Grupa kapitałowa PGNiG miała w czwartym kwartale 2021 roku 32,5 mld zł przychodów, 8,2 mld zł EBITDA, 6,7 mld zł zysku operacyjnego oraz 2,92 mld zł zysku netto - poinformowała spółka w raporcie rocznym. Wyniki są generalnie zgodne z wcześniejszymi szacunkami podanymi przez spółkę, chociaż wcześniej zysk netto był szacowany na 3,09 mld zł.
W analogicznym okresie 2020 roku zysk netto wynosił 1,3 mld zł, EBITDA 2,3 mld zł, a przychody 11,8 mld zł.
W całym 2021 roku grupa PGNiG miała 70 mld zł przychodów ze sprzedaży wobec 39,2 mld zł przed rokiem i zysk netto w wysokości 6 mld zł wobec 7,3 mld zł rok wcześniej.
Wynik EBITDA w 2021 roku wzrósł do 15,6 mld zł z 13 mld zł przed rokiem, a EBIT wyniósł 11,6 mld zł wobec 9,6 mld zł w 2020 roku.
Główną determinantą wyników finansowych grupy w 2021 roku był bardzo dynamiczny wzrost cen węglowodorów, zwłaszcza gazu ziemnego, którego notowania osiągnęły w Europie historycznie wysokie poziomy. Przełożyło się to na zwiększenie przychodów grupy, które w 2021 r. wyniosły rekordowe 69,96 mld zł i były wyższe niż rok wcześniej o 78 proc.
Jednocześnie wzrosły koszty operacyjne GK, które sięgnęły 58,40 mld zł wobec 29,61 mld zł w 2020 roku, co oznacza wzrost o 97 pr.
Wysokie ceny gazu ziemnego sprzyjały bardzo dobrym wynikom segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, który zanotował dynamiczny wzrost przychodów o ponad 240 proc. rok do roku. W efekcie udział segmentu w EBITDA GK sięgnął 87 proc., co oznacza zdecydowaną poprawę w stosunku do 2020 r., kiedy działalność usptream wypracowała 7 proc. zysku EBITDA Grupy PGNiG.
Inaczej przedstawiała się sytuacja w segmencie Obrotu i Magazynowania, w którym koszty pozyskania gazu rosły szybciej niż przychody z jego sprzedaży. Spowodowało to obniżenie EBITDA Grupy w 2021 r. o ponad 1,7 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wkład segmentu Obrót i Magazynowanie do EBITDA był dodatni i wyniósł 9,58 mld zł.
"Segment Poszukiwanie i Wydobycie wypracował w 2021 roku bardzo dobre wyniki. Nie jest to wyłącznie rezultat wysokich cen gazu. W ubiegłym roku Grupa PGNiG zwiększyła wydobycie gazu ziemnego o 19 proc., a ropy naftowej o prawie 4 proc. Największy wzrost produkcji odnotowaliśmy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, co było efektem zarówno rozwoju organicznego, jak i akwizycji - zwłaszcza bardzo korzystnej transakcji nabycia udziałów w 21 koncesjach należących do INEOS E&P Norge. Norwegia to dla nas priorytetowy kierunek rozwoju ze względu na strategię dywersyfikacji dostaw i uniezależnienia od dostawcy ze Wschodu, co nastąpi z końcem 2022 roku" - powiedział prezes PGNIG Paweł Majewski.
PGNIG planuje w 2022 roku przeznaczyć na inwestycje 10,8 mld zł.
"W 2022 r. 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" - napisano w raporcie rocznym.
Planowane inwestycje w obszarze poszukiwań i wydobycia to 3,5 mld zł, z czego 1,2 mld zł PGNiG zainwestuje w Polsce, 2,1 mld zł w Norwegii, 0,1 mld zł w Pakistanie.
Prognozowane wydobycie w Polsce w 2022 r. to 3,8 mld m3 gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, podobnie jak w 2021 r.), natomiast ropy naftowej wraz z kondensatem: 0,677 mln ton.
Inwestycje w obszarze obrót i magazynowanie obejmą kwotę bliko 0,9 mld zł, w dystrybucji 3,15 mld zł, a pozostałe segmenty 0,28 mld zł.
Poniżej wyniki poszczególnych segmentów działalności GK PGNiG w 2021 roku.
POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE
Segment odnotował bardzo dynamiczny wzrost wyników finansowych i solidny wzrost wyników operacyjnych. Przychody segmentu wyniosły 15,89 mld zł wobec 4,61 mld zł rok wcześniej, natomiast wynik EBITDA zwiększył się ponad 15-krotnie, z 0,93 mld zł w 2020 r. do 13,53 mld zł w 2021 roku.
