SYTUACJA FINANSOWA

Dane finansowe Grupy PGNiG w latach 2017-2019 [mln zł]
  Grupa PGNiG
2019
2018
2017
Zmiana 2019/2018 %
Zmiana 2019/2018
Przychody ze sprzedaży
42 023
41 234
35 685
2%
789
Koszty operacyjne razem
(39 575)
(36 839)
(31 775)
7%
(2 736)
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją.)
5 504
7 115
6 579
(23%)
(1 611)
Amortyzacja
(3 056)
(2 720)
(2 669)
12%
(336)
Zysk z działalności operacyjnej
2 448
4 395
3 910
(44%)
(1 947)
Zysk przed opodatkowaniem
2 159
4 502
3 922
(52%)
(2 343)
Zysk netto
1 371
3 209
2 921
(57%)
(1 838)
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
4 938
5 814
4 816
(15%)
(876)
Przepływy pieniężne netto na działalności inwestycyjnej
(6 152)
(4 704)
(3 863)
31%
(1 448)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
327
237
(4 204)
38%
90
Zmiana stanu środków pieniężnych netto
(887)
1 347
(3 251)
(166%)
(2 234)
           

 

31.12.2019
31.12.2018
31.12.2017
Zmiana 2019/2018 %
Zmiana 2019/2018
Aktywa razem
59 185
53 271
48 203
11%
5 914
Aktywa trwałe (długoterminowe)
43 939
38 898
36 364
13%
5 041
Aktywa obrotowe (krótkoterminowe), w tym
15 246
14 373
11 839
6%
873
Zapasy
4 042
3 364
2 748
20%
678
Zobowiązania i kapitał własny razem
59 185
53 271
48 203
11%
5 914
Kapitał własny razem
38 107
36 632
33 627
4%
1 475
Zobowiązania długoterminowe razem
10 378
7 255
7 004
43%
3 123
Zobowiązania krótkoterminowe razem
10 700
9 384
7 572
14%
1 316
Zobowiązania razem
21 078
16 639
14 576
27%
4 439

Omó­wie­nie skon­so­li­do­wa­ne­go ra­chun­ku zy­sków i strat Gru­py PGNiG

Przy­cho­dy ze sprze­da­ży

Przy­cho­dy ze sprze­da­ży w po­dzia­le na seg­men­ty dzia­łal­no­ści w la­tach 2018-2019 [%]

 D: niż­szy wo­lu­men dys­try­bu­owa­ne­go ga­zu o -217 mln m3 (-2% r/r) oraz niż­sze o -5% (-206 mln zł) przy­cho­dy z ty­tu­łu świad­cze­nia usłu­gi dys­try­bu­cyj­nej przy niż­szej o -5% ta­ry­fie dys­try­bu­cyj­nej.

 W: przy­cho­dy ze sprze­da­ży cie­pła na sta­bil­nym po­zio­mie przy wyż­szej o 0,6°C śred­niej tem­pe­ra­tu­rze r/r i -3% niż­szych wo­lu­me­nach sprze­da­ży cie­pła; wyż­sze przy­cho­dy ze sprze­da­ży ener­gii elek­trycz­nej z wy­twa­rza­nia o +25% r/r (+190 mln zł) przy sta­bil­nym wo­lu­me­nie sprze­da­ży.

PiW : spa­dek przy­cho­dów ze sprze­da­ży ga­zu r/r o -1 450 mln zł (-32%) przy spad­ku wo­lu­me­nu sprze­da­ży o -3% (-127 mln m3) oraz spa­dek przy­cho­dów ze sprze­da­ży ro­py naf­to­wej i kon­den­sa­tu o -442 mln zł (-17% r/r) przy spad­ku wo­lu­me­nu sprze­da­ży o -14% (-200 tys. ton).

OiM: wzrost przy­cho­dów ze sprze­da­ży ga­zu o 3% r/r (o +787 mln zł), przy wyż­szym o +6% wo­lu­me­nie sprze­da­ży ga­zu po­za Gru­pę oraz wyż­szej o +2,5% ta­ry­fie de­ta­licz­nej.

