PGNIG [PGN]

PGN- kurs akcji podwieszony na dronie - szybował, szybował, a co-po-niektórzy patrząc technicznie zda się uwierzyli w przyrosty miliardowe owej fortuny. Rzecz w tym, że poziom wypłacanej dywidendy nie naprowadził owych co-po-niektórych, że to dron dźwiga kurs?
A dyć 10-14 mld zł wartości, a dziś 21 mld zł , aby zasadnym stawać być mogło - wtłoczyć swój grosz w gazowy interes, dla aktualnych profitów.
Dziś kurs 3,64 zł i dron szybuje całkiem nisko, oby wylądował na twardym gruncie a nie gdzieś w bagnistym terenie.

Rachunkowość głupcze! – omówienie sprawozdania finansowego GK PGNiG po IV kw. 2019 r.


Większość inwestorów zdawała sobie sprawę, że na skutek ciepłej zimy i spadków cen ropy wyniki gazowego potentata dobre być nie mogą i faktycznie nie są. Przychody wyniosły 12,37 mld zł i były o 3 proc. niższe r/r. Jako całość niewiele nam to jednak mówi, gdyż gros z nich pochodzi z obrotu gazem, a tam liczy się marża.


kliknij, aby powiększyć

Skoro tak, to przejdźmy od razu do źródeł zaopatrzenia. Spółka od wieków twierdzi, że kontrakt jamalski jest bardzo niewygodny i często musi sprzedawać gaz swoim odbiorcom poniżej ceny zakupu. Przypomnę, że formuła cenowa w tym kontrakcie uzależniona jest od średnich cen ropy naftowej, a w ostatnich latach ceny gazu na giełdach tracą korelację z surowcem wydobywanym przez kraje OPEC (rosnący import gazu łupkowego LNG, a teraz także ciepła zima i wysokie stany magazynowe). Struktura zaopatrzenia zmieniła się teoretycznie na mniej korzystną – w IV kw. import gazu z kierunku wschodniego zwiększył się o 142 proc., natomiast gazu LNG tylko o 25 proc.


kliknij, aby powiększyć

Co ciekawe mimo spadku cen i mniej korzystnej struktury marża na samym handlu kupowanym gazem była r/r wyższa (1,7 proc. w IV kw. 2018 r. i 0,9 proc. w IV kw. 2018 r.).


kliknij, aby powiększyć

Wróćmy jednak do przychodów – te dotyczące ropy naftowej były stabilne, podobnie jak przychody ze sprzedaży ciepła. O 207 mln zł (34 proc.) wzrosły przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, ale spadły o 75 mln zł (6 proc.) przychody z dystrybucji.

Przychody ze sprzedaży gazu spadły o 648 mln zł czyli 6,8 proc., co przy koszcie sprzedanego gazu niższym o 8,5 proc. oznacza znaczący wzrost marży

Koszty paliwa do produkcji energii i ciepła były zbliżone r/r, koszty pracownicze zwiększyły się o 72 mln zł (8 proc.), natomiast spadły koszty podatków (-32 mln zł, -29 proc.). IV kwartał to tradycyjnie okres testów na utratę wartości aktywów. W IV kw. zawiązano odpisy na 371 mln zł względem 374 mln zł przed rokiem. Często takie odpisy nazywa się niegotówkowymi, ale to że nie rodziły wydatków w raportowanym kwartale nie oznacza, że spółka nie straciła realnie gotówki. Kiedyś przecież na bazie projekcji zdecydowano o wybudowaniu/zakupie aktywów, które miały w przyszłości dawać określone zyski. Jeśli te zyski nie pozwolą na zrefinansowanie zakupów (koszty odkłada się na bilansie) to jak najbardziej strata ma charakter gotówkowy, choć oczywiście takie odpisy nie będą powtarzalne (przynajmniej teoretycznie, bo gdyby nic się nie zmieniło w otoczeniu to by się już nie pojawiły). W 2019 r. odpisy na utratę wartości dotyczyły przede wszystkim działalności wydobywczej. Spółka zaktualizowała przyszłe oczekiwane ceny energii i gazu, a także efekty badań sejsmicznych i nowe warunki złożowe.


