Oczyszczona EBITDA LIFO Orlenu w III kwartale '21 sięgnęła 4,1 mld zł, powyżej konsensusu (opis)
Oczyszczona EBITDA LIFO grupy PKN Orlen w trzecim kwartale 2021 roku wyniosła 4,1 mld zł - podała spółka w prezentacji wynikowej. Konsensus PAP Biznes zakładał, że oczyszczona EBITDA LIFO wyniesie 3,55 mld zł.
Zysk netto PKN Orlen wyniósł w trzecim kwartale 2,92 mld zł wobec konsensusu na poziomie 2,34 mld zł. Przychody ze sprzedaży wzrosły rdr o 52 proc. do 36,4 mld zł. Konsensus zakładał, że przychody sięgną 32,6 mld zł.
"Znaczące wzrosty odnotowały wszystkie segmenty naszej działalności, poza detalicznym, który obciążyły wyższe koszty prowadzenia biznesu, w tym wyższe ceny ropy czy kurs dolara. Budujemy koncern multienergetyczny o zdywersyfikowanych źródłach przychodów i zysków. To pozwala nam elastycznie reagować na wyzwania rynkowe i gwarantuje stabilność finansową, a co za tym idzie możliwość realizowania kolejnych kluczowych inwestycji. Temu ma służyć także finalizacja procesu przejęcia Grupy Lotos i PGNiG. Jesteśmy w bardzo dobrej kondycji finansowej, mamy solidną bazę do dalszego rozwoju i realizacji strategicznych projektów, które są tak ważne dla przyszłości Grupy Orlen. Szczególnie w kontekście dalszego wzmacniania naszej pozycji na zagranicznych rynkach" - powiedział prezes Orlenu Daniel Obajtek.
Petrochemia, rafineria i energetyka odpowiadały za 75 proc. wyniku Grupy Orlen w trzecim kwartale 2021 r.
Segment petrochemiczny wypracował w trzecim kwartale 1,013 mld zł EBITDA LIFO, co oznacza wzrost o ponad 100 proc. rok do roku.
Wynik w obszarze petrochemii jest efektem korzystnego wpływu makro i w efekcie wzrostu marż na olefinach, poliolefinach, PTA i PCW, a także osłabienia złotego względem euro oraz wyceny i rozliczenia kontraktów terminowych CO2 w ramach wydzielonego portfela transakcyjnego w wysokości 135 mln zł (r/r).
Segment rafineryjny w trzecim kwartale 2021 roku osiągnął EBIDTA LIFO na poziomie 1,165 mld zł. To wzrost o 1,5 mld zł w porównaniu do trzeciego kwartału ubiegłego roku. To wzrost o 1,5 mld zł w porównaniu do trzeciego kwartału ubiegłego roku.
W trzecim kwartale przerób ropy wzrósł o 1 proc. r/r, do poziomu 8,3 mt, w efekcie czego wykorzystanie mocy produkcyjnych w Grupie Orlen wyniosło 94 proc. przy pełnym wykorzystaniu mocy w Polsce. W tym czasie odnotowano wyższą o 5 proc. sprzedaż, w tym: benzyny o 11 proc., oleju napędowego o 4 proc., JET o 41 proc. i COO o 6 proc., przy niższej sprzedaży LPG o 6 proc.
Na wynik tego obszaru przełożył się dodatni wpływ makro w efekcie wyższego dyferencjału Brent/Ural, wzrostu marż na lekkich i średnich destylatach, osłabienia złotego względem dolara oraz wyceny i rozliczenia kontraktów terminowych CO2 w ramach wydzielonego portfela transakcyjnego w wysokości 159 mln zł (r/r). Efekty te zostały ograniczone ujemnym wpływem spadku marż na ciężkich frakcjach, wyższych kosztów zużyć własnych w wyniku wzrostu cen ropy oraz transakcji zabezpieczających przepływy pieniężne na skutek wzrostu notowań ropy i produktów.
Segment energetyki wypracował EBITDA na poziomie 1,042 mld zł, w którym 717 mln zł to wynik Grupy Energa. W tym czasie łączna produkcja w grupie Orlen wyniosła 3 TWh energii elektrycznej oraz 9 TWh ciepła, z czego ok. 60 proc. pochodziło z OZE oraz jednostek zasilanych gazem. Wyższa o 6 proc. (r/r) produkcja energii elektrycznej spowodowana była głównie wzrostem produkcji elektrowni Ostrołęka, elektrowni wodnej Włocławek oraz wzrostem mocy wytwórczych w energetyce wiatrowej o ponad 0,1 GWe.
