PGNiG nie zarabia na sprzedaży gazu. Zyski spadły pod koniec roku

Jak podaje PGNiG w raporcie finansowym, w 2018 sprowadzono z Rosji o 0,7 mld m.sześc. mniej gazu niż rok wcześniej, za to gazu skroplonego (LNG) państwowy operator sprowadził o 1 mld m.sześc. więcej z Kataru, USA i Norwegii. Ogółem kupiono za granicą 13,5 mld m.sześc. (w 2017 13,7 mld m.sześc.), w tym 2,71 mld m.sześc. gazu skroplonego. Rozpisana na lata strategia redukowania dostaw ze wschodu jest krok po kroku realizowana.

Kwestia tylko w tym, że nie działa to wszystko na korzyść PGNiG. Obrót gazem daje od dwóch lat PGNiG straty - wynika z raportu rocznego. Pogorszenie wyników zbiega się zresztą historycznie w czasie z rozpoczęciem sprzedaży gazu skroplonego. Gdyby nie własne wydobycie i dystrybucja trzeba by chyba zwijać działalność.

W ubiegłym roku z obrotu i magazynowania grupa PGNiG straciła na poziomie EBITDA (wynik bez kosztów finansowych i amortyzacji) 848 mln zł w porównaniu do straty 435 mln zł rok wcześniej i 614 mln zł zysku dwa lata temu. Jeszcze w 2014 roku zarobek wyniósł nawet 764 mln zł. Wygląda na to, że sprowadzanie gazu terminalem w Świnoujściu zamiast zmniejszyć, to zwiększyło straty.

Zobacz też: Nadchodzi złota era gazu. To będzie najważniejsze paliwo dla zielonej gospodarki

Spółka tłumaczy to jednak krokami w kierunku dywersyfikacji dostaw. Do 2022 roku, gdy kończy się kontrakt jamalski, trzeba zorganizować inne źródła dostaw. To będzie kosztować. M.in. budowa gazociągu Baltic Pipe, sprowadzającego gaz z Norwegii.

Tyle, że w z raportu nie wynika, by to już teraz kosztowało takie kwoty, jak wynika ze strat. Nakłady inwestycyjne na obrót i magazynowanie wyniosły 108 mln zł, w porównaniu do 60 mln zł rok wcześniej. Dużo większe kwoty przeznaczano na inwestycje dystrybucję (1,81 mld zł w 2018 w porównaniu do 1,27 mld zł w 2017) i wytwarzanie (0,61 mld zł w porównaniu do 0,53 mld zł w 2017).

Czytaj też: Inwestycje PGNiG przyniosły efekt. Odkryto ponad 5 miliardów metrów sześciennych gazu

Innymi słowy, wszystko wskazuje na to, że sprowadzanie i regazyfikacja LNG kosztuje więcej, niż gaz z Rosji. Regazyfikacja pochłonęła 366 mln zł kosztów w ubiegłym roku - podał PGNiG. Koszt gazu PGNiG wyliczył jako 24,9 mld zł w 2018 w porównaniu do 20,1 mld zł rok wcześniej. Tymczasem na świecie gaz nawet taniał (-0,4 proc. w 2018), podobnie jak ropa (-20 proc. na Brent w skali roku, choć do września jeszcze mocno rosła). A ilość importowanego surowca spadła, a nie wzrosła.

Pod koniec ubiegłego roku podpisano kolejne umowy na sprowadzanie gazu z Luizjany i Teksasu na łącznie 4,8 mld m.sześc. paliwa od 2022 roku. Gazprom odrzuca próby renegocjacji kontraktu jamalskiego. Odwołał się też od wyroku sądu arbitrażowego w Sztokholmie, który ustalił niższe ceny z datą wsteczną od 2014 roku.

Grupa PGNiG zarobiła w ubiegłym roku 3,2 mld zł, czyli o 10 proc. więcej niż rok wcześniej. Przychody wzrosły o 15 proc. do 41,2 mld zł. Gorzej to wyglądało w czwartym kwartale, kiedy zysk spadł o 15 proc. do 388 mln zł w wyniku dużych spadków cen ropy.