kliknij, aby powiększyć

Spółka pokazała EBITDA na poziomie 1,57 mld zł (wzrost o 288 mln zł, 16,9 proc. r/r), a to wskaźnik na który zwraca uwagę duża rzesza analityków i inwestorów. Proszę jednak zwrócić uwagę, że w IV kwartale tego roku mamy bardzo duży skok amortyzacji – 192 mln zł (25 proc.). W efekcie na poziomie EBIT mamy 632 mln zł, czyli 6 proc. więcej r/r. O powodach wzrostu tej amortyzacji i zwodniczym obrazie EBITDA za chwilę, przy omawianiu segmentów.


kliknij, aby powiększyć

Od lat najważniejszą nogą biznesową spółki jest noga wydobywcza. W dywizji tej przychody w IV kw. wyniosły 1,59 mld zł i były niższe o 26 proc. r/r, z czego głównie spadek odnotowano na sprzedaży wewnętrznej (-529 mln zł, -46 proc.). Spadek sprzedaży to przede wszystkim efekt spadku cen ropy naftowej i gazu ziemnego na giełdach. Na TGE ceny na rynku dnia następnego spadły o 41 proc. r/r

Koszty tego segmentu udało się ograniczyć jedynie o 223 mln zł, w związku z czym EBIT spadło o 347 mln zł (44 proc.) r/r. Koszty amortyzacji obniżyły się o 35 mln zł, czyli 12 proc. (najpewniej w związku z odpisami dokonanymi na odwiertach pracujących), koszt usług spadł o 62 mln zł (-31 proc.), natomiast o 81 mln zł (prawie połowa!), koszty pozostałe. Inaczej mówiąc za spadek wyników odpowiada spadek cen.


kliknij, aby powiększyć

W segmencie obrotu i magazynowania przychody zewnętrzne spadły o 4 proc. (382 mln zł), ale koszty materiałów i surowców skurczyły się o 1 mld zł (10 proc.). Choć pozostałe koszty operacyjne netto (to nazwa pozycji, a nie suma innych pozycji w rachunku rodzajowym) zwiększyły się o 489 mln zł. W tej pozycji mamy przede wszystkim odpis na utrzymywanym zapasie gazu ziemnego (339 mln zł). Na skutek odpisu wynikającego ze spadku cen gazu EBIT segmentu był ujemny na kwotę 80 mln zł, w porównaniu do 397 mln zł straty rok wcześniej. Warto pamiętać, że w segmencie tym prócz gazu mamy także energię elektryczną. Prawdopodobnie wynik na handlu energią elektryczną wzrósł o 24 mln zł, ale mowa o czystej cenie energii. W prezentacji wynikowej jednak w opisie znajdziemy inne dane i przyznam szczerze, że nie wiem dlaczego różnią się one od danych liczbowych.


kliknij, aby powiększyć

Przychody z dystrybucji były na takim samym poziomie jak przed rokiem. W tym segmencie dochodzi jednak do przyłączeń nowych odbiorców i skutkiem tego jest wzrost amortyzacji o 53 mln zł. Koszty pracownicze wzrosły o 46 mln zł, czyli 15 proc. przy czym liczba pracowników spadła o 1 proc. To wzrost znacznie wyższy niż wzrost średnich pensji w kraju (6,5 proc. w grudniu 2019 r.) i trzeba ocenić to zdecydowanie negatywnie. Koszty materiałów i energii spadły o 112 mln zł, a dodatkowo spółka skapitalizowała o 19 mln zł kosztów więcej na bilansie. To pozwoliło wykazać progres EBIT o 35 mln zł (19 proc.) do poziomu 218 mln zł. Z prezentacji wynikowej wynika, że znacznie mniejsze były koszty bilansowania systemu (174 mln zł wobec 308 mln zł) i prawdopodobnie jest to przyczyną niższych kosztów surowców i energii.


kliknij, aby powiększyć

W segmencie wytwarzania (energii elektrycznej i ciepła) przychody wyniosły 845 mln zł i były o 3 proc. (24 mln zł) wyższe r/r. Stało się tak za sprawą wyższych przychodów ze sprzedaży wygenerowanej energii elektrycznej (15 proc., przy wolumenie niższym o 4 proc.) przy mniejszym wolumenie sprzedanego ciepła (-9 proc.) na skutek niższych temperatur, przy wzroście średniej ceny.

