktywów finansowych w podziale na kategorie

2021 2020
Pozycja bilansowa Pozycja szczegółowa w nocie Aktywa finansowe wyceniane według zamortyzowanego kosztu Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy Instrumenty finansowe w rachunkowości zabezpieczeń Razem Pożyczki i należności wyceniane według zamortyzowanego kosztu Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy Instrumenty finansowe w rachunkowości zabezpieczeń Razem
Należności Należności z tytułu dostaw i usług 11 437 11 437 4 449 4 449
Pochodne instrumenty finansowe 7 077 1 891 8 968 1 004 449 1 453
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty 11 410 11 410 7 098 7 098
Razem 22 847 7 077 1 891 31 815 11 547 1 004 449 13 000

Główne pozycje bilansowe zobowiązań finansowych w podziale na kategorie

2021 2020
Pozycja bilansowa Pozycja szczegółowa w nocie Zobowiązania finansowe wyceniane wg zamortyzowanego kosztu Zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy Instrumenty finansowe w rachunkowości zabezpieczeń Razem Zobowiązania finansowe wyceniane wg zamortyzowanego kosztu Zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy Instrumenty finansowe w rachunkowości zabezpieczeń Razem
Zobowiązania z tytułu zadłużenia Kredyty bankowe 12 153 12 153 1 995 1 995
Dłużne papiery wartościowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i podatków Zobowiązania z tytułu dostaw i usług 4 575 4 575 1 199 1 199
Pochodne instrumenty finansowe 9 362 5 669 15 031 780 618 1 398
Razem 16 728 9 362 5 669 31 759 3 194 780 618 4 592

Szczegółowe informacje dotyczące instrumentów finansowych znajdują się w nocie 7.1 Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.

Wskaźniki zadłużenia

Dług netto liczony jako suma posiadanych kredytów bankowych (zarówno krótko jak i długoterminowych), dłużnych papierów wartościowych oraz zobowiązań z tytułu leasingu oraz pożyczek, pomniejszoną o środki pieniężne i ich ekwiwalenty oraz środki pieniężne prezentowane jako aktywa długoterminowe.

W celu analizy zadłużenia GK PGNiG Zarząd korzysta ze wskaźnika Dług netto/EBITDA. Zgodnie ze Strategią wskaźnik ten nie powinien przekroczyć poziomu 2,0.

Wzrost wskaźników w 2021 r. spowodowany jest istotnie wyższą wartością zobowiązań przy wzroście EBITDA.

Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem liczony jako suma zobowiązań w relacji do sumy pasywów.

Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ogółem liczony jako suma zobowiązań do kapitału własnego.

Wzrost wskaźników w 2021 r. spowodowany jest wzrostem wartości zobowiązań, głównie krótkoterminowych.

Wskaźniki płynności

 

Wskaźnik bieżącej płynności liczony jako aktywa obrotowe do zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).

Wskaźnik szybki płynności liczony jako aktywa obrotowe minus zapasy do zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).

Spadek wskaźników w 2021 r. spowodowany jest wyższymi zobowiązaniami krótkoterminowymi.

GK PGNiG aktywnie zarządza zasobami finansowymi optymalizując zarówno strukturę zadłużenia, jak i koszty finansowania. Spółki GK PGNiG dostosowują formę finansowania w zależności od celu, na jaki przeznaczone jest dane finansowanie (działalność operacyjna, inwestycyjna) oraz okresu, na jaki finansowanie ma zostać udzielone. Wśród dostępnych dla spółek GK PGNiG form finansowania należy wymienić kredyty bankowe, leasing finansowy oraz pożyczki wewnątrzgrupowe udzielanie przez PGNiG.

Ważnym elementem podnoszącym efektywność zarządzania zasobami finansowymi jest system zarządzania płynnością finansową, w ramach którego możliwe jest wzajemne bilansowanie sald wskazanych rachunków bankowych PGNiG i spółek zależnych, tzw. cash pooling. Dzięki systemowi cash poolingu w obrębie jednej grupy kapitałowej środki pieniężne podmiotów posiadających nadpłynność są wykorzystywane do finansowania działalności podmiotów wykazujących niedobór środków pieniężnych. Dzięki systemowi cash poolingu podnosi się nie tylko efektywność wykorzystania środków pieniężnych w ramach GK PGNiG, ale także obniża się istotnie koszty odsetek ponoszonych przez spółki finansujące niedobory środków pieniężnych w ramach tego systemu.

Oceniając efektywność zarządzania zasobami finansowymi należy wskazać na optymalny poziom dywersyfikacji portfela instytucji finansowych. Należy także zauważyć, iż różnorodność dostępnych źródeł finansowania oraz narzędzi zarządzania płynnością w ramach GK PGNiG powoduje, iż nie występują problemy z wywiązywaniem się spółek GK PGNiG z zaciągniętych zobowiązań finansowych.

Grupa posiada stabilną pozycję finansową, a generowane przepływy pieniężne oraz dostępne źródła finansowania pozwalają na realizację planowanych zadań inwestycyjnych. Grupa PGNiG zarządza strukturą nakładów inwestycyjnych w zależności od sytuacji rynkowej i koncentruje się na najbardziej efektywnych projektach inwestycyjnych. Najważniejsze zadania inwestycyjne przewidziane do realizacji w kolejnych latach znajdują się TUTAJ

Udzielone poręczenia, gwarancje oraz pozostałe aktywa i zobowiązania warunkowe

Na dzień 31 grudnia 2021 r. najistotniejszą pozycję zobowiązań warunkowych GK PGNiG stanowiły gwarancje i poręczenia, których łączna wartość ujawniona w skonsolidowanym sprawozdaniu wynosiła 6,5 mld zł (4,8 mld zł na dzień 31 grudnia 2019 r.).

Główna pozycja dotyczy gwarancji wystawionej przez PGNiG na rzecz państwa norweskiego z tytułu wykonywania przez spółkę PGNiG UN prac na norweskim szelfie kontynentalnym, której wartość na koniec 2021 r. w przeliczeniu na zł wynosi 2,9 mld zł (2,9 mld zł na koniec 2020 r.).

Wzrost wartości zobowiązań warunkowych z tytułu udzielonych poręczeń i gwarancji w bieżącym okresie związany jest przede wszystkim z wystawieniem gwarancji w wysokości 1,6 mld PLN (według kursu NBP z dnia 31 grudnia 2021 roku), będących zabezpieczeniem zawartych umów czarterów statków do przewozu gazu LNG.

Umowy gwarancji i poręczeń zawarte w bieżącym okresie na łączną kwotę 2,0 mld zł dotyczyły przede wszystkim zabezpieczenia dostaw gazu.

Wyniki wyszukiwania