Omówienie sprawozdania finansowego za pierwsze półrocze GK PGNiG S.A.
Spółka jest naprawdę niewdzięczna do analizy i nie da się jej omówić tylko za pomocą paru liczb i wskaźników, dlatego w tekście pojawi się sporo wyjaśnień dotyczących działalności spółki, sposobu funkcjonowania, za co bardziej zaawansowanych i znających spółkę i rynek czytelników z góry przepraszam.
Ogólnie model jest prosty. Pozyskujemy gaz i sprzedajemy, po drodze prowadząc oczywiście usługę dystrybucji, czyli fizycznego dostarczenia surowca.
Jak w każdym biznesie cała sprawa rozchodzi się o to żeby towar sprzedać drożej niż się go pozyskało. No i w tym miejscu pojawia się problem. Z uwagi na fakt, że PGNiG posiada monopol na rynku ma ceny sprzedaży regulowane zamiast rynkowych. Podmiotem odpowiedzialnym za ustalenie cen sprzedaży, czyli taryf gazowych jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Tu pojawia się konflikt interesów. URE jako rządowe ramię chciałoby cen jak najniższych, natomiast spółka zupełnie odwrotnie. Proces ustalania taryfy jest dość skomplikowany i w dużej mierze subiektywny. Taryfa jest uzależniona od kosztów funkcjonowania przedsiębiorstwa i pozyskania surowca. Można powiedzieć, że regulator ustala marżę dla spółki. W swojej ocenie bierze nie tylko pod uwagę koszt importu, ale także wydobycie surowca w Polsce. Obecnie PGNiG importuje z Rosji prawie 2/3 sprzedawanego gazu. Własne wydobycie jest w miarę stałe i wynosi trochę ponad 4 mld m3.
Drugim problemem oprócz taryfikacji jest koszt importu. Import w przytłaczającej większości odbywa się na podstawie Kontraktu Jamalskiego wygasającego w roku 2022. Niestety własne wydobycie oraz gaz jamalski nie wystarcza na pokrycie zapotrzebowania. Reszta uzupełniana jest z sieci europejskiej lub także z Rosji, ale na podstawie innych kontraktów. Koszt gazu wynikający z Kontaktu Jamalskiego jest zmienny i indeksowany cenami produktów ropopochodnych na świecie, oczywiście w dolarze. Komplikację procesu i opóźnienia najlepiej oddaje fakt, że średnia cena gazu importowanego zmniejszyły się prawie o 30%, natomiast na rynku w przeliczeniu na złotówki w zasadzie nie ma różnicy(NGF wzrost o 10,5% spadek USDPLN o 9,5%).
W działalności spółki ważne są prócz wspomnianych kłopotów jeszcze dwa zjawiska. Pierwszym jest sezonowość sprzedaży i obowiązek magazynowania zapasów, tak aby pokryć 30 dni zapotrzebowania tylko z zasobów zmagazynowanych. O ile w normalnym przedsiębiorstwie sezonowość jest zjawiskiem częstym to już jej skutek dla wyniku z reguły słabszy. Kontrakt jamalski zobowiązuje do zapłaty za gaz czy się go zużyje czy nie. Tyle co zakontraktowane PGNiG musi odebrać i za to zapłacić. Ponadto nie może tego gazu odsprzedać dalej. Sprzedawać może jedynie to sama wydobędzie. Dlatego ważne jest magazynowanie. Nadwyżki sezonowe trzeba gdzieś przechowywać. Niestety gazu nie da się umieścić na paletach, spiętrzyć i przechowywać pod metalową wiatą, tylko trzeba go tego podziemnych wysokociśnieniowych zbiorników. Magazynowanie kosztuje. Prócz tego regulator w wydanej koncesji wymaga aby z zapasów w każdej chwili móc pokryć zapotrzebowanie na 30 dni. O takiej potrzebie przekonaliśmy się w zeszłym roku po wstrzymaniu dostaw z RusUkrEnergo.
