GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 2 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 3 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wybrane dane finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG
Tabela 1. Wybrane dane finansowe GK PGNiG za lata 2019-2020
mln zł
mln EUR
2020
2019
2020
2019
Zmiana %
Zmiana r/r
Przychody ze sprzedaży
39 197
42 023
8 761
9 769
(7%)
(2 826)
Koszty operacyjne razem
(29 612)
(39 575)
(6 619)
(9 200)
(25%)
9 963
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji
(EBITDA)
13 009
5 504
2 908
1 279
136%
7 505
Amortyzacja
(3 424)
(3 056)
(765)
(710)
12%
(368)
Zysk z działalności operacyjnej
9 585
2 448
2 142
569
292%
7 137
Zysk przed opodatkowaniem
9 025
2 159
2 017
502
318%
6 866
Zysk netto
7 340
1 371
1 641
319
435%
5 969
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
14 118
4 938
3 155
1 148
186%
9 180
Przepływy pieniężne netto na działalności
inwestycyjnej
(6 254)
(6 152)
(1 398)
(1 430)
2%
(102)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
(3 653)
327
(817)
76
(1 217%)
(3 980)
Zmiana stanu środków pieniężnych netto
4 211
(887)
941
(206)
(575%)
5 098
31.12.2020
31.12.2019
31.12.2020
31.12.2019
Zmiana %
Zmiana r/r
Aktywa razem
62 871
59 185
13 624
13 898
6%
3 686
Aktywa trwałe (długoterminowe)
46 243
43 939
10 021
10 318
5%
2 304
Aktywa obrotowe (krótkoterminowe), w tym
16 628
15 246
3 603
3 580
9%
1 382
Zapasy
2 684
4 042
582
949
(34%)
(1 358)
Zobowiązania i kapitał własny razem
62 871
59 185
13 624
13 898
6%
3 687
Kapitał własny razem
44 125
38 107
9 562
8 948
16%
6 018
Zobowiązania długoterminowe razem
11 666
10 378
2 528
2 437
12%
1 288
Zobowiązania krótkoterminowe razem
7 080
10 700
1 534
2 513
(34%)
(3 620)
Zobowiązania razem
18 746
21 078
4 062
4 950
(11%)
(2 332)
Wybrane dane finansowe PGNiG
Tabela 2. Wybrane dane finansowe PGNiG za lata 2019-2020
mln zł
mln EUR
2020
2019
2020
2019
Zmiana %
Zmiana r/r
Przychody ze sprzedaży
21 237
22 615
4 747
5 257
(6%)
(1 378)
Koszty operacyjne razem, w tym
(13 342)
(22 229)
(2 982)
(4 795)
(35%)
7284
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji
(EBITDA)
8 714
1 241
1 948
288
602%
7 473
Amortyzacja
(819)
(856)
(183)
(199)
(4%)
37
Zysk z działalności operacyjnej
7 895
386
1 765
90
1 935%
7 507
Zysk przed opodatkowaniem
8 490
1 989
1 898
462
327%
6 501
Zysk netto
6 909
1 748
1 544
406
295%
5 161
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
9 394
1 989
2 100
462
372%
7 405
Przepływy pieniężne netto na działalności
inwestycyjnej
(2 794)
(2 256)
(624)
(524)
24%
(538)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
(3 591)
(52)
(803)
(12)
6 806%
(3 539)
Zmiana stanu środków pieniężnych netto
3 009
(319)
672
(74)
(1 043%)
3 328
31.12.2020
31.12.2019
31.12.2020
31.12.2019
Zmiana %
Zmiana r/r
Aktywa razem
43 746
41 044
9 480
9 638
7%
2 702
Aktywa trwałe (długoterminowe)
30 737
28 885
6 661
6 783
6%
1 852
Aktywa obrotowe (krótkoterminowe), w tym
13 009
12 159
2 819
2 855
7%
850
Zapasy
2 070
3 230
449
758
(36%)
(1 160)
Zobowiązania i kapitał własny razem
43 746
41 044
9 480
9 638
7%
2 702
Kapitał własny razem
36 230
30 618
7 851
7 190
18%
5 612
Zobowiązania długoterminowe razem
3 871
3 315
839
778
17%
557
Zobowiązania krótkoterminowe razem
3 645
7 111
790
1 670
(49%)
(3 466)
Zobowiązania razem
7 516
10 426
1 629
2 448
(28%)
(2 909)
Średnie kursy wymiany euro ustalone przez Narodowy Bank Polski:
Średni kurs w okresie 2020: 4,4742; 2019: 4,3018;
Kurs na koniec okresu 2020: 4,6148; 2019: 4,2585.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 4 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 5 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Spis Treści
Wybrane dane finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG .......................................................................................................................... 3
Wybrane dane finansowe PGNiG ........................................................................................................................................................ 3
1. Model biznesowy i organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG ............................................................................................................ 7
1.1 Przedmiot działalności – model biznesowy .............................................................................................................................. 7
1.2 Organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG .................................................................................................................................... 8
1.3 Akcjonariat i PGNiG na GPW ................................................................................................................................................... 8
1.3.1 Struktura akcjonariatu .................................................................................................................................................... 8
1.3.2 Kurs akcji PGNiG ........................................................................................................................................................... 9
1.3.3 Wskaźniki giełdowe ..................................................................................................................................................... 10
1.3.4 Relacje Inwestorskie PGNiG ....................................................................................................................................... 10
1.3.5 Polityka dywidendy ...................................................................................................................................................... 11
2. Strategia Grupy Kapitałowej PGNiG ............................................................................................................................................ 12
2.1 Misja i wizja ............................................................................................................................................................................ 12