Koszty surowców spadły o 4 proc. co oznacza wyższy jednostkowy koszty niż w roku ubiegłym. Rosły też koszty pracownicze (12 proc., więcej niż średni wzrost na rynku), ale przede wszystkim niższe były pozostałe koszty operacyjne (49 mln zł zysku w IV kw. 2019 r. przy 62 mln zł kosztu w IV kw. 2018 r.). Patrząc na notę dotyczącą danych skonsolidowanych dla całej grupy, można sądzić iż jest to wynik na instrumentach pochodnych. Prawdopodobnie jest to efekt wyceny futures i forward na energię elektryczną. Nie są to instrumenty objęte rachunkowością zabezpieczeń, w związku z czym dotyczą realizacji transakcji w danym kwartale, ale także wyceny transakcji przyszłych, w związku z czym ciężko uznać je za powtarzalne i oddające memoriał. Z tego powodu bezpieczniej potraktować je jako niepowtarzalne. EBITDA wyniosła 413 mln zł i była o 125 mln zł (43 proc.) wyższa r/r. Wszystko wygląda jak z bajki, ale w segmencie tym amortyzacja urosła o 158 mln zł, w związku z czym EBIT spadł o 25 proc. czyli 32 mln zł.


kliknij, aby powiększyć

Wzrost amortyzacji może dziwić, jeśli jednak wczytać się w zasady rachunkowości to wszystko staje się jasne. Otóż spółka zakupione prawa do emisji CO2 kapitalizuje na bilansie i amortyzuje proporcjonalnie do emisji. Wzrost amortyzacji w IV kwartale wynika ze skokowego wzrostu kosztu uprawnień do emisji. Te prawa spółka nabyła wcześniej na rynku i co roku będzie takowe nabywać celem umorzenia. Wyjęcie tego kosztu z EBIT powoduje wypaczenie rzeczywistego obrazu. Proszę też zwrócić uwagę, że wolumeny sprzedaży energii i ciepła były w tym roku niższe, więc prawdopodobnie umorzono mniej jednostek – a zatem wzrost cen jednostkowej emisji jest większy niż wynika z raportu – 100 proc.!

Wyniki PGNiG w IV kwartale były pod presją spadku cen węglowodorów (ceny sprzedaży, odpis na zapasach) i spadku wolumenu sprzedaży energii cieplnej i elektrycznej. Mamy co prawda poprawę na marżach importowanego gazu, ale obraz nieco wykrzywiła wycena forwardów i futers na energię elektryczną. Patrząc na to co dzieje się obecnie z węglowodorami kolejny kwartał nie zapowiada się niestety dobrze, choć oczywiście duże spadki prawdopodobnie już zdyskontowały pogorszenie wyników. Przykład prezentacji kosztów emisji CO2 pokazuje, że nie można patrzeć bezkrytycznie na EBITDA i zawsze sprawozdanie wymaga analizy.


>> Wyceny automatyczne są tutaj
>> Więcej analiz najnowszych raportów finansowych jest tutaj

Powyższa treść przez 365 dni była zarezerwowana tylko dla osób posiadających abonament.

Ponad 6 mld PLN przyda się

www.rmf24.pl/ekonomia/news-pgn...

Prezes Kwieciński: Teraz będziemy się formalnie domagali od Rosjan zwrotu 1,5 mld USD.

Ciekawe kiedy uda się uzyskać jakieś pierwsze pieniądze ..

