W 2021 r. Grupa Kapitałowa Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa osiągnęła prawie 70 mld zł przychodów, 15,6 mld zł zysku EBITDA i 6,0 mld zł zysku netto. W porównaniu z 2020 r. Grupa odnotowała poprawę większości głównych wskaźników finansowych i operacyjnych, do czego w znacznym stopniu przyczyniła się działalność wydobywcza.
– Wyniki GK PGNiG za 2021 r. pokazują, że nawet w warunkach ekstremalnych zmian cen węglowodorów i ogólnoeuropejskiego kryzysu gazowego, PGNiG jest w stanie nie tylko utrzymać stabilność działania, ale również poprawiać wyniki i konsekwentnie realizować strategię, czego efektem jest wzrost wartości Grupy i poprawa bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego – podkreślił Paweł Majewski, Prezes Zarządu PGNiG SA.
Główną determinantą wyników finansowych Grupy był bardzo dynamiczny wzrost cen węglowodorów, zwłaszcza gazu ziemnego, którego notowania osiągnęły w Europie historycznie wysokie poziomy. Przełożyło się to na zwiększenie przychodów GK, które w 2021 r. wyniosły rekordowe 69,96 mld zł i były wyższe niż rok wcześniej aż o 78%, kiedy wyniosły 39,20 mld zł. Jednocześnie wzrosły koszty operacyjne GK, które sięgnęły 58,40 mld zł wobec 29,61 mld zł w 2020 r., co oznacza wzrost o 97%. W efekcie zysk EBITDA Grupy wyniósł 15,59 mld zł, czyli o 20% więcej niż w 2020 r., kiedy wypracowano 13,01 mld zł. Wartość EBIT sięgnęła 11,56 mld zł wobec 9,59 mld zł rok wcześniej (+21%). Grupa odnotowała jednak zmniejszenie zysku netto o 18% – z 7,34 mld zł w 2020 r. do 6,01 mld zł w 2021 r.
Wysokie ceny gazu ziemnego sprzyjały bardzo dobrym wynikom segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, który zanotował dynamiczny wzrost przychodów o ponad 240% rok do roku. W efekcie udział segmentu w EBITDA GK sięgnął aż 87%, 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. W 2021 r. dobry poziom EBITDA wypracowały segmenty Dystrybucja oraz Wytwarzanie. Ich udział w EBITDA Grupy wyniósł odpowiednio 19% i 7%, w porównaniu z 17% i 7% w 2020 r.
– Segment Poszukiwanie i Wydobycie wypracował w 2021 r. bardzo dobre wyniki. Nie jest to wyłącznie rezultat wysokich cen gazu. W ub. r. Grupa PGNiG zwiększyła wydobycie gazu ziemnego o 19% a ropy naftowej o prawie 4%. 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 r. – dodał Paweł Majewski. – Wyniki naszej działalności w Norwegii to dowód, że Grupa PGNiG potrafi skutecznie łączyć dywersyfikację portfela oraz działania na rzecz niezależności energetycznej kraju z dynamicznym rozwojem na rynkach zagranicznych i dobrymi wynikami finansowymi – podkreślił Prezes PGNiG SA.
Wyniki poszczególnych segmentów działalności GK PGNiG w 2021 r.:
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 r. 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 ub. r. ponad pięciokrotnie wyższa niż w 2020 r. i wyniosła 225 zł za MWh (+343 proc.). Z kolei średnia cena ropy wzrosła o 65% r/r do 273 zł za baryłkę gatunku Brent.
Wydobycie gazu przez GK PGNiG wzrosło z 4,52 mld do 5,39 mld m3 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 r. PGNiG zakończyło zagospodarowanie złoża Ærfugl, uruchomiło wydobycie ze złóż Gråsel i Duva oraz sfinalizowało akwizycję złóż Kvitebjørn 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 mld3 do 1,42 mld m3 wobec 0,48 mld m3 w 2020 r.
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 aż o 96% wyższe niż w 2020 r. Wzrosły również koszty, z 21,29 mld zł w 2020 r. do 61,86 mld zł w 2021 r., co oznacza wzrost aż o 191%. W efekcie wynik EBITDA segmentu był ujemny i wyniósł -1,7 mld zł.
Wolumen gazu sprzedanego poza Grupę wyniósł w 2021 r. 34,48 mld m3, czyli o prawie 9% więcej niż w 2020 r., kiedy GK sprzedała 31,64 mld m3 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 r. Grupa kupiła za granicą 16,13 mld m3 gazu, a więc o 9% więcej niż w 2020 r., kiedy wolumen importu wyniósł 14,79 mld m3. Struktura importu nie uległa zasadniczej zmianie w stosunku do 2020 r. – import z kierunku Wschodniego wyniósł 61% a LNG ponad 24%.
Dystrybucja
Przychody w segmencie Dystrybucja sięgnęły w ubiegłym roku 5,41 mld zł, a więc były o 16% wyższe niż w 2020 r., kiedy wyniosły 4,68 mld zł. O 34% poprawił się również wynik EBITDA, który wzrósł z 2,16 mld zł w 2020 r. do 2,89 mld zł rok później.
Poprawa była efektem wzrostu wolumenu dystrybuowanego gazu, o prawie 14% do 13,14 mld m3, w efekcie m. in. niższych średnich temperatur rocznych, które w 2021 r. były o 1,3 st. Celsjusza niższe niż w 2020 r., co spowodowało wzrost zapotrzebowania na paliwo do celów grzewczych. Na poziom przychodów segmentu wpłynęła również wyższa o 3,6% taryfa dystrybucyjna, która weszła w życie w I kw. 2021 r.
Wytwarzanie
Segment Wytwarzanie odnotował wzrost przychodów o 23% z 2,77 mld zł w 2020 r. do 3,42 mld zł w 2021 r. Wynik EBITDA był wyższy o 22% 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 r. 41,17 PJ wobec 38,94 PJ w 2020 r., co oznacza wzrost o prawie 6%. Na zwiększenie sprzedaży miały przede wszystkim czynniki pogodowe. Pomimo spadku wolumenu wyprodukowanej energii elektrycznej o ponad 4%, z 3,64 do 3,48 TWh, segment odnotował wzrost przychodów z jej sprzedaży.
Źródło: POLSKIE GÓRNICTWO NAFTOWE I GAZOWNICTWO SA
