SYTUACJA FINANSOWA

Na sytuację finansową Grupy 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 Grupę PGNiG w segmentach Poszukiwanie i Wydobycie oraz Obrót i Magazynowanie.

Zmiana notowań cen węglowodorów przekłada się na przychody ze sprzedaży realizowane przez podmioty Grupy PGNiG zajmujące się wydobyciem oraz ma wpływ na poziom popytu na usługi sejsmiczne i poszukiwawcze świadczone przez spółki Grupy 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 może ulec zmianie za sprawą wyroku Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie w kwestii dotyczącej stosowanej w kontrakcie jamalskim formuły cenowej.

Na wyniki realizowane przez Grupę 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 Grupy PGNiG polityki zabezpieczeń, wpływ zmian kursów walutowych na wyniki jest optymalizowany.

Na sytuację finansową Grupy PGNiG wpłynie także stanowisko Prezesa UREUrząd Regulacji Energetyki 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 Grupy PGNiG świadczące usługi sprzedaży gazu działające w segmencie Obrót i Magazynowanie. Efektem konkurencyjnej walki o klienta są m.in. programy rabatowe kierowane do klientów oraz zmiany warunków cenowych na rynkowe. Powyższe czynniki mogą wpłynąć na obniżenie rentowności segmentu Obrót i Magazynowanie poprzez zmniejszenie uzyskiwanych marż na sprzedaży.

Należy jednak dodać, iż spółki Grupy PGNiG realizują inicjatywy poprawiające efektywność ich funkcjonowania. Podjęte inicjatywy dotyczą m.in. optymalizacji kosztów działalności, co w pozytywny sposób przełoży się na wyniki realizowane przez Grupę PGNiG.

W przypadku segmentu Wytwarzanie ważnym z punktu widzenia działalności Grupy PGNiG będzie kształt programów wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji oraz ze źródeł odnawialnych. Zmiany rynkowe cen uprawnień do emisji CO2dwutlenek węgla będą w coraz większym stopniu wpływać na sytuację finansową Grupy PGNiG w tym segmencie. Istotnym elementem kształtującym wyniki segmentu Wytwarzanie będzie poziom cen paliw produkcyjnych wykorzystywanych na potrzeby produkcji ciepła i energii elektrycznej.

Na początku 2020 r. amerykańska Administracja Informacji Energetycznej (EIA(ang. U.S. Energy Information Administration) – Amerykańska Federalna Agencja Informacji Energetycznej) opublikowała prognozę ceny ropy naftowej Brent w 2020 r., według której średnia cena kontraktu month-ahead wyniesie 64,83 USD/bbl. W przypadku ropy WTI(ang. West Texas Intermediate) – rodzaj ropy naftowej służący jako benchmark przy wycenie surowca EIA(ang. U.S. Energy Information Administration) – Amerykańska Federalna Agencja Informacji Energetycznej przewiduje cenę na poziomie 59,25 USD/bbl. EIA(ang. U.S. Energy Information Administration) – Amerykańska Federalna Agencja Informacji Energetycznej wyjaśnia, że brak większych zmian cenowych wynika z równoważenia się efektów zwiększenia podaży ropy krajów niezrzeszonych w grupie OPEC(ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries) – Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową zrzeszająca kraje odpowiedzialne za ok. 40% światowego wydobycia ropy oraz polepszających się perspektyw światowego wzrostu gospodarczego po podpisaniu umowy handlowej między Stanami Zjednoczonymi a Chinami. Ponadto, kraje grupy OPEC(ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries) – Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową zrzeszająca kraje odpowiedzialne za ok. 40% światowego wydobycia ropy stabilizują rynek, ograniczając podaż w zależności od poziomu ceny rynkowej. W 2019 r. pogłębiali limity wydobycia, gdy cena spadała poniżej $60/bbl indeksu Brent.

W dłuższej perspektywie ceny ropy mogą być uwarunkowane czynnikami politycznymi. Stany Zjednoczone pod koniec 2019 r. stały się po raz pierwszy w historii eksporterem netto ropy naftowej. Iran i Wenezuela dysponują wysokimi wolnymi mocami produkcyjnymi, lecz ich eksport jest ograniczany przez nałożone sankcje. Od czasu ich nałożenia, wydobycie ropy w tych krajach spadło łącznie o 3 mln baryłek dziennie. Grupa OPEC(ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries) – Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową zrzeszająca kraje odpowiedzialne za ok. 40% światowego wydobycia ropy również produkuje mniej ropy niż wynikałoby to z ich możliwości technicznych. Minister energii Arabii Saudyjskiej podczas grudniowego szczytu państw OPEC(ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries) – Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową zrzeszająca kraje odpowiedzialne za ok. 40% światowego wydobycia ropy zapowiedział, że jeśli inne kraje nie będą wywiązywać się ze swoich kwot produkcyjnych to  zacznie eksportować ropę w maksymalnych możliwych ilościach. Oznaczałoby to trafienie na rynek dodatkowych 3 milionów baryłek dziennie i w konsekwencji wystąpienie nadwyżki, która mogłaby doprowadzić do analogicznej sytuacji z I kwartału 2016 r., gdy cena kontraktu month-ahead indeksu Brent nie przekraczała 40 USD/bbl.

Cena ropy Brent w 2020 r. może wynosić średnio $61/bbl. Rok 2020 i początek 2021 r. może być okresem niższych cen, po którym powinien nastąpić powolny, lecz konsekwentny wzrost wartości ropy naftowej, utrzymujący się przez około 15 lat. Spowodowane jest to pozyskiwaniem surowca z coraz mniej opłacalnych źródeł. Szczyt światowego zapotrzebowania na ropę naftową jest przewidziany na drugą połowę lat trzydziestych.

W ocenie analityków, cena gazu ziemnego w Europie utrzyma się na poziomie obserwowanym w drugiej połowie 2019 r. Zwiększone wydobycie gazu łupkowego w Ameryce Północnej i Australii oraz otwarcie nowych instalacji skraplających gaz ziemny sprawią, że produkcja LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji będzie kontynuować swoje szybkie tempo wzrostu. Na 2020 r. zaplanowane jest oddanie do użytku mocy skraplających o rocznej wydajności około 364 TWh, z czego 307 TWh będzie pochodzić ze Stanów Zjednoczonych. Nadpodaż LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji na globalnym rynku oraz zwiększony wolumen dostaw rosyjskiego gazu do Niemiec zostaną zbilansowane przez spadające wydobycie w Europie kontynentalnej (m.in. ze złoża w Groningen), okresową opłacalność eksportu gazu do Azji oraz zwiększenie popytu na gaz w sektorze energetycznym. Wejście w życie regulacji IMO 2020 może również zwiększyć popyt na LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji w transporcie morskim. Część tankowców LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji korzysta z przewożonego skroplonego gazu do napędzania silników, a paliwo to spełnia wymagania środowiskowe zawarte w dyrektywie. Konwencjonalny transport morski również może korzystać ze skroplonego gazu jako paliwa dominującego. W obliczu zaostrzających się norm środowiskowych można spodziewać się dalszego rozwoju tego segmentu. Analitycy szacują, że w ciągu obecnej dekady światowe zużycie LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji jako paliwa w transporcie morskim będzie rosnąć w tempie 23% rocznie, osiągając wartość 318 TWh w 2030 r. Zapotrzebowanie na LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji najmocniej wzrośnie w krajach azjatyckich, z prawie dwukrotnie wyższą dynamiką wzrostu niż w latach 2018-2019. Europa pozostanie rynkiem bilansującym dla światowych dostaw LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji.

Cena uprawnień do emisji CO2dwutlenek węgla (EUA - ang. European Emission Allowances) będzie w głównej mierze zależeć od kształtu umowy o opuszczeniu Unii Europejskiej przez Wielką Brytanię, kształtowania się relacji cenowej gazu ziemnego do węgla oraz tempa wzrostu gospodarczego w Europie. W 2019 r. wzrost cen pozwoleń na emisję był ograniczany przez ryzyko tak zwanego wyjścia Wielkiej Brytanii z Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (ESHE) w trakcie obowiązywania kontraktów zakupionych przez brytyjskie przedsiębiorstwa. Taki scenariusz przyniósłby dużą nadpodaż pozwoleń na emisję w części kontynentalnej, a w konsekwencji silny spadek ceny. Obecnie za najbardziej prawdopodobne uznaje się wyjście Wielkiej Brytanii z ESHE z końcem 2020 r., więc podaż kontraktów na 2021 r. uwzględniałaby mniejsze zapotrzebowanie. W takim wypadku na cenę uprawnień do emisji CO2dwutlenek węgla będzie mieć wpływ relacja ceny węgla do gazu. Wytworzenie jednej jednostki energii elektrycznej z gazu ziemnego uwalnia do atmosfery średnio ponad dwa razy mniej dwutlenku węgla niż w przypadku generacji węglowej, więc niskie ceny gazu mogą doprowadzić do zmniejszonego popytu na certyfikaty EUA, a w konsekwencji utrzymania się ceny obserwowanej w II połowie 2019 r. (około 25 euro).

Analitycy prognozują, że cena energii elektrycznej w Polsce w 2020 r. nie wzrośnie względem średnich cen z 2019 r. Otwarcie nowych mocy wytwórczych elektrowni w Żeraniu i Stalowej Woli (generacja gazowa) oraz Jaworznie (generacja węglowa), połączenie polskiego systemu z europejskim Rynkiem Dnia Bieżącego SIDC (XBID) oraz rozwój rynku odnawialnych źródeł energii mają zapobiec wzrostowi cen. Popularyzacja technologii fotowoltaicznych może doprowadzić do zmiany sezonowości cen, gdyż największa generacja ze źródeł solarnych występuje w II i III kwartale roku, gdy ceny osiągają zazwyczaj swoje maksymalne roczne poziomy.

W 2019 r. PGNiG odnotowało wynik EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. na poziomie 1 241 mln zł, a więc niższym o 1 396 mln zł niż w roku ubiegłym. 

Zmiany w EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. PGNiG pomiędzy latami 2018-2019 [mln zł]

Spadek wyniku EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. (-1 288 mln zł r/r) w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie spowodowany jest niższym wynikiem na sprzedaży gazu wysokometanowego oraz ropy naftowej wywołanym spadkami cen surowców notowanych na giełdach (TTF, TGE, Brent), dodatkowo pogłębiony na skutek niższego wolumenu wydobycia i sprzedaży ropy naftowej. Negatywny wpływ na wynik EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. segmentu wywarła również zmiana stanu odpisów aktualizujących wartość środków trwałych oraz środków trwałych w budowie dotyczących poszukiwania i oceny zasobów mineralnych.

Obniżenie wyniku EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. (-107 mln zł r/r) w segmencie Obrót i Magazynowanie nastąpiło w efekcie niższego wyniku na sprzedaży gazu wysokometanowego na skutek spadku cen surowców notowanych na giełdach. Negatywny wpływ na wynik EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. segmentu wywarła także zmiana stanu odpisów aktualizujących wartość zapasu gazu.

Analiza wskaźnikowa

Rentowność

 Wskaźniki zadłużenia

Wskaźniki płynności