W tym roku PGNiG chce przesłać do Polski około 0,8 mld m sześc. błękitnego paliwa poprzez Baltic Pipe, czyli gazociąg łączący nasz kraj z Norwegią i Danią. Surowiec będzie pochodził zarówno z własnego wydobycia, jak i z zawartych już kontraktów. Większych dostaw koncern nie może zrealizować, nawet gdyby chciał, bo początkowo przepustowość Baltic Pipe będzie ograniczona do 30–38 proc. jego maksymalnych planowanych mocy. Gazociąg ma ruszyć 1 października. Pełną moc, na poziomie 10 mld m sześc. rocznie, powinien osiągnąć 1 stycznia 2023 r. Mimo to koncern po raz kolejny zapewnia, że w sezonie grzewczym 2022/2023 (październik–marzec) surowca Polsce nie zabraknie.
Ile łącznie gazu może poprzez Baltic Pipe zapewnić w przyszłym roku PGNiG w dostawach z własnych złóż i z kontraktów już zawartych z innymi firmami? – Tej informacji w tym momencie nie udzielamy. Rozmawiamy z kilkoma podmiotami i ujawnienie szczegółów osłabiłoby naszą pozycję negocjacyjną – mówi Przemysław Wacławski, wiceprezes ds. finansowych spółki. Dziś wiadomo jednie, że prognoza dotycząca przyszłorocznego wydobycia w Norwegii mówi o pozyskaniu z własnych złóż 2,5 mld m sześc. gazu, wobec 3 mld m sześc. planowanych na ten rok. Ile mogą zapewnić nam inne firmy, na razie jest tajemnicą.
Czytaj więcej
Horrendalnie wysokie ceny i coraz bardziej nerwowa atmosfera na rynku błękitnego paliwa zmuszają koncern do poszukiwania dodatkowych źródeł finansowania.
PGNiG informuje, że w obecnej sytuacji kluczowym kierunkiem pozyskiwania błękitnego paliwa jest LNG transportowane statkami do gazoportu w Świnoujściu. W I półroczu jego import wzrósł o 33,4 proc., do 2,72 mld m sześc. surowca po regazyfikacji. W całym tym roku ma to być już 3,74 mld m sześc. Rośnie też rola dostaw poprzez gazoport w Kłajpedzie i polsko-litewski gazociąg GIPL. Wprawdzie import z tego kierunku nie jest duży, ale stanowi uzupełnienie dostaw dla odbiorców we wschodniej części naszego kraju. Do tego dochodzi własne wydobycie i pełne magazyny gazu.
W II kwartale kluczowy dla grupy PGNiG wskaźnik, czyli zysk EBITDA, wyniósł 5,47 mld zł i tym samym zwyżkował o 203 proc. w ujęciu rok do roku. To w decydującej mierze konsekwencja wzrostu wydobycia oraz zwyżki cen ropy i gazu. Zarobek byłby jeszcze większy, gdyby nie ponadprzeciętne straty w biznesie obrotu i magazynowania błękitnego paliwa. Poniesiono je, gdyż duża część surowca była sprzedawana poniżej cen zakupu (głównie do gospodarstw domowych i tzw. odbiorców wrażliwych). Łączne koszty nabycia tego surowca przekroczyły w II kwartale 23 mld zł, wobec 6 mld zł zanotowanych rok wcześniej.
Czytaj więcej
Koncern cały czas zarabia miliardy na eksploatacji złóż. Gdyby nie straty poniesione w biznesie obrotu i magazynowania, łączne zyski byłyby znacznie wyższe od raportowanych.
W efekcie mocno wzrosło zadłużenie grupy, bo do 15,7 mld zł, z 3,4 mld zł. Na tym nie koniec, gdyż w lipcu i sierpniu firma była zmuszona pozyskać finansowanie w formie kredytów bankowych po 4,8 mld zł z Pekao i BGK. Oba objęte są gwarancjami Skarbu Państwa, które zapisano w styczniowej specustawie gazowej. W efekcie obecnie grupa PGNiG dysponuje źródłami finansowania opiewającymi na 25,6 mld zł.
Spadek zysków koncern zanotował w II kwartale w biznesie dystrybucji gazu, co było konsekwencją wyższych temperatur powietrza niż odnotowywane rok temu i mniejszej ilości przesyłanego własną siecią surowca. Wreszcie działalność polegająca na wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej przyniosła wzrost zysków. To z kolei następstwo zwyżki produkcji oraz taryfy na wytwarzanie i przesył ciepła. W I półroczu grupa wydatkowała na inwestycje 4,08 mld zł.
