Surowce i paliwa

Obecna sytuacja pozwala osiągać PGNiG duże zyski

Pomagają zwłaszcza wysokie ceny ropy i gazu. Z drugiej strony nie przeszkadzają one w planowanej fuzji.

PGNiG, na czele którego stoi Paweł Majewski, chce w Norwegii mocno zwiększyć wydobycie ropy i gazu.

Foto: materiały prasowe

Zarząd PGNiG spodziewa się, że prezes UOKiK wyda w I kwartale 2022 r. decyzję w sprawie połączenia gazowniczego koncernu z Orlenem. W jego ocenie obecna sytuacja na rynku ropy i gazu oraz kryzys energetyczny nie mają bezpośredniego wpływu na fuzję. Z drugiej strony spółka nie wyobraża sobie, aby mogło dojść do połączenia z wyłączeniem jej aktywów wydobywczych w Polsce. Już kilka miesięcy temu specjaliści zwracali uwagę, że obecnie obowiązujące regulacje utrudniają przejęcie przez powstający koncern multienergetyczny krajowych złóż ropy i gazu. Zarząd PGNiG nie podał, na jakim etapie jest sprawa rozwiązania tego problemu.

W lipcu 2020 r. Orlen podpisał ze Skarbem Państwa list intencyjny w sprawie przejęcia PGNiG. Z kolei w maju tego roku formalnie zainicjował akwizycję w następstwie złożenia do prezesa UOKiK wniosku o zamiarze koncentracji. Kilka dni później Orlen porozumiał się z Ministerstwem Aktywów Państwowych w sprawie bezgotówkowego przejęcia akcji Lotosu i PGNiG. Wówczas Orlen liczył, że do sfinalizowania obu akwizycji dojdzie jeszcze w tym roku.

Drogi gaz

PGNiG ocenia, że w przyszłym roku pozyska z własnych złóż w Norwegii około 2,6 mld m sześc. gazu. To bardzo dużo, zważywszy, że w całym ubiegłym roku pozyskano w tym kraju niespełna 0,5 mld m sześc. błękitnego paliwa, a po trzech kwartałach tego roku ponad 0,6 mld m sześc. Największy wpływ na wzrost wydobycia ma sfinalizowany we wrześniu zakup firmy Ineos E&P Norge za ok. 323 mln USD (ok. 1,27 mld zł). Należą do niej udziały w 21 norweskich koncesjach, w tym udziały w kilku złożach produkcyjnych. Dodatkowo na początku listopada zakończono zagospodarowywanie złoża Arfugl.

PGNiG szacuje, że do końca I kwartału 2022 r. w Europie i Polsce utrzymają się wysokie ceny gazu. Obecnie na holenderskiej giełdzie TTF w transakcjach natychmiastowych jego kurs przekracza 90 euro za MWh, a na polskiej TGE wynosi ponad 400 zł za MWh. Tymczasem rok temu ceny stanowiły około jednej piątej tego, z czym mamy do czynienia dziś. Co gorsza, nie można wykluczyć, że ceny w najbliższych miesiącach jeszcze wzrosną, zwłaszcza jeśli zima będzie surowa, a dostawy nadal będą mniejsze od zgłaszanego popytu. Dla wyników grupy PGNiG to korzystna sytuacja.

Cenne wydobycie

W okresie lipiec–wrzesień koncern wypracował 2,2 mld zł zysku EBITDA, co jest wynikiem o 65 proc. lepszym od zanotowanego w tym samym czasie 2020 r. Tak duża poprawa to przede wszystkim konsekwencja wyjątkowo wysokiego zarobku osiągniętego w biznesie poszukiwań i wydobycia ropy i gazu. To z kolei efekt bardzo wysokich kursów surowców oraz zwyżki wydobycia. Wystarczy zauważyć, że w III kwartale średnia cena ropy Brent wzrosła o 71 proc. w ujęciu rok do roku, a gazu na TTF aż o 507 proc. Z kolei łączne wydobycie gazu wyniosło w grupie 1,25 mld m sześc. (rok wcześniej 1,11 mld m sześc.), a ropy 330 tys. ton (rok wcześniej 306 tys. ton).

Foto: GG Parkiet

Drugim najbardziej zyskownym biznesem dla PGNiG była dystrybucja gazu. Do wypracowania w tym obszarze lepszych wyników przyczyniła się rosnąca ilość dostarczanego do końcowych klientów surowca. Straty pojawiały się za to w dwóch pozostałych biznesach, czyli obrocie i magazynowaniu błękitnego paliwa oraz wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej. Ujemny wynik na handlu gazem to następstwo wysokich kosztów związanych z jego zakupem, których nie udało się w całości przenieść na odbiorców.

Powiązane artykuły


REKLAMA: automatycznie wyświetlimy artykuł za 15 sekund.