Reklama

Popyt na gaz będzie rósł, PGNiG szykuje nową strategię

PGNiG szacuje, że w perspektywie 2028-2030 roku zapotrzebowanie na gaz w wyniku budowy bloków gazowo-parowych może wzrosnąć minimum o 5-6 mld m sześc. rocznie. Grupa zwiększa zasoby w Norwegii, w 2027 r. chce produkować tu 4 mld m sześc. gazu ziemnego. W ciągu najbliższych kilkunastu miesięcy przygotuje nową strategię, uwzględniającą obecne trend rynkowe.

BIZNES INTERIA na Facebooku i jesteś na bieżąco z najnowszymi wydarzeniami

- Zapotrzebowanie na gaz bloków będących w trakcie realizacji lub takich, w przypadku których trwają zaawansowane analizy, może wynieść ok. 5-6 mld m sześc. w perspektywie 2028-2030 roku. Takie zapotrzebowanie jesteśmy w stanie zaspokoić. Trzeba pamiętać, że popyt może rosnąć bardziej, w miarę jak będzie zwiększać się wykorzystania gazu w energetyce - poinformował Robert Perkowski, wiceprezes spółki.

Reklama

PGNiG w ubiegłym roku wydobyło w kraju 3,8 mld m sześc. gazu. Import wyniósł z kolei 14,8 mld m sześc. W strukturze importu ok. 60 proc. gazu pochodziło z kierunku wschodniego, ponad 25 proc. sprowadzono w postaci LNG, a prawie 14 proc. z kierunku zachodniego i południowego. - Dywersyfikacja w PGNiG jest realizowana od lat. Widać, jaka jest struktura dostaw gazu do Polski. W 2020 roku dostawy ze Wschodu stanowiły 60 proc. wolumenu, podobnie jak w 2019, znacząco mniej niż w latach wcześniejszych. W 2016 było to blisko 90 proc. importu - powiedział prezes Paweł Majewski.

Jak podali przedstawiciele firmy, w 2021 roku spodziewany jest podobny poziom dostaw LNG jak rok wcześniej, kiedy to do kraju trafiło 35 statków z ładunkiem LNG, natomiast istotny wzrost zakupu gazu skroplonego ma nastąpić od 2023 roku.

Zasoby wydobywalne złóż krajowych na koniec 2020 roku wyniosły 674,3 mln boe. W minionym roku spółka odkryła pięć nowych złóż. PGNiG prowadzi też wydobycie w Pakistanie. Ale grupa zwiększa też potencjał wydobywczy w Norwegii. Celem jest wzrost tamtejszego wydobycia do 4 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie w 2027 roku. Gaz z kierunku północnego ma być transportowany do Polski gazociągiem Baltic Pipe.

W czwartek spółka poinformowała, że zawarła warunkową umowę kupna firmy INEOS E&P Norge, która ma udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, obejmujące m.in. trzy złoża produkcyjne: Alve, Marulk, Ormen Lange oraz terminal gazowy Nyhamna. Dodatkowo PGNiG przejmie portfel koncesji poszukiwawczych, w ramach którego Ineos E&P pełni rolę operatora na sześciu koncesjach. Cena umowna zakupu przedsiębiorstwa to 615 mln dol.

Tylko w wyniku tej transakcji szacowany średni poziom wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG w Norwegii może wzrosnąć o ok. 1,5 mld m sześc. rocznie w perspektywie najbliższych pięciu lat. Po dokonaniu akwizycji PGNiG będzie posiadać w Norwegii 58 koncesji.

Przedstawiciele PGNiG poinformowali, że planowane na ten rok wydatki inwestycyjne wyniosą ok. 7 mld zł netto. - Środki przeznaczone zostaną głównie na segment poszukiwanie i wydobycie, dystrybucję i wytwarzanie, mniej więcej po ok. 30 proc. na każdy segment - powiedział Przemysław Wacławski, wiceprezes ds. finansowych.

Prezes spółki zapowiedział, że w ciągu najbliższych kilkunastu miesięcy gotowa będzie nowa, długookresowa strategia dla grupy, uwzględniająca aktualne trandy. - Być może będziemy ją przedstawiać już jako część koncernu multienergetycznego - poinformował Majewski.

PGNIG

6,9660 0,0300 0,43% akt.: 21.04.2021, 17:51
  • Otwarcie 6,9100
  • Max 6,9900
  • Min 6,7860
  • Kurs odniesienia 6,9360
  • Suma wolumenu 7 133 849
  • Suma obrotów 49 305 992,07
  • Widełki dolne 6,2200
  • Widełki górne 7,6000
Zobacz również: CIECH GRUPAAZOTY LOTOS

W 2020 roku grupa osiągnęła ponad 7,3 mld zł zysku netto wobec 1,4 mld zł rok wcześniej, 9,6 mld zł zysku operacyjnego wobec 2,4 mld zł przed rokiem i ponad 13 mld zł EBITDA wobec 5,5 mld zł w 2019 r. Przychody spadły o 7 proc., do 39,2 mld zł. 

- Niewątpliwie najważniejszym wydarzeniem minionego roku z punktu widzenia wyników spółki było pozytywne dla PGNiG rozstrzygnięcie postępowania arbitrażowego z rosyjskim dostawcą gazu ziemnego. Dla naszych wyników finansowych istotny był jednorazowy czynnik w postaci zwrotu przez Gazprom nadpłaty PGNiG za lata 2014-2020, jednak o wiele ważniejsze jest ustanowienie nowej formuły cenowej w kontrakcie jamalskim, ponieważ ma to wpływ na koszty pozyskania gazu w kolejnych kwartałach - powiedział Paweł Majewski.

Gazprom zwrócił PGNiG nadpłatę za lata 2014-2020, która wyniosła ok. 1,5 mld dol. Z kolei nowa formuła cenowa powiązana została z notowaniami gazu w Europie Zachodniej 

Spadek przychodów grupy wynikał ze spadku cen węglowodorów, który z kolei był efektem niższego popytu związanego z pandemią. Pozostałe pozycje wynikowe już jednak mocno rosły. Największy udział w wyniku EBITDA grupy miał segment obrót i magazynowanie (74 proc.). Udział dystrybucji wyniósł 17 proc., a wytwarzania oraz poszukiwania i wydobycia po 7 proc. 

Monika Borkowska

Darmowy program - rozlicz PIT 2020

Dowiedz się więcej na temat: PGNiG

Reklama

Reklama

Reklama

Reklama

Finanse / Giełda / Podatki
Bądź na bieżąco!
Odblokuj reklamy i zyskaj nieograniczony dostęp do wszystkich treści w naszym serwisie.
Dzięki wyświetlanym reklamom korzystasz z naszego serwisu całkowicie bezpłatnie, a my możemy spełniać Twoje oczekiwania rozwijając się i poprawiając jakość naszych usług.
Odblokuj biznes.interia.pl lub zobacz instrukcję »
Nie, dziękuję. Wchodzę na Interię »