ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
GAZOPROJEKT
CMS

CEZ Polska
ENERGA





SERWIS INFORMACYJNY CIRE 24

PGNiG: stabilny wzrost wyników finansowych w 2018 roku mimo gwałtownych wahań na rynkach energii
14.03.2019r. 06:47

Zysk netto Grupy Kapitałowej PGNiG w 2018 roku wyniósł 3,2 mld zł i zwiększył się o 10 proc. Wynik EBITDA wyniósł 7,1 mld zł i jest o 8 proc. lepszy niż rok wcześniej. EBIT poprawił się o 12 proc. i wyniósł prawie 4,4 mld zł. Przychody Grupy wzrosły rok do roku o 16 proc. do poziomu 41,23 mld zł.

- Mamy za sobą bardzo dobry rok z satysfakcjonującymi nas wynikami. Rosnące ceny ropy naftowej i wzrost zapotrzebowania na ten surowiec pozwoliły nam zwiększyć przychody z jej sprzedaży - powiedział Piotr Woźniak, prezes Zarządu PGNiG. - Do wzrostu przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego przyczyniły się natomiast rosnące ceny na Towarowej Giełdzie Energii. W 2018 roku sprzedaliśmy o ponad 2,26 mld m sześc. gazu więcej niż rok wcześniej, co stanowi wzrost o 8 proc. - dodał.

W całym 2018 roku skonsolidowany zysk netto jednostki dominującej sięgnął 3,2 mld zł wobec 2,9 mld zł przed rokiem.

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w czwartym kwartale 2018 roku wzrosła do 1,35 mld zł z 1,32 mld zł rok wcześniej. Całoroczna EBIRTDA grupy PGNiG wyniosła 7,11 mld zł wobec 6,58 mld zł przed rokiem.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 596 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 651 mln zł. Zysk operacyjny w 2018 roku wyniósł 4,4 mld zł, a rok wcześniej było to 3,9 mld zł.

Skonsolidowane przychody w czwartym kwartale 2018 roku wyniosły 12,75 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 10,91 mld zł. Całoroczne przychody grupy PGNiG wzrosły do 41,2 mld zł z 35,8 mld zł w 2017 roku.

Głównymi czynnikami przyczyniającymi się do wzrostu zarówno przychodów, jak również kosztów operacyjnych, były rosnące ceny węglowodorów. Przy wyższych średnio o 0,6 stopni C temperaturach w Polsce w ciągu 2018 r., grupa sprzedała łącznie 29,0 mld m3 gazu (o 2,3 mld m3 więcej niż w 2017 r.).

Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu z produkcji wzrosła o 140 tys. ton, sięgając 1410 tys. ton. Wyższe temperatury przełożyły się również na niższe o 5 proc. wolumeny wyprodukowanego ciepła oraz nieznaczny, 1 proc., wzrost wolumenu dystrybucji gazu.

W 2018 r. GK PGNiG zastosowała wymogi nowych standardów MSSF 9 i MSSF 15 z wykorzystaniem zmodyfikowanego podejścia retrospektywnego ze skutkiem od 1 stycznia 2018 r. (bez przekształcenia okresu porównawczego).

SEGMENT POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

- Zwiększyliśmy nakłady na segment Poszukiwanie i Wydobycie. Zastosowanie nowoczesnych technologii rozpoznania węglowodorów pomogło nam osiągnąć wysoką trafność odwiertów. Poprzez intensyfikację prac poszukiwawczych, inwestycje w produkcję z eksploatowanych złóż i optymalizację czasu ich zagospodarowania możliwe było utrzymanie wydobycia gazu ziemnego w całej Grupie Kapitałowej (Polska, Norwegia, Pakistan) na poziomie 4,55 mld m³. Zwiększyliśmy krajowe wydobycie ropy naftowej o 4 proc. i o 12 proc. w Norwegii. Akwizycje na norweskim szelfie pozwolą nam na sukcesywny wzrost własnego wydobycia do poziomu założonego w strategii - powiedział Piotr Woźniak.

Przychody segmentu wzrosły o 25 proc., do 7671 mln zł. Zysk z działalności operacyjnej segmentu na koniec 2018 r. wyniósł 3956 mln zł i był o 1154 mln zł wyższy niż w roku poprzednim. Dodając amortyzację, wynik EBITDA osiągnął 5019 mln zł - o 1154 mln zł więcej rok do roku.

W porównaniu do 2017 r. w segmencie wydobycie gazu zwiększyło się o 9 mln m3 w przeliczeniu na gaz wysokometanowy.

Spadek produkcji w Polsce (o 31 mln m3) i Norwegii (o 10 mln m3) został zrekompensowany wyższym w przeliczeniu na gaz wysokometanowy wydobyciem gazu zaazotowanego w Pakistanie - o 50 mln m3. Sprzedaż gazu bezpośrednio ze złóż wzrosła w stosunku do 2017 r. o 59 mln m3.

Sprzedaż ropy naftowej w całym 2018 r. była o 140 tys. ton wyższa niż w roku poprzednim - sprzedaż w kraju wzrosła o 26 tys. ton, a w Norwegii o 114 tys. ton, głównie w wyniku zwiększonej produkcji ze złóż Skarv i Gina Krog.