 

Kosz­ty dzia­łal­no­ści ope­ra­cyj­nej

Po­dział kosz­tów ope­ra­cyj­nych w 2019 r. [%]

Kosz­ty 10 od­wier­tów ne­ga­tyw­nych i sej­smi­ki wy­nio­sły -259 mln zł) w 2019 r. vs -687 mln zł (31 od­wier­tów ne­ga­tyw­nych) w 2018 r.

Wpływ za­wią­za­nia od­pi­su na za­pa­sie ga­zu o -305 mln PLN w 2019 r. vs za­wią­za­nie od­pi­su na za­pa­sie ga­zu na po­zio­mie -21 mln PLN w 2018 r.

Wpływ za­wią­za­nia od­pi­su ak­tu­ali­zu­ją­ce­go war­tość skład­ni­ków ma­jąt­ku tr­wa­łe­go: -400 mln zł w 2019 r. vs roz­wią­za­nie na +224 mln zł w 2018 r.
Amor­ty­za­cja w 2019 r. na po­zio­mie -3 056 mln zł, w Nor­we­gii -347 mln zł.

Wzrost kosz­tów ga­zu o +7% r/r (+1 745 mln zł).

Wzrost zu­ży­cia in­nych su­row­ców i ma­te­ria­łów o 458 mln zł (+18% r/r), w tym ener­gii elek­trycz­nej na ce­le han­dlo­we o 332 mln zł (+29% r/r).

Wzrost kosz­tów z ty­tu­łu świad­czeń pra­cow­ni­czych o 10% r/r (+297 mln zł) głów­nie na sku­tek wzro­stu świad­czeń pra­cow­ni­czych w seg­men­cie Dy­stry­bu­cji.
 

 

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją.

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

 

 

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

 

 

Kosz­ty fi­nan­so­we net­to i wy­nik net­to

Kosz­ty fi­nan­so­we net­to w 2019 r. wy­nio­sły -54 mln zł i obej­mo­wa­ły głów­nie od­set­ki od za­dłu­że­nia (-48 mln zł) oraz od­set­ki od zo­bo­wią­zań z ty­tu­łu le­asin­gu (-69 mln zł).

Po uwzględ­nie­niu wy­ni­ku z in­we­sty­cji wy­ce­nia­nych me­to­dą praw wła­sno­ści -235 mln zł (z cze­go -239 mln zł to wpływ wy­ce­ny me­to­dą praw wła­sno­ści udzia­łów w PGG na skon­so­li­do­wa­ny wy­nik net­to Gru­py PGNiG w 2019 r.) oraz ob­cią­żeń po­dat­ko­wych w kwo­cie -788 mln zł, zysk net­to Gru­py za 2019 r. wy­niósł 1 371 mln zł i był niż­szy o -1 838 mln zł r/r.

Sz­cze­gó­ło­we no­ty w za­kre­sie przy­cho­dów i kosz­tów fi­nan­so­wych (no­ta 3.4), in­we­sty­cji w jed­nost­kach wy­ce­nia­nych me­to­dą praw wła­sno­ści (no­ta 2.4) oraz po­dat­ku do­cho­do­we­go (no­ta 4.1) są do­stęp­ne w Skon­so­li­do­wa­nym Spra­woz­da­niu Fi­nan­so­wym Gru­py Ka­pi­ta­ło­wej PGNiG za 2019 r.

Omó­wie­nie wy­ni­ków seg­men­tów

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

 

 

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. w 2019 r. w po­dzia­le na seg­men­ty [mln zł]

 

Wy­ni­ki seg­men­tów:

Po­szu­ki­wa­nie i wy­do­by­cie
Obrót i ma­ga­zy­no­wa­nie
Dy­stry­bu­cja
Wy­twa­rza­nie

Wa­ha­nia wy­ni­ków fi­nan­so­wych

Obrót, dys­try­bu­cja i ma­ga­zy­no­wa­nie pa­liw ga­zo­wych, jak rów­nież wy­twa­rza­nie cie­pła i ener­gii elek­trycz­nej w ko­ge­ne­ra­cji, sta­no­wią­ce oprócz po­szu­ki­wań i wy­do­by­cia wę­glo­wo­do­rów, pod­sta­wo­wy przedmiot dzia­łal­no­ści Gru­pa PGNiG, w du­żym stop­niu pod­le­ga­ją wa­ha­niom se­zo­no­wym.