Drugim zjawiskiem jest zmienność kursów walutowych oraz cen surowca. Spółka przez fakt posiadania dolarowych kontraktów na dostawy jest narażona na ryzyko kursowe. Ponadto marża zależy od cen ropopochodnych, w związku z czym trzeba się zabezpieczać przed wzrostem cen surowca i waluty. Oczywiście spółka to robi. Od zeszłego roku stosuje rachunkowość zabezpieczeń dla walut. Od czerwca także dla surowców. Po tym przydługim wstępie przejdźmy do omówienia wyników.
RZIS
Przychody grupy były o 5% większe od uzyskanych w pierwszym półroczu roku ubiegłego, ale surowca sprzedano ilościowo więcej o 7%. Różnica jest efektem obniżki taryfy przez regulatora. Znacząco za to spadły koszty pozyskania gazu. Przyczyny tego faktu są prawdopodobnie co najmniej dwie. Pierwsza to wspomniany efekt wstrzymania dostaw, a tym samym konieczność dokupienia gazu z krajów EU, droższego gazu. Drugą prawdopodobną przyczyną tańszych dostaw jest efekt indeksowania cen w Kontakcie Jamalskim z wykorzystaniem mechanizmu uśredniania. Koszty surowców były sumarycznie mniejsze o 22% niż w roku ubiegłym. Z tego powodu wykazano piękną marżę brutto na sprzedaży -45%, która była prawie dwukrotnie wyższa od uzyskanej w roku ubiegłym -25%. Wynik kwotowo olbrzymi i na początku ciężko się oswoić z magią liczb - zysk brutto 4 821 milionów złotych, wobec 2 580 w roku poprzednim. Taka poprawa rentowności jest kluczowym czynnikiem w poprawie wyników.
W wyniku operacyjnym choć oczywiście znacząco lepszym nie widać zbytniej dbałości o koszty. Największym kosztem operacyjnym są oczywiście płace 1,282 miliarda złotych, które były większe niż w roku ubiegłym o 4,4%, czyli 17 milionów. Dużo, chyba za dużo, spółkę kosztowały usługi obce. O ile większy koszt negatywnych odwiertów trzeba normalnie przełknąć, bo jak się szuka to się płaci, to już wzrost opłat za przesył gazu o prawie 110 milionów, czyli 16% daje do myślenia. Skoro ilościowo przez rury poszło tylko 7% więcej, to usługa zdrożała o brakującą różnicę. Gaz system, czyli spółka przesyłowa dzierżawi rury od PGNiG. Pewnie jest tu ukryta kolejna taryfa, ale tak czy owak to za dużo, a wyjaśnienia nie ma. Delegacje kosztowały podobnie (-4,7%)jak 12 miesięcy temu czyli „tylko” 25 milionów.
Duży negatywny wpływ na wynik operacyjny miały dużo mniejsze dodatnie różnice kursowe: 165 vs. 284 miliony złotych. Mniejsze o 90 milionów odszkodowania. Wpływ pozytywny wynikał głównie z mniejszych o ponad 40% odpisów aktualizacyjnych na kwotę 165 milionów oraz mniejszego o prawie 240 milionów negatywnego wpływu derywatów. Tu warto dodać, że sporo zabezpieczeń jest nieskutecznych, co samo w sobie nie jest złe, ale oddaje duży problem w odpowiednim zestrojeniu układu pochodnych. Na zrealizowanych instrumentach pochodnych osiągnięto wynik 7 milionów, ale zmniejszenie kosztów materiałów przyniosło już ponad 70 milionów. Oznacza to, że rozliczono w okresie ponad 60 milionów z zabezpieczeń nieefektywnych. Prawdopodobnie problem tkwi w powiązaniu zabezpieczenia z cenami ropopochodnych.
Z zestawienia instrumentów zabezpieczających oraz ich zapadalności można wnioskować, że PGNiG płaci za gaz z 3-6 miesięcznym opóźnieniem względem dostawy. Ponadto charakter użytych opcji na gaz sugeruje, że w kalkulacji ceny przez Gazprom będzie prawdopodobnie uśrednianie za okres. Ostatecznie na działalności operacyjnej grupa zarobiła 1,2 miliarda w porównaniu do 679 milionów straty w roku ubiegłym.