2.2 Główne wyzwania .................................................................................................................................................................. 12
2.3 Strategia GK PGNiG na lata 2017–2022 z perspektywą do 2026 r. ....................................................................................... 13
2.3.1 Cele i aspiracje na lata 2017-2022. Realizacja Strategii w latach 2017-2020 ............................................................. 13
2.3.2 Inwestycje w latach 2017-2022 .................................................................................................................................... 17
2.3.3 Inwestycje w 2021 r. .................................................................................................................................................... 17
3. Otoczenie..................................................................................................................................................................................... 20
3.1 Otoczenie rynkowe ................................................................................................................................................................. 20
3.1.1 Rynek gazu w Europie i na świecie ............................................................................................................................. 20
3.1.2 Rynek gazu w Polsce .................................................................................................................................................. 21
3.2 Otoczenie regulacyjne ............................................................................................................................................................ 23
3.2.1 Krajowe otoczenie regulacyjne .................................................................................................................................... 24
3.2.2 Europejskie otoczenie regulacyjne .............................................................................................................................. 24
4. Działalność operacyjna w 2020 r. ................................................................................................................................................ 28
4.1 Segment Poszukiwanie i Wydobycie ...................................................................................................................................... 28
4.1.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 29
4.1.2 Działalność w Polsce ................................................................................................................................................... 29
4.1.3 Działalność zagraniczna .............................................................................................................................................. 33
4.1.4 Działalność wspierająca segment w Polsce i za granicą ............................................................................................. 38
4.1.5 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 39
4.2 Segment Obrót i Magazynowanie .......................................................................................................................................... 41
4.2.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 42
4.2.2 Obszar działalności hurtowej ....................................................................................................................................... 42
4.2.2.1 Działalność w Polsce ................................................................................................................................................... 42
4.2.2.2 Działalność hurtowa za granicą ................................................................................................................................... 45
4.2.3 Obszar działalności detalicznej .................................................................................................................................... 47
4.2.3.1 Działalność detaliczna w Polsce .................................................................................................................................. 47
4.2.3.2 Działalność detaliczna za granicą ................................................................................................................................ 49
4.2.4 Magazynowanie ........................................................................................................................................................... 49
4.3 Segment Dystrybucja ............................................................................................................................................................. 52
4.3.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 53
4.3.2 Działalność w 2020 r. .................................................................................................................................................. 53
4.3.3 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 56
4.4 Segment Wytwarzanie ........................................................................................................................................................... 57
4.4.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 58
4.4.2 Działalność w 2020 r. .................................................................................................................................................. 58
4.4.3 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 61
4.5 Pozostała działalność ............................................................................................................................................................. 63
4.5.1 Spółki wspierające i poboczna działalność Grupy PGNiG ........................................................................................... 64
4.5.1.1 Działalność w 2020 r. .................................................................................................................................................. 64
4.5.2 Badania, rozwój i innowacje, Centrum Korporacyjne PGNiG ...................................................................................