W przy­pad­ku sprze­da­ży ga­zu ziem­ne­go i cie­pła, przy­cho­dy w mie­sią­cach zi­mo­wych (I i IV kwar­tał ro­ku) znacz­nie prze­wyż­sza­ją war­to­ści osią­ga­ne w mie­sią­cach let­nich (II i III kwar­tał ro­ku). Se­zo­no­wość jest przede wszyst­kim skut­kiem zmien­nych wa­run­ków kli­ma­tycz­nych w Pol­sce, a za­kres wa­hań wy­zna­cza­ją war­to­ści tem­pe­ra­tur – ni­skie zi­mą i wyż­sze la­tem. Se­zo­no­wość tej czę­ści przy­cho­dów w znacz­nie więk­szym stop­niu do­ty­czy od­bior­ców in­dy­wi­du­al­nych, ku­pu­ją­cych powyż­sze pro­duk­ty na ce­le grzew­cze, ani­że­li od­bior­ców z sek­to­ra pro­duk­cyj­ne­go.

Z uwa­gi na ko­niecz­ność za­pew­nie­nia nie­prze­rwa­nych do­staw w okre­sie szczy­to­we­go za­po­trze­bo­wa­nia od­bior­ców na gaz ziem­ny oraz ze wzglę­du na ko­niecz­ność utrzy­ma­nia bez­pie­czeń­stwa do­staw ga­zu, wy­ma­ga­ne jest za­peł­nie­nie podziem­nych ma­ga­zy­nów ga­zu w okre­sie let­nim oraz zwięk­sze­nie za­mó­wień na mo­ce w sys­te­mie prze­sy­ło­wym oraz dys­try­bu­cyj­nym w okre­sie zi­mo­wym.

Wy­ni­ki seg­men­tów pod­le­ga­ją rów­nież zna­czą­cym wa­ha­niom spo­wo­do­wa­nym zmia­na­mi cen pro­duk­tów. Po­nad­to, wy­ni­ki seg­men­tu Po­szu­ki­wa­nie i Wy­do­by­cie odzwier­cie­dla­ją zmien­ność pro­fi­li pro­duk­cji ze złóż wę­glo­wo­do­rów.

Wa­ha­nia przy­cho­dów ze sprze­da­ży Gru­py PGNiG w la­tach 2018-2019 [mln zł]

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

 

Kwartalny wynik EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. i EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2019 r.
2019
mln zł
GK PGNiG
Poszukiwanie i wydobycie
Obrót i magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. I kw

2 165

1 298

(71)

580

400

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. I kw.
2 147
1 280
(71)
579
400

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. II kw

961

692

(160)

490

62

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. II kw.
1 201
898
(160)
487
62

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. III kw

804

676

(221)

415

-19

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. III kw.
756
630
(221)
413
-19

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. IV kw

1 575

694

(16)

510

413

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. IV kw.
1 801
906
(14)
511
413

Kwartalny wynik EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. i EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2018 r.
2018
mln zł
GK PGNiG
Poszukiwanie i wydobycie
Obrót i magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. I kw

2 674

1 380

179

763

401

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. I kw.
2 433
1 139
179
763
401

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. II kw

1 627

1 187

(209)

622

65

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. II kw.
1 555
1 116
(209)
620
65

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. III kw

1 468

1 376

(469)

579

34

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. III kw.
1 329
1 245
(469)
579
34

EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. IV kw

1 347

1 076

(349)

422

288

    Skor. EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją. IV kw.
1 574
1315
(349)
424
272

Omó­wie­nie spra­woz­da­nia z sy­tu­acji fi­nan­so­wej Gru­py PGNiG

Bi­lans na dzień 31 grud­nia 2019 r. wy­ka­zu­je su­mę bi­lan­so­wą w wy­so­ko­ści 59 185 mln zł, któ­ra jest wyż­sza od war­to­ści na ko­niec 2018 r. o 5 914 mln zł, czy­li 10%.