To orzeczenie daje też nadzieję na to, że handel rosyjskim gazem przestanie być dla spółki obciążeniem

Jeszcze jedna uwaga. Prezes powiedział, że (w domyśle) nic się nam nie należy, bo sprzedawali gaz po cenie rynkowej. A co to jest cena rynkowa? W uproszczeniu do cena zakupu gazu plus marża i koszty własne (... - ale w uproszczeniu). Jeśli więc okazuje się, że cena gazu ma być niższa to PGNiG wcale z tego tytułu nie należą się wyższe zyski, ale nam jako użytkownikom odpowiednie zwroty. To zatem niczym nie uzasadniona próba przejęcia kasy dla siebie. Gdyby jednak Prezes powiedział, że musieli sprzedawać gaz użytkownikom poniżej ceny rynkowej - to wtedy byłoby to zrozumiałe. Jednak Pan Prezes jasno powiedział - więc powinien nam, coś odliczyć od naszych rachunków. W końcu przecież to spółka państwowa, a więc dobro obywateli jest jej najwyższym celem. No chyba, że się mylę w swojej naiwności.

W zasadzie to cierpliwie czekam na zwrot mojej działki (nawet jeśli będzie to 10 zł. to i tek ważna jest zasada).

Chwalić ich trzeba, bo w końcu odzyskali tą dychę dla mnie!!!

Nie ekscytuj się kolego. Czytaj uważnie komunikaty.
Spółka jasno napisała, że odbiorcom sprzedawała gaz po cenach zbliżonych do rynkowych.
Oznacza to, że spółka brała na swoje barki cenę od Gazpromu, stąd takie wyniki w detalu.

Coś mi tu nie gra od strony logiki. PGNiG sama nie ustala cen, ale są one uzgadniane z urzędem - Urząd Regulacji Energetyki. Oczywiście, spółka ma swoje własne cele, ale urząd ustala cenę taką, jaka powinna według niego obowiązywać na rynku, zarówno odbiorcy detalicznego, jak i komercyjnego. Jeżeli urząd ustala cenę, to zapewne bierze pod uwagę wszystkie okoliczności dotyczące tej ceny. Wiem, że to delikatna sprawa i ociera się o naciski polityczne, itp. Jednak jeżeli postawimy to zagadnienie przed sądem to liczą się fakty. Urząd podjął decyzję, PGN nie wniosło zastrzeżeń lub zainicjował arbitrażu z Urzędem (albo odwołania były nieskuteczne) i obowiązuje jakiś stan faktyczny. To do PGN należy decyzja jak będą dalej postępować - gdzie i jak zakupią gaz i jakie kontrakty podpiszą (teoretycznie, Urząd to wszystko uwzględnił i, ponownie, liczy się stan faktyczny). W takiej sytuacji, kłopoty PGN z osiągnięciem zysku, brakiem rentowności itp. są ich sprawą, a nie urzędu, czy jakichkolwiek innych organów władzy (teoretycznie). To dlatego PGN nie może narzekać, bo wyczerpał całą urzędową drogę postępowania. Jeżeli urząd uwzględnił faktyczną cenę płaconą przez PGN dostawcy gazu, to decyzja Urzędu byłaby inna gdyby cena odpowiadała tej, jaką PGN uzyskał w wyniku wydania wyroku arbitrażowego i cena gazu dla odbiorcy zostałaby ustalona historycznie przez Urząd na innym poziomie.

Rożnica w cenie pomiędzy faktycznie ustaloną przez Urząd a ceną, jaką Urząd by ustalił gdyby uwzględnić cenę zakupu wskazaną przez PGN na poziomie wynikającym z wyroku arbitrażowego nie może stanowić dodatkowego zysku PGN. Taki zysk nie należy do PGN ale powinien zostać przeniesiony na odbiorców gazu, którzy zapłacili za gaz więcej niż powinni. To odbiorcy gazu ponieśli uszczerbek majątkowy (damnum emergens). Jedyną sytuacją, w której PGN należałaby się jakakolwiek część tej kwoty to sytuacja, w której PGN we wnioskach skierowanych do Urzędu wskazywałby na cenę, jaką ten gaz powinien kosztować i cenę jaką spółka jest zmuszona zapłacić w wyniku braku porozumienia z Gazprom. Takich szczegółów nie znamy, ale jakoś nie wierzę by władze spółki były aż tak przewidujące.