Działalność finansowa nie zwiększyła znacząco wyniku, bo nie było ekstra zdarzeń poza parunastoma milionami przychodów z tytułu odsetek. Spółka ma dużo gotówki, więc z lokat trochę się tego bierze. W zeszłym roku zanotowano ekstra ponad 100 milionów zysków z tytułu aktualizacji wartości inwestycji.
Ciekawie wygląda rachunek segmentowy. Najefektywniejszym segmentem jest dystrybucja. Z 1,8 miliarda złotych uzyskano 526 milionów zysku operacyjnego. Drugie w kolei wydobycie wygląda nie dużo gorzej. 340 milionów zysku operacyjnego z 1,65 miliarda przychodów. Słabo, żeby nie powiedzieć źle wygląda segment dystrybucji i magazynowania. Wynik kwotowo zbliżony do wydobycia, ale z sześciokrotnie mniejszych przychodów. W roku poprzednim zaraportowano na działalności dystrybucyjnej ponad miliard złotych straty. Tu kłania się działalność regulatora. Gaz z importu był sprzedawany taniej niż kupowany. Wszystkie trzy segmenty mają zbliżone aktywa, ale rentowności się znacznie różnią. Widać, że spółka rozwija najmocniej segment wydobywczy, co zupełnie nie dziwi patrząc na marże i co ważne jest zgodne z polityczną linią dywersyfikacji dostaw.
CF
Przepływy z działalności operacyjnej są naprawdę soczyste. Jeszcze przed zmianami w kapitale obrotowym wynik był większy od zaraportowanego zysku netto i amortyzacji. Zyski miały więc charakter gotówkowy. Do tego ściągnięto ponad miliard należności i w sumie do kasy wpłynęło 2,6 miliarda złotych. Przepływy z działalności finansowej są ujemne na kwotę 300 milionów. To efekt spłacenia 250 milionów kredytów oraz odsetek. Gro kasy wygenerowanej operacyjnie poszło na inwestycje. Przepływy z tego tytułu są ujemne na kwotę 1,4 miliarda. To w sumie dużo i nie. Kwotowo sporo, ale tylko dwukrotnie więcej niż półroczna amortyzacja.
Bilans
Rzeczowe aktywa trwałe w przybliżeniu uległy zwiększeniu o różnicę nakładów inwestycyjnych oraz amortyzacji. Ponad połowa, czyli 800 milionów zostało wydane na poszukiwanie i wydobycie. Naturalne jest, że spółka szuka nowych złóż, bo posiadane się kiedyś kończą. Delikatnie zwiększyły się zapasy, co jest zrozumiałe ze względu na sezonowość. Znacząco spadły należności i zwiększyły się rozliczenia międzyokresowe. Z noty 21 dowiadujemy się, że to przez podatek od nieruchomości.
Najważniejsze jednak, że w kasie pojawiło się 900 milionów nowych świeżutkich pieniążków.
Kapitał własny wzrósł w porównaniu do 1 stycznia o 600 milionów, bo wypłacono dywidendę w kwocie 470 milionów. Spółka jest tylko delikatnie zadłużona, a kredytów nie ma dużo. Raptem 1,7 miliarda w 32 sumy bilansowej. Sporo jest za to rezerw 1,4 miliarda. Tu się kłania ochrona środowiska i rekultywacja używanych terenów. Kapitał obrotowy nie jest duży, ale z płynnością problemów być nie powinno.
Wyceny
Wyceny spółki
stockwatch.pl/gpw/pgnig,wykres... wskazują na niedowartościowanie. O ile nie ufałbym wycenom majątkowym, bo w nich zawarte są obecnie koszty na niezakończonych odwiertach, koncesje, to dodatkowo spółka robi spore odpisy na majątki. Sieć dystrybucyjna jest dość stara i wymaga sporych nakładów.