Ak­ty­wa

Wy­bra­ne po­zy­cje spra­woz­da­nia z sy­tu­acji fi­nan­so­wej - Ak­ty­wa [mln zł]

Naj­więk­szą po­zy­cję ak­ty­wów Gru­py PGNiG sta­no­wią rze­czo­we ak­ty­wa tr­wa­łe, któ­rych war­tość na dzień 31 grud­nia 2019 r. wy­nio­sła 40 002 mln zł i by­ła o 5 766 mln zł (17%) wyż­sza od sta­nu na dzień 31 grud­nia 2018 r. Sal­do od­pi­sów ak­tu­ali­zu­ją­cych te ak­ty­wa w sto­sun­ku do koń­ca po­przed­nie­go ro­ku wzro­sło o 400 mln zł. Po­zy­cja in­we­sty­cje w jed­nost­kach wy­ce­nia­nych me­to­dą praw wła­sno­ści, w sto­sun­ku do koń­ca po­przed­nie­go ro­ku, spa­dła o 242 mln zł (-13%), co jest wy­ni­kiem wy­ce­ny in­we­sty­cji głów­nie w Pol­ską Gru­pę Gór­ni­czą SA.

Ak­ty­wa obro­to­we Gru­py PGNiG na ko­niec 2019 r. wy­no­si­ły 15 246 mln zł i by­ły o 873 mln zł (6%) wyż­sze niż na ko­niec 2018 r. przy spad­ku o 23% (888 mln zł) r/r środ­ków pie­nięż­nych i ich ekwi­wa­len­tów. Wpływ na wzrost ak­ty­wów obro­to­wych miał przede wszyst­kim wzrost po­chod­nych in­stru­men­tów fi­nan­so­wych o 1 298 mln zł r/r. Jed­no­cze­śnie wzrósł po­ziom za­pa­sów, któ­re na ko­niec 2019 r. wy­nio­sły 4 042 mln zł, czy­li o 678 (20%) wię­cej niż na ko­niec 2018 r.

Ka­pi­tał wła­sny i zo­bo­wią­za­nia

Wy­bra­ne po­zy­cje spra­woz­da­nia z sy­tu­acji fi­nan­so­wej – Pa­sy­wa [mln zł]

 

Pod­sta­wo­wym źró­dłem fi­nan­so­wa­nia ak­ty­wów Gru­py PGNiG jest ka­pi­tał wła­sny, któ­re­go war­tość na ko­niec 2019 r. wy­no­si­ła 38 107 mln zł, co ozna­cza wzrost o 1 475 mln zł (4%) w re­la­cji do 2018 r. Na zmia­nę po­zio­mu ka­pi­tałów wła­snych wpływ miał przede wszyst­kim osią­gnię­ty w bie­żą­cym okre­sie zysk net­to - war­tość zy­sku za­trzy­ma­ne­go r/r wzro­sła o 851 mln zł oraz wzrost war­to­ści ka­pi­tału z ty­tu­łu sto­so­wa­nia ra­chun­ko­wo­ści za­bez­pie­czeń o 666 mln zł r/r.

Stan zo­bo­wią­zań dłu­go­ter­mi­no­wych na ko­niec 2019 r. wy­niósł 10 378 mln zł i był wyż­szy od po­zio­mu z dnia 31 grud­nia 2018 r. o 3 123 mln zł (43%). Na zmia­nę po­zio­mu zo­bo­wią­zań dłu­go­ter­mi­no­wych wpływ mia­ły głów­nie zo­bo­wią­za­nia z ty­tu­łu le­asin­gu – wpływ sto­so­wa­nia MSSF 16 w wy­so­ko­ści 1 036 mln zł w 2019 r.