Koszty operacyjne segmentu wzrosły o 12 proc., głównie w wyniku wyższych kosztów odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki (wzrost o 287 mln zł r/r), świadczeń pracowniczych (wzrost o 72 mln zł r/r) oraz usług przesyłowych (wzrost o 64 mln zł r/r).

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE
Strata operacyjna segmentu Obrót i Magazynowanie wyniosła w 2018 r. 1037 mln zł, o 397 mln zł gorzej rdr. Na poziomie EBITDA wykazano stratę w wysokości 848 mln zł, co jest wynikiem niższym o 413 mln zł w porównaniu do 2017 r.

Przychody segmentu ukształtowały się na poziomie 31704 mln zł, o 5165 mln zł (uwzględniając zmiany prezentacyjne w związku z MSSF 15) wyższym w stosunku do poprzedniego roku.

W 2018 r. nastąpił istotny wzrost kosztów operacyjnych segmentu (o 20 proc.), do 32741 mln zł. Gorszy wynik segmentu jest efektem wpływu na koszt pozyskania gazu wyższych r/r o ok 30 proc. rynkowych cen węglowodorów.

Stan zapasów gazu należącego do PGNiG w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego na koniec 2018 r. wynosił ok. 2,3 mld m3 i był zbliżony do stanu na koniec roku poprzedniego.

DYSTRYBUCJA

Wynik operacyjny segmentu Dystrybucja w 2018 r. zmniejszył się o 7 proc. i osiągnął poziom 1458 mln zł, natomiast powiększony o amortyzację (EBITDA) wyniósł 2385 mln zł, czyli o 108 mln zł mniej niż rok wcześniej.

Przychody ze sprzedaży w segmencie spadły o 10 mln zł podczas gdy przychody z usługi dystrybucyjnej o 181 mln zł (uwzględniając zmiany prezentacyjne w związku z MSSF 15), czyli 4 proc. Z drugiej strony, niższe o 72 mln zł saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania zwiększyły przychody segmentu.

Wolumen dystrybucji gazu wzrósł o 1 proc. Koszty operacyjne segmentu w 2018 r. wzrosły o 100 mln zł, czyli 3 proc.), głównie za sprawą wyższych o 34 proc. pozostałych usług obcych oraz świadczeń pracowniczych (wzrost o 2 proc.).

WYTWARZANIE

Wynik operacyjny segmentu w 2018 r. wyniósł 316 mln zł i był niższy o 109 mln zł niż w 2017 r. Dodając amortyzację, na poziomie EBITDA osiągnięto wynik w wysokości 788 mln zł, o 7 proc. niższy r/r.

Przychody segmentu wyniosły 2387 mln zł - o 136 mln zł więcej niż w 2017 r.

Wyniki segmentu były pod wpływem wyższych średnich temperatur w 2018 r. w porównaniu z 2017 r., co przełożyło się na spadek wolumenu sprzedaży ciepła o blisko 5 proc.

Jednocześnie segment wyprodukował 4,0 TWh energii elektrycznej, o 2 proc. więcej niż przed rokiem, m.in. dzięki oddaniu do użytkowania EC Zofiówka w II półroczu.

Koszty segmentu wzrosły 13 proc., do 2071 mln zł, głównie za sprawą wyższych cen węgla (o 139 mln zł) oraz energii na cele handlowe (o 40 mln zł).

Najważniejsze wydarzenia 2018 roku:
• Korzystne dla PGNiG częściowe orzeczenie Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie w sporze z Gazpromem. Według Trybunału spełniona została przesłanka kontraktowa uprawniająca PGNiG do żądania zmiany ceny za gaz dostarczany do Polski w ramach Kontraktu Jamalskiego.
• Umowy wieloletnie na zakup skroplonego gazu ziemnego (LNG) z USA z Venture Global LNG, Cheniere Marketing International i Port Arthur LNG. Łączny wolumen gazu ziemnego po regazyfikacji tylko z tych kontraktów wyniesie po 2023 roku ponad 7 mld m³, a wraz z umowami z Qatargas - ponad 10 mld m sześc.
• Rewitalizacja złoża "Przemyśl" - dzięki nowym technologiom możliwe było odkrycie dodatkowych zasobów szacowanych na prawie 20 mld m³ gazu więcej.
• Norweskie Ministerstwo Ropy i Energii zatwierdziło plany zagospodarowania złóż Ærfugl i Skogul, w których udziały posiada PGNiG Upstream Norway. Rozpoczęcie wydobycia planowane jest na 2020 rok.
• Objęcie przez PGNiG Upstream Norway AS ponad 42 proc. udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Dzięki transakcji Grupa Kapitałowa PGNiG zwiększy wydobycie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym o dodatkowe 0,5 mld m3 rocznie. Rozpoczęcie wydobycia planowane jest na 2024 rok.
• Wygrany przetarg na koncesję - nabycie praw do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah.

Dodaj nowy Komentarze ( 0 )

WIĘCEJ NA TEN TEMAT W SERWISACH TEMATYCZNYCH

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
ALMiG
Elektrix
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Innsoft
Innsoft



cire
©2002-2019
mobilne cire
IT BCE