Nie można się też tłumaczyć zawarciem niekorzystnej umowy. To nie interesuje odbiorcy gazu, natomiast stanowi skazę na umiejętnościach negocjatorów (lub polityków, bo kontrakt z Gazpromem zdaje się, że był negocjowany na najwyższych szczeblach władzy). PGN jest spółką państwową i jako wykonawca woli Państwa ponosi odpowiedzialność za swoje działania wobec odbiorców gazu. Jeżeli ktoś źle wynegocjował umowę - to być może grozi mu jakiś tam Trybunał - ale to nie ma nic wspólnego z odbiorcą gazu.

Dlatego też, to odbiorca gazu jest uprawniony przynajmniej do części kwot odzyskanych w rezultacie arbitrażu.

To oczywiście jest znacznie bardziej złożony problem prawny wymagający dokładnej znajomości zawartych umów i negocjacji z URE. Dlatego podaję tylko ogólny zarys mojego rozumowania w tej kwestii, którą tak pokrótce ująłem w poprzednim wpisie.

@ legs

Po pierwsze URE ustala ceny tylko dla Klientów indywidualnych. I tu niespodzianka, cena taryfowa dla tych klientów to od 2019 roku lekko powyżej 10 groszy za kWh.
Dla biznesu obowiązuje Cennik dla Biznesu ustalany przez PGNiG. I tu cena wynosi lekko powyżej 13 gr, a więc nominalnie biznes płaci 30% drożej. Można sobie zadać pytanie czy ceny dla klienta indywidualnego są rynkowe, lub uznać, że decyzje URE zawierały już wynik prawdopodobnego arbitrażu, który trwa od listopada 2014 i wiadomo było że Polska go wygra, tyle że to trochę potrwa.
Biznes dodatkowo może uzyskać rabat od swojego Cennika gdzie ceny kalkulowane są w oparciu o giełdy z zachodu, bez większego związku z cenami zakupu przez PGNiG.
Lepiej było sprzedawać ze stratą niż żeby nastąpił import z Zachodu, a Polacy zapłacą Gazpromowi w ramach klauzuli take or pay. Były takie próby, bo to dałoby Rosjanom podwójną zapłatę.
W efekcie wprawdzie przez ostatnich kilka lat obrót gazem był deficytowy, to teraz nieco nadrobi.
Nie liczyłbym żeby ktokolwiek myślał nad oddaniem czegokolwiek klientom z którejkolwiek grupy, choć możliwa jest zmiana taryfy czy cennika. Ale czy to byłby wpływ bieżących czynników (kurs ropy, walut, temperatury w zimie, sytuacja gospodarcza) czy tego zwrotu to trudno określić.

To chyba jakaś nadaktywność spółek Skarbu Państwa. Przed chwilą czytałem o PKN, a teraz jest nowy komunikat dotyczący polanów wodorowych PGN. Ten z PKN miał jeszcze jakiś głębszy sens, ale ten dotyczący PGN co nieco wprawił mnie w zdumienie. Może tu chodzi o wysyp optymistycznych wiadomości mających na celu odwrócenie na siłę nadchodzącej bessy, a może tylko chodzi o jakieś mrzonki propagandowe. Komunikat znalazłem na stronie https://stooq.pl/n/?f=1352825 (PGNiG przeznaczy 31 mln zł na program wodorowy w ciągu 5 lat). Będę cytować i komentować:

"Dzisiaj startujemy z nowym programem - programem wodorowym. O wodorze mówi się jako o paliwie przyszłości, które może kiedyś w całości zastąpić gaz ziemny. Stąd naturalne zainteresowanie tym paliwem w naszej grupie" - powiedział prezes Jerzy Kwieciński podczas briefingu online.

Dodał, że celem spółki jest, by w przyszłości wodór był przesyłany za pośrednictwem jej systemu dystrybucyjnego"

Ciekawe jak? Otóż wodór to niesłychanie mała cząsteczka, co oznacza, że z łatwością przenika przez wszelkie uszczelnienia typowe dla sieci dystrybucyjnej. Należy stosować rozwiązania specjalne i specjalnie uszczelniać wszelkie instalacje. To kosztuje, i wcale niemało. Istniejąca sieć dystrybucyjna do tego zwyczajnie się nie nadaje.