Jednym z czynników, które o tym zdecydowały, był wzrost cen węglowodorów, szczególnie gazu ziemnego. Średnia arytmetyczna cena gazu na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii była w ubiegłym roku ponad pięciokrotnie wyższa niż w 2020 r. i wyniosła 225 zł za MWh (+343 proc.). Z kolei średnia cena ropy wzrosła o 65 proc. r/r do 273 zł za baryłkę gatunku Brent.
Wydobycie gazu przez GK PGNiG wzrosło z 4,52 mld do 5,39 mld m sześc., a ropy naftowej z 1324,1 tys. ton do 1375,5 tys. ton rok do roku.
Zwiększenie produkcji węglowodorów to w dużym stopniu efekt intensyfikacji działań Grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W 2021 roku PGNiG zakończyło zagospodarowanie złoża Arfugl, uruchomiło wydobycie ze złóż Grasel i Duva oraz sfinalizowało akwizycję złóż Kvitebjorn i Valemona a także wszystkich aktywów wydobywczych należących do spółki INEOS E&P Norge.
W efekcie tych działań wolumen własnego wydobycia GK PGNiG w Norwegii wzrósł o prawie miliard sześciennych do 1,42 mld m sześc. wobec 0,48 mld m sześc. w 2020 roku. Wsparciem dla wyników segmentu było również rozwiązanie odpisu na majątek trwały w wysokości 1,05 mld zł. Rok wcześniej GK zawiązało odpis w wysokości 1,49 mld zł, co pomniejszyło wynik operacyjny PGNiG.
OBRÓT I MAGAZYNOWANIE
W 2021 r. przychody segmentu Obrót i Magazynowanie wyniosły 59,95 mld zł i były o 96 proc. wyższe niż w 2020 roku. Wzrosły również koszty, z 21,29 mld zł w 2020 roku do 61,86 mld zł w 2021 roku, co oznacza wzrost o 191 proc. W efekcie wynik EBITDA segmentu był ujemny i wyniósł -1,7 mld zł.
Wolumen gazu sprzedanego poza grupę wyniósł w 2021 roku 34,48 mld m sześc., czyli o prawie 9 proc. więcej niż w 2020 roku, kiedy GK sprzedała 31,64 mld m sześc. paliwa.
Wolumen sprzedaży wzrósł przede wszystkim dzięki odbiorcom domowym oraz firmowym (poza energetyką, petrochemią i rafineriami oraz zakładami azotowymi), a także dzięki sprzedaży na Towarowej Giełdzie Energii. Istotne znaczenie miały czynniki pogodowe, zwłaszcza nietypowo chłodna i długa zima na początku roku.
Wzrost zapotrzebowania na paliwo gazowe w Polsce przełożył się na wyższy import gazu przez PGNiG. W 2021 roku Grupa kupiła za granicą 16,13 mld m sześc. gazu, a więc o 9 proc. więcej niż w 2020 roku, kiedy wolumen importu wyniósł 14,79 mld m sześciennych. Struktura importu nie uległa zasadniczej zmianie w stosunku do 2020 roku - import z kierunku Wschodniego wyniósł 61 proc. a LNG ponad 24 proc.
DYSTRYBUCJA
Przychody w segmencie Dystrybucja sięgnęły w ubiegłym roku 5,41 mld zł, a więc były o 16 proc. wyższe niż w 2020 roku, kiedy wyniosły 4,68 mld zł. O 34 proc. poprawił się również wynik EBITDA, który wzrósł z 2,16 mld zł w 2020 roku do 2,89 mld zł rok później.
Poprawa była efektem wzrostu wolumenu dystrybuowanego gazu, o prawie 14 proc. do 13,14 mld m sześc., w efekcie m.in. niższych średnich temperatur rocznych, które w 2021 roku były o 1,3 st. Celsjusza niższe niż w 2020 roku, co spowodowało wzrost zapotrzebowania na paliwo do celów grzewczych. Na poziom przychodów segmentu wpłynęła również wyższa o 3,6 proc. taryfa dystrybucyjna, która weszła w życie w I kw. 2021 roku.
WYTWARZANIE
Segment Wytwarzanie odnotował wzrost przychodów o 23 proc. z 2,77 mld zł w 2020 roku do 3,42 mld zł w 2021 roku. Wynik EBITDA był wyższy o 22 proc. i wyniósł 1,13 mld zł wobec 0,93 mld zł rok wcześniej.
Segment poprawił przychody zarówno ze sprzedaży ciepła, jak i energii elektrycznej. Wolumen sprzedaży ciepła sięgnął w 2021 roku 41,17 PJ wobec 38,94 PJ w 2020 roku, co oznacza wzrost o prawie 6 procent. Na zwiększenie sprzedaży miały przede wszystkim czynniki pogodowe.
Pomimo spadku wolumenu wyprodukowanej energii elektrycznej o ponad 4 proc., z 3,64 do 3,48 TWh, segment odnotował wzrost przychodów z jej sprzedaży.