Na dzień 31 grud­nia 2019 r. Gru­pa PGNiG po­sia­da­ła zo­bo­wią­za­nia krót­ko­ter­mi­no­we na po­zio­mie 10 700 mln zł, co ozna­cza wzrost o 1 316 mln zł (14%) w re­la­cji do koń­ca 2018 r. Na wzrost zo­bo­wią­zań krót­ko­ter­mi­no­wych wpły­nął głów­nie wzrost zo­bo­wią­zań z ty­tu­łu le­asin­gu – wpływ sto­so­wa­nia MSSF 16 w wy­so­ko­ści 793 mln zł w 2019 r. oraz wpła­co­ne wa­dia w 2019 r. w wy­so­ko­ści 463 mln zł.

Peł­na wer­sja skon­so­li­do­wa­ne­go spra­woz­da­nia z sy­tu­acji fi­nan­so­wej do­stęp­na jest w Skon­so­li­do­wa­nym Spra­woz­da­niu Fi­nan­so­wym Gru­py Ka­pi­ta­ło­wej PGNiG za 2019 r.

Omó­wie­nie spra­woz­da­nie z prze­pły­wów pie­nięż­nych Gru­py PGNiG

Na­kła­dy in­we­sty­cyj­ne w 2019 r. w Gru­pie PGNiG w po­dzia­le na seg­men­ty: Po­szu­ki­wa­nie i Wy­do­by­cie – 2 446 mln zł; Obrót i Ma­ga­zy­no­wa­nie – 79 mln zł; Dy­stry­bu­cja 2 265 mln zł i Wy­twa­rza­nie – 1 074 mln zł

Wy­pła­co­na dy­wi­den­da w kwo­cie 636 mln zł, czy­li 0,11 zł na ak­cję

Zo­bo­wią­za­nia z ty­tu­łu le­asin­gu, w tym dłu­go­ter­mi­no­wy -1 043 mln zł i krót­ko­ter­mi­no­wy -793 mln zł

Peł­na wer­sja skon­so­li­do­wa­ne­go spra­woz­da­nia z prze­pły­wów pie­nięż­nych do­stęp­na jest w Skon­so­li­do­wa­nym Spra­woz­da­niu Fi­nan­so­wym Gru­py Ka­pi­ta­ło­wej PGNiG za 2019 r.

 

Wy­bra­ne po­zy­cje spra­woz­da­nia z prze­pły­wów pie­nięż­nych [mln zł]

 

Wskaź­ni­ki ren­tow­no­ści

ROE(ang. re­turn on equ­ity) –  wskaź­nik ren­tow­no­ści ka­pi­ta­łu wła­sne­go, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych. [%]

ROE(ang. re­turn on equ­ity) –  wskaź­nik ren­tow­no­ści ka­pi­ta­łu wła­sne­go, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych. li­czo­ne ja­ko zysk net­to do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych na ko­niec okre­su.

Spa­dek wskaź­ni­ka ROE(ang. re­turn on equ­ity) –  wskaź­nik ren­tow­no­ści ka­pi­ta­łu wła­sne­go, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych. spo­wo­do­wa­ny spad­kiem zy­sku net­to (bli­sko 60%) przy jed­no­cze­snym wzro­ście ka­pi­ta­łu wła­sne­go o 4% w 2019 r. w po­rów­na­niu do 2018 r.

 ROA(ang. re­turn on as­sets) – wskaź­nik ren­tow­no­ści ak­ty­wów ogó­łem, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów ogó­łem. [%]

ROA(ang. re­turn on as­sets) – wskaź­nik ren­tow­no­ści ak­ty­wów ogó­łem, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów ogó­łem. li­czo­ne ja­ko zysk net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów na ko­niec okre­su.

Spa­dek wskaź­ni­ka ROA(ang. re­turn on as­sets) – wskaź­nik ren­tow­no­ści ak­ty­wów ogó­łem, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów ogó­łem. spo­wo­do­wa­ny spad­kiem zy­sku net­to (bli­sko 60%) przy jed­no­cze­snym wzro­ście ak­ty­wów o 11 % w 2019 r. w po­rów­na­niu do 2018 r.
 