Segment detaliczny wypracował wynik EBITDA na poziomie 948 mln zł, niższy o 8 proc. rok do roku. Wynik obciąża spadek marż paliwowych na polskim rynku, przy ich wzroście na rynku czeskim i niemieckim oraz porównywalnym poziomie na rynku litewskim. Segment detaliczny w Polsce odpowiada obecnie za 15 proc. wyniku EBITDA całego koncernu.
Wolumeny sprzedaży detalicznej w całej Grupie Orlen spadły o 1 proc. (r/r), w tym niższa o 2 proc. była sprzedaż oleju napędowego i o 5 proc. LPG, przy wyższej o 1 proc. sprzedaży benzyny. Jednocześnie koncern odnotował wzrost marż pozapaliwowych na wszystkich tych rynkach.
Na koniec trzeciego kwartału w sieci detalicznej grupy Orlen funkcjonowały 2852 stacje paliw, co oznacza wzrost o 12 obiektów (r/r).
W trzecim kwartale 2021 roku segment wydobycia osiągnął rekordowy wynik EBITDA na poziomie 130 mln zł, co oznacza niemal 3-krotny wzrost w stosunku do analogicznego okresu roku ubiegłego. Było to spowodowane głównie dodatnim wpływem makro w efekcie wzrostu notowań wszystkich węglowodorów, czyli: ropy, gazu i kondensatu gazowego, przy porównywalnym wpływie transakcji zabezpieczających.
W tym czasie średnie wydobycie wzrosło o 0,2 tys. boe/d i wyniosło 17 tys. boe/d, w tym: 1 tys. boe/d w Polsce i 16 tys. boe/d w Kanadzie. W Polsce w ramach zagospodarowania aktywów prowadzono prace na projektach Miocen, Edge oraz projektach realizowanych z PGNiG. Rozpoczęto wiercenie otworu Pruchnik-OU1 (projekt Miocen), a także kontynuowano prace projektowe i przygotowawcze dla wiercenia przyszłych otworów (projekt Płotki). W ramach prac sejsmicznych zrealizowano prace interpretacyjne zdjęcia sejsmicznego Koczała-Miastko 3D (projekt Edge). W Kanadzie, w projekcie Kakwa, rozpoczęto wiercenie nowego otworu i przygotowania do wiercenia kolejnych otworów. Z kolei w projekcie Ferrier zakończono wiercenie oraz przeprowadzono zabiegi szczelinowania na dwóch nowych odwiertach oraz uruchomiono wydobycie.
Grupa Orlen w trzecim kwartale 2021 roku wygenerowała przepływy z działalności operacyjnej na poziomie 4,3 mld zł. Jednocześnie koncern zmniejszył dług netto o 0,5 mld zł do 11,4 mld zł.
Po trzech kwartałach wydatki inwestycyjne Orlenu wyniosły 6,6 mld zł. W całym 2021 roku mają one wynieść 9,5 mld zł, w tym na rozwój ma trafić 5 mld zł, a na utrzymanie 4,5 mld zł.
Zgodnie z harmonogramem, realizowano inwestycje m.in. w biorafinerii Orlen Południe w Trzebini, gdzie w listopadzie zostanie oddana do użytku największa w Europie instalacja do produkcji ekologicznego glikolu propylenowego, której zdolności produkcyjne wyniosą 30 tys. ton glikolu rocznie. Koncern ogłosił także rozpoczęcie jeszcze w tym roku budowy instalacji pogłębionego przerobu ropy w rafinerii Możejki na Litwie. Dzięki realizacji tego projektu uzysk produktów wysokomarżowych wzrośnie o 12 pp, co przełoży się na wzrost EBITDA o ok. 300 mln zł rocznie. Zakończenie inwestycji planowane jest pod koniec 2024 roku. Z kolei w Płocku rozpocznie się budowa instalacji HVO, pozwalająca na wdrożenie na skalę przemysłową technologii polegającej na uwodornieniu oleju rzepakowego, oleju posmażalniczego (UCO) lub ich mieszanki. Produkt końcowy będzie stosowany jako dodatek do oleju napędowego lub paliwa lotniczego JET. Realizacja inwestycji, której wartość szacowana jest na ok. 600 mln zł, planowana jest w połowie 2024 roku.
(PAP Biznes), #PKNpr/