Aktualności

Przed zmianą zapisów kontraktu, Polsce groziło przekontraktowanie i karne opłaty za nieodebrany od strony rosyjskiej gaz - zgodnie z zawartą w kontrakcie jamalskim zasadą TOP czyli „bierz lub płać” za niewykorzystany gaz należy się dostawcy zapłata. Dzięki wynegocjowaniu nowych zapisów kontraktu udało się w istotny sposób zmniejszyć ilość zakontraktowanego gazu (o ok. 26,3 proc. - z przewidzianych w kontrakcie 218,9 mld m sześciennych zredukowano ilość gazu do odbioru przez stronę polską do 161,4 mld m sześc.) Dzięki temu całkowicie usunięto zagrożenie konieczności zapłaty za nieodebrany gaz.
Dodatkowo od czasu zawarcia aneksu do kontraktu jamalskiego oszczędności w PGNiG S.A. można szacować w granicach ponad 100 mln zł (nie licząc opłat karnych, które musiałaby płacić strona polska za nieodebrany gaz), dzięki zakupowi tańszego gazu od innych dostawców.
Dzięki renegocjacji kontraktu jamalskiego możliwa jest realizacja strategii dywersyfikacji dostaw, która była wcześniej zablokowana przez zbyt duże dostawy w ramach kontraktu z Gazpromem. Umożliwia to także zwiększenie wydobycia gazu krajowego (z 4 mld w 2002 r. do 6 mld m sześc. w 2006 r.) co jest jednym z najtańszych i najbardziej efektywnych elementów dywersyfikacji dostaw gazu, zapewniając przy tym miejsca pracy w kraju.
Ponadto PGNiG S.A. podpisało kontrakt krótkoterminowy tzw. SPOT na 2 mld m sześc., dzięki któremu do Polski dociera gaz z innych źródeł niż rosyjskie – jest to realizacja zasady dywersyfikacji dostaw a dodatkowo dostawy te realizowane są po korzystniejszych cenach (dostawy te są tańsze od dostaw odbieranych w ramach kontraktu jamalskiego i znacznie tańsze od planowanych w 2001 r. kontraktów duńskiego i norweskiego)
W ramach różnicowania kierunków dostaw gazu, kontynuowane są rozmowy z norweskim Statoilem w sprawie dostaw gazu z kierunku północnego – m.in. rozważany jest projekt dostaw sprężonego gazu ziemnego statkami na północne wybrzeże Polski w tzw. technologii CNG. Jest to nowoczesna technologia zapewniająca elastyczność dostaw po znacznie niższej cenie niż w wypadku tradycyjnych technologii opartych na budowie gazociągów (ok. 15 – 20 proc. kosztów stałych tradycyjnych projektów). Prowadzona w ten sposób dywersyfikacja wewnętrzna i zewnętrzna umożliwia utrzymanie na stabilnym poziomie cen gazu dla odbiorców PGNiG S.A.
W sprawie stawek tranzytowych, które pobiera EuRoPol Gaz SA za przesyłanie gazu, należy wyjaśnić, że zgodnie z prawem polskim są one każdorazowo zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Oznacza to, że EuRoPol Gaz SA musi przedstawić w URE wniosek taryfowy, który zawiera wysokość stawek skalkulowanych na podstawie kosztów uzasadnionych czyli kosztów, które firma ponosi w związku ze swoją działalnością w tym koszty wynikające z niezbędnych inwestycji. W tej sytuacji stawki pobierane na podstawie taryfy przez EuRoPol Gaz będą odzwierciedlać rzeczywiste koszty ponoszone przez tę firmę i nie doprowadzą do jakichkolwiek strat finansowych. Zgodnie z Ustawą Prawo energetyczne stawki te mogą uwzględniać koszty uzasadnione ponoszone przez spółkę na inwestycje (m.in. budowę I i II nitki gazociągu jamalskiego). Zgodnie z Protokołem Dodatkowym decyzję o budowie drugiej nitki strony podejmą do końca 2004r.
Ponadto w podnoszonej sprawie braku zabezpieczenia wierzytelności wynikających z umowy pożyczki zawartej pomiędzy PGNiG S.A. i EuRoPol Gaz S.A., informujemy, że obecne władze spółki od dłuższego czasu prowadziły negocjacje dotyczące tej kwestii. Ich efektem było podpisanie 16.03.2004 r. aneksu do umowy regulującego zabezpieczenie wierzytelności z Umowy pożyczki zawartej pomiędzy PGNiG S.A. i EuRoPol Gaz S.A.
Zamierzenia inwestycyjne i rozwojowe PGNiG S.A. (w tym zwiekszenie krajowego wydobycia gazu ziemnego) mogą być realizowane w coraz większym stopniu dzięki istotnej poprawie wyników ekonomicznych spółki. Zysk netto Grupy Kapitałowej PGNiG S.A. w roku 2002 wyniósł 387 mln zł natomiast w roku 2003 – 610 mln zł. Dla porównania rok 2001 Grupa Kapitałowa PGNiG S.A. zamknęła stratą w wysokości 110 mln zł.