Ren­tow­ność sprze­da­ży net­to [%]

Ren­tow­ność sprze­da­ży net­to li­czo­ne ja­ko zysk net­to od­nie­sio­ny do przy­cho­dów ze sprze­da­ży.

Spa­dek wskaź­ni­ka ren­tow­no­ści sprze­da­ży net­to spo­wo­do­wa­ny spad­kiem zy­sku net­to (bli­sko 60%) przy jed­no­cze­snym wzro­ście przy­cho­dów ze sprze­da­ży o 2% w 2019 r. w po­rów­na­niu do 2018 r.
 

Prze­wi­dy­wa­na sy­tu­acja fi­nan­so­wa oraz ten­den­cje na ryn­ku klu­czo­wych pro­duk­tów

Przewidywana sytuacja finansowa Grupy PGNiG

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.

Perspektywy rynku ropy naftowej, gazu ziemnego, energii elektrycznej i uprawnień do emisji CO2

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.

 

Pu­bli­ka­cja pro­gnoz wy­ni­ków fi­nan­so­wych i ope­ra­cyj­nych

Spół­ka nie pu­bli­ku­je pro­gnoz wy­ni­ków fi­nan­so­wych.

W opu­bli­ko­wa­nej w 2017 r. stra­te­gii Spół­ka za­po­wie­dzia­ła wy­ge­ne­ro­wa­nie sku­mu­lo­wa­ne­go wy­ni­ku EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. Gru­py na po­zio­mie ok. 33,7 mld zł w la­tach 2017-2022 dzię­ki pro­gra­mo­wi in­we­sty­cyj­ne­mu. Na ko­niec 2019 r. sku­mu­lo­wa­na EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. wy­nio­sła 19,2 mld zł, co sta­no­wi 57% za­pla­no­wa­ne­go wy­ni­ku do 2022 r.

Sku­mu­lo­wa­na EBITDA(ang. ear­nings be­fo­re in­te­rest, ta­xes, de­pre­cia­tion and amor­ti­za­tion) – zysk przed od­set­ka­mi, opo­dat­ko­wa­niem i amor­ty­za­cją. Gru­py PGNiG w la­tach 2017-2022 [mld zł]

W dniu 31 lip­ca 2019 r. Spół­ka opu­bli­ko­wa­ła pro­gno­zę wy­do­by­cia ga­zu ziem­ne­go i ro­py naf­to­wej w la­tach 2019 – 2021.

Prognoza wydobycia gazu ziemnego w latach 2019-2021*
mld m3
2019
2019 wykonanie
2020
2021
Polska
3,9
3,8
3,9
4,0
Zagranica, w tym:
0,7
0,7
0,9
1,2
   - Norwegia
0,5
0,5
0,5
0,7
   - Pakistan
0,2
0,2
0,4
0,5
Razem
4,6
4,5
4,8
5,2

Wy­do­by­cie ga­zu ziem­ne­go w Pol­sce, Nor­we­gii i Pa­ki­sta­nie utrzy­ma­ło się na sta­bil­nym po­zio­mie m.in. w efek­cie włą­cze­nia do eks­plo­ata­cji no­wych od­wier­tów.

Pla­no­wa­ne włą­cze­nie do eks­plo­ata­cji zło­ża Ær­fugl w Nor­we­gii spo­wo­du­je wzrost wy­do­by­cia su­row­ca po 2020 r.

Prognoza wydobycia ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL w latach 2019-2021
tys. ton
2019
2019 wykonanie
2020
2021
Polska
778
776
747
733
Zagranica, w tym:
475
440
611
671
   - Norwegia
475
440
611
671
Razem
1 253
1 216
1 358
1 404

Wy­do­by­cie ro­py naf­to­wej w Pol­sce stop­nio­wo spa­da wraz z po­stę­pu­ją­cym na­tu­ral­nym sczer­pa­niem złóż. Po­dob­nie w Nor­we­gii gdzie do­dat­ko­wo wpływ na zmniej­sze­nie pro­duk­cji mia­ły pro­ble­my tech­nicz­ne na zło­żach Vil­je i Va­le.