"Zaczynamy od stacji tankowania samochodów wodorowych, ale wodór zamierzamy też produkować. W naszym oddziale w Odolanowie powstanie stacja power-to-gas. Będziemy produkować wodór z energii elektrycznej, energii odnawialnej z naszej farmy fotowoltaicznej, w procesie elektrolizy".

Pytanie brzmi, jaki będzie całkowity koszt tej energii, bo na produkcję wodoru należy jej zużyć całkiem sporo. Zasilanie elektryczne pojazdów pomija co najmniej jeden etap konwersji energii.

" chcemy testować mieszaninę wodoru i gazu".

To już zupełna paranoja. Charakterystyka spalania wodoru oznacza się bardzo krótkimi czasami inicjacji (ok. 10 razy krótszy czas niż np. dla metanu czy benzyn; do mieszania z olejem się nie nadaje bo wodór wymaga źródła zapłonu). Próba spalania czegoś takiego w silniku, czy gdziekolwiek indziej spowoduje powstanie dwóch pików ciśnienia czasie, a nie ma silników przeznaczonych do takiej formy spalania. Cały wodór się spali zanim nastąpi zapłon reszty gazu . Poza tym wybuch wodoru w silniku ze względu na krótkie czasy odznacza się bardzo silną dynamiką i silnik musiałby zostać przystosowany do wytrzymania takich gwałtownych skoków ciśnienia. Wspomnę jeszcze, że wodór należy do najbardziej niebezpiecznej klasy wybuchowości, co wymaga wykonania całej instalacji elektrycznej silnika w specjalnej bezpiecznej wersji.

Sama sprawa zbiornika paliwa to oddzielna historia. Wodoru nie da się skroplić (chyba, że w silniku zainstalujemy system schładzania do -272 stopni Celsjusza co waży kilka ton i zużywa masę energii). Dlatego paliwo będzie ładowane do zbiornika ciśnieniowego. Typowa butla wodorowa ma 160 atm i 6 m3 wodoru (po rozprężeniu), a waży ze 100 kg. Taka butla zawiera ok. 500 g wodoru. Nie na długo to starczy. Dlatego zbiorniki środków transportu będą musiały być duże, ciężkie i często ładowane. Instalacje w specjalnym wykonaniu. Gęsta sieć stacji ładowania. Specjalne formy przesyłu. Jak bym widział cysternę z ciekłym wodorem na autostradzie to raczej bym zamknął ją dla ruchu do chwili zakończenia przejazdu. Kto chciałby się z czymś takim zderzyć? Albo zderzyć się z samochodem na paliwo wodorowe?

"Trzeci projekt to powołanie New Fuel Lab w ramach Centralnego Laboratorium Pomiarowo-Badawczego grupy kapitałowej. Ma być to pierwsze w Polsce laboratorium badające wodór oraz jego mieszaniny jako paliwo."

Amerykanie zbadali własności wybuchowe wodoru dość dokładnie już w latach 60-tych XX wieku. Na pewno zostało jeszcze trochę do zbadania, ale zrąb wiedzy już dawno istnieje i to nie tylko dla samego wodoru ale i jego mieszanin z innymi gazami palnymi i obojętnymi.

"Piąty projekt dotyczy tzw. niebieskiego wodoru, czyli produkcji wodoru z gazu ziemnego. Wyzwaniem jest zagospodarowanie dwutlenku węgla, który powstaje w tym procesie"

Mamy jedno czyste paliwo i produkujemy z niego inne, czyste paliwo, do tego koncentrujemy emisję CO2. Na pewno można z tego produkować wodę sodową, ale wydaje się, że niektórym uderzyła już teraz ona do głowy.

Podsumowując. Technologia paliwa wodorowego jest niezwykle przyjazna środowisku. Niestety, wymaga tak specjalnych rozwiązań i stwarza tyle niebezpieczeństw produkcyjnych i użytkowych, że należy się zwyczajnie trzymać od tego z dala. Na pewno nie nadaje się do transportu drogowego na masową skalę.

W kryzysach pojawiają się także pomysły na produkcję paliw samochodowych z węgla (synteza Fishera-Tropsha i podobne). Czekam na kolejny komunikat, np. PGG.