Wyceny porównawcze są najmniej wiarygodne, natomiast z dochodowych wynika spory potencjał wzrostu. Wygląda, że rynek się czegoś obawia. Potencjalnych źródeł obniżenia przychodów jest sporo. Wystarczy jedna decyzja prezesa URE i już jest po zysku. Prawdopodobnie będzie też rosła cena importowanego surowca. Metodą zdyskontowanych dywidend także szału nie będzie, a wręcz odwrotnie.
Szanse i zagrożenia.
Na znaczący wzrost przychodów spółki nie ma co liczyć. Rynek jest w dużej mierze nasycony. Niby tylko 4% energii elektrycznej pochodzi z gazu, ale jak wskazuje jeszcze aktualny raport Europejskiego Banku Inwestycyjnego:
www.centrumfede.pl/dc/inne/GMS... szanse na wzrost są niewielkie
Szansą jest z pewnością wydobycie z zagranicznych złóż. Nie tylko dlatego, że to bardziej rentowny biznes od obrotu, ale także z faktu, że do tej pory Prezes URE nie brał przy ustalaniu taryf kosztów i oczywiście zysków z zagranicznego wydobycia. Żeby nie było różowo to pragnę nadmienić, że PGNiG ma w uruchamianych do eksploatacji złożach norweskich tylko 12% udział. Ponadto poza normalną stawką podatkową dochodzi podatek naftowy w kwocie 50%. Dla spółki zostaje więc niewiele. Druga sprawa to ilość wydobywanego gazu. Czy jest to wstanie zmienić strukturę dostaw? Raczej nie skoro w całym kraju wydobywa się mniej niż 1/3 sprzedaży. To tylko polepszy wyniki, przynajmniej w perspektywie paru najbliższych lat. Cykl inwestycyjny od udostępnienia złoża do eksploatacji to okres 6-8 lat. Bierzyce nakłady inwestycyjne poza Norweskim Szelfem Kontynentalnym zwrócą się nie prędko.
Szanse są także w rozwijaniu gałęzi produkcji energii elektrycznej. Spółka ma spore nadwyżki uprawnień do emisji CO2, co mogłaby wykorzystać. Ponadto za produkcję energii w kogeneracji w blokach gazowych otrzymuje się świadectwa energetyczne. Nie bez znaczenia jest także uniezależnienie się od dostawców energii.
Być może coś będzie z eksploatacji hipotetycznych złóż gazu niekonwencjonalnego. Niestety nie ma chyba na razie technologii, ani choćby potwierdzenia występowania go w odpowiednich ilościach. Niezbadana jest też na razie ekonomiczna opłacalność wydobycia. Dodatkowo czas do ewentualnej eksploatacji liczony na co najmniej 10 lat. Na razie tutaj chyba nie ma się czym ekscytować.
Zagrożenia są oczywiście w ustawodawstwie, taryfowaniu itd. Natomiast potencjalnym zagrożeniem jest upadłość zakładów azotowych w Policach. Zakłady azotowe są odbiorcą podobnej wielkości co gospodarstwa domowe. Upadek jednego z nich oznacza, że z mapy znikają 2 województwa.
Ponadto może się pojawić duży odpis na należności.
Na sutą dywidendę też chyba nie ma co liczyć. Spółka ma naprawdę duże potrzeby inwestycyjne. Od terminalu LNG, czyli gazu skroplonego, poprzez sieć dystrybucji a na odwiertach i poszukiwaniu nowych złóż kończąc. Innym niekorzystnym zjawiskiem jest coraz rzadsze stosownie gazu w blokowiskach. Deweloperzy rezygnują z tej formy dostarczania energii ze względu na strach społeczeństwa. Trzeba także pamiętać, że gazu konwencjonalnego z krajowego wydobycia przy obecnym tempie wydobycia starczy tylko na 20 lat.
Powyższa treść przez 30 dni była zarezerwowana tylko dla osób posiadających abonament.