Pla­no­wa­nie roz­po­czę­cie eks­plo­ata­cji ze złóż Sko­gul i Ær­fugl w 2020 r. oraz Du­va w 2021 r. przy­czy­ni się na­to­miast do istot­ne­go wzro­stu wy­do­by­cia w la­tach 2020-2021.

Za­rzą­dza­nie za­so­ba­mi fi­nan­so­wy­mi oraz płyn­ność Gru­py PGNiG

Sz­cze­gó­ło­wo opi­sa­ne w roz­dzia­le „Kre­dy­ty, po­życz­ki, obli­ga­cje”

Sytuacja finansowa PGNiG w 2019 r.

Dane finansowe PGNiG w latach 2017-2019 [mln zł]
 PGNiG
2019
2018
2017
Zmiana 2019/2018
Zmiana 2019/2018 %
Przychody ze sprzedaży
22 615
22 344
19 061
271
1%
Koszty operacyjne razem, w tym
(22 229)
(20 505)
(17 967)
(1 724)
8%
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA(ang. earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) – zysk przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją.)
1 241
2 637
1 869
(1 396)
(53%)
Amortyzacja
(856)
(798)
(766)
(58)
7%
Zysk z działalności operacyjnej
386
1 839
1 094
(1 453)
(79%)
Zysk przed opodatkowaniem
1 989
3 677
2 290
(1 688)
(46%)
Zysk netto
1 748
3 289
2 034
(1 541)
(47%)
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
1 989
2 658
862
(669)
(25%)
Przepływy pieniężne netto na działalności inwestycyjnej
(2 256)
644
(88)
(2 900)
(4,5)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
(52)
(138)
(4 017)
86
(62%)
Zmiana stanu środków pieniężnych netto
(319)
3 164
(3 243)
(3 483)
(1,1)

 

31.12.2019
31.12.2018
31.12.2017
Zmiana 2019/2018
Zmiana 2019/2018 %
Aktywa razem
41 044
36 993
33 447
4 051
11%
Aktywa trwałe (długoterminowe)
28 885
25 742
24 234
3 143
12%
Aktywa obrotowe (krótkoterminowe), w tym
12 159
11 251
9 213
908
8%
Zapasy
3 230
2 691
2 231
539
20%
Zobowiązania i kapitał własny razem
41 044
36 993
33 447
4 051
11%
Kapitał własny razem
30 618
28 833
26 033
1 785
6%
Zobowiązania długoterminowe razem
3 315
2 551
2 288
764
30%
Zobowiązania krótkoterminowe razem
7 111
5 609
5 126
1 502
27%
Zobowiązania razem
10 426
8 160
7 414
2 266
28%

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

 ROE(ang. re­turn on equ­ity) –  wskaź­nik ren­tow­no­ści ka­pi­ta­łu wła­sne­go, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych.ROA(ang. re­turn on as­sets) – wskaź­nik ren­tow­no­ści ak­ty­wów ogó­łem, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów ogó­łem. [%]

ROE(ang. re­turn on equ­ity) –  wskaź­nik ren­tow­no­ści ka­pi­ta­łu wła­sne­go, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych. li­czo­ne ja­ko zysk net­to do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych na ko­niec okre­su.
ROA(ang. re­turn on as­sets) – wskaź­nik ren­tow­no­ści ak­ty­wów ogó­łem, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów ogó­łem. li­czo­ne ja­ko zysk net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów na ko­niec okre­su.

Niż­szy po­ziom wskaź­ni­ka ROE(ang. re­turn on equ­ity) –  wskaź­nik ren­tow­no­ści ka­pi­ta­łu wła­sne­go, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ka­pi­ta­łów wła­snych.ROA(ang. re­turn on as­sets) – wskaź­nik ren­tow­no­ści ak­ty­wów ogó­łem, li­czo­na ja­ko ilo­raz zy­sku net­to w re­la­cji do sta­nu ak­ty­wów ogó­łem. w 2019 r. spo­wo­do­wa­ny spad­kiem zy­sku net­to r/r.