- Mamy za sobą bardzo dobry rok z satysfakcjonującymi nas wynikami. Rosnące ceny ropy naftowej i wzrost zapotrzebowania na ten surowiec pozwoliły nam zwiększyć przychody z jej sprzedaży. Do wzrostu przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego przyczyniły się natomiast rosnące ceny na Towarowej Giełdzie Energii. W 2018 roku sprzedaliśmy o ponad 2,26 mld m3 gazu więcej niż rok wcześniej, co stanowi wzrost o 8 proc. - powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Lepsze wyniki, to głównie efekt wzrostu zysków na poszukiwaniu i wydobyciu. Zysk EBITDA wzrósł tu o 30 proc. do 5 mld zł. Grupa PGNiG wydobyła 4,55 mld m.sześc. gazu w porównaniu do 4,54 mld m.sześc. rok wcześniej. Z tego 0,2 mld m.sześc. w Pakistanie, 0,54 mld m.sześc. w Norwegii a reszta w Polsce.

Oprócz tego wydobyto jeszcze 1,35 mln ton ropy w porównaniu do 1,26 mln ton rok wcześniej.

Czytaj też: UOKiK wszczął postępowanie antymonopolowe wobec spółek Veolia i PGNiG

- Zwiększyliśmy krajowe wydobycie ropy naftowej o 4 proc. i o 12 proc. w Norwegii. Akwizycje na norweskim szelfie pozwolą nam na sukcesywny wzrost własnego wydobycia do poziomu założonego w strategii - dodał Woźniak.
Wysokie ceny ropy i gazu aż do września (później spadły) przełożyły się na większe zyski PGNiG.

Podobne kwoty co rok wcześniej grupa PGNiG zarobiła na dystrybucji. Na poziomie EBITDA to 2,39 mld zł, wobec 2,49 mld zł rok wcześniej. Wyższy był wolumen dystrybucji (o +4 proc. rdr) a niższe o 4 proc. rdr przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej w związku z niższą taryfą od 1 marca 2018 r.

W 2018 roku liczba nowych przyłączeń do sieci wyniosła 60 750, w porównaniu do 54 922 przyłączeń w 2017 roku, co stanowiło wzrost o 10,6 proc. Dostęp do sieci gazowej ma już 60,9 proc. Polski.

Utrzymanie wyniku EBITDA miało miejsce też w segmencie wytwarzania. Odnotowano wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej o 31 proc. rdr, dzięki większej produkcji oraz wyższym cenom energii elektrycznej. Grupa PGNiG sprzedała 3,97 TWh wyprodukowanej przez siebie energii w porównaniu do 3,88 TWh w 2017 roku. Mniej za to sprzedano ciepła, tj. 40,7 tys. TJ, wobec 42,6 tys. TJ rok wcześniej.

"Aspiracją strategiczną obszaru energetyki i ciepłownictwa jest zwiększenie rocznego wolumenu sprzedaży energii elektrycznej i ciepła z poziomu ok. 15 TWh w 2017 r. do poziomu ok. 18 TWh w 2022 r." - podano w raporcie. Krajowe zużycie w 2018 roku to 170,9 TWh.

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) planuje nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe w wysokości 6 626 mln zł w 2019 r. - podała spółka.

"W kolejnych kwartałach GK PGNiG zamierza utrzymać wysoki poziom nakładów finansowych na działalność inwestycyjną, w tym głównie na realizację projektów w zakresie utrzymania zdolności wydobywczych, działalności związanej z poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz budowy sektora elektroenergetycznego" - czytamy w raporcie rocznym.

Grupa planuje 2 579 mln zł nakładów w segmencie poszukiwania i wydobycia, w tym 662 mln zł w Norwegii, 244 mln zł w Pakistanie i 1 mln zł w Libii. W segmencie obrotu i magazynowania zakładany capex to 221 mln zł, w dystrybucji wyniesie on 1 994 mln zł, w wytwarzaniu 1 859 mln zł, a w pozostałych segmentach 195 mln zł.

Te wartości nie obejmują potencjalnych wydatków na akwizycje złóż węglowodorów lub akwizycje w sektorze elektroenergetycznym.

Masz newsa, zdjęcie lub filmik? Prześlij nam przez dziejesie.wp.pl