Ren­tow­ność sprze­da­ży net­to [%]

Ren­tow­ność sprze­da­ży net­to li­czo­ne ja­ko zysk net­to od­nie­sio­ny do przy­cho­dów ze sprze­da­ży.

Niż­szy po­ziom wskaź­ni­ka Ren­tow­ność sprze­da­ży net­to w 2019 r. spo­wo­do­wa­ny spad­kiem zy­sku net­to r/ro­raz wyż­sze­go o 680 mln zł sta­nu od­pi­sów ak­tu­ali­zu­ją­cych.

 Wskaź­ni­ki za­dłu­że­nia

Wskaź­nik ob­cią­że­nia zo­bo­wią­za­nia­mi ogó­łem, Wskaź­nik ob­cią­że­nia ka­pi­ta­łu wła­sne­go zo­bo­wią­za­nia­mi [%]

Wskaź­nik ob­cią­że­nia zo­bo­wią­za­nia­mi ogó­łem li­czo­ny ja­ko su­ma zo­bo­wią­zań w re­la­cji do su­my pa­sy­wów.
Wskaź­nik ob­cią­że­nia ka­pi­ta­łu wła­sne­go zo­bo­wią­za­nia­mi ogó­łem li­czo­ny ja­ko su­ma zo­bo­wią­zań do ka­pi­ta­łu wła­sne­go.

Wzrost wskaź­ni­ków w 2019 r. spo­wo­do­wa­ny jest wyż­szy­mi zo­bo­wią­za­nia­mi, głów­nie z ty­tu­łu do­staw i usług oraz kre­dy­tów, po­ży­czek i pa­pie­rów dłuż­nych.

Wskaź­ni­ki płyn­no­ści

Wskaź­nik bie­żą­cej i szyb­kiej płyn­no­ści

Wskaź­nik bie­żą­cej płyn­no­ści li­czo­ny ja­ko ak­ty­wa obro­to­we do zo­bo­wią­zań krót­ko­ter­mi­no­wych (bez zo­bo­wią­zań z ty­tu­łu świad­czeń pra­cow­ni­czych, re­zerw i przy­cho­dów przy­szłych okre­sów).
Wskaź­nik szyb­ki płyn­no­ści li­czo­ny ja­ko ak­ty­wa obro­to­we mi­nus za­pa­sy do zo­bo­wią­zań krót­ko­ter­mi­no­wych (bez zo­bo­wią­zań z ty­tu­łu świad­czeń pra­cow­ni­czych, re­zerw i przy­cho­dów przy­szłych okre­sów).

Spa­dek wskaź­ni­ków w 2019 r. spo­wo­do­wa­ny jest wyż­szy­mi zo­bo­wią­za­nia­mi krót­ko­ter­mi­no­wy­mi, głów­nie z ty­tu­łu do­staw i usług  oraz kre­dy­tów, po­ży­czek i pa­pie­rów dłuż­nych.

Nakłady inwestycyjne* poniesione na rzeczowe aktywa trwałe PGNiG w 2019 r. [mln zł]
 
 
 
Stopień
wykonania planu
2019
2018
2017
2019
I.
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
997
989
867
83%
1
Poszukiwanie
614
764
475
73%
 
w tym nakłady na odwierty negatywne
109
99
60
98%
2
Wydobycie
384
225
392
100%
II.
Obrót i Magazynowanie
93
87
47
92%
1
Obrót
62
0
3
100%
2
Magazyny segmentu Obrót i Magazynowanie
31
87
43
78%
III.
Pozostałe segmenty
49
138
134
29%
IV.
Nakłady inwestycyjne łącznie (I+II+III)
1 140
1 213
1 047
76%

* W tym m.in. ska­pi­ta­li­zo­wa­ne kosz­ty fi­nan­so­wa­nia ze­wnętrz­ne­go.

 

 

Pow­rót do gó­ry

To me­nu po­zwa­la przejść do in­nej pod­stro­ny w tym roz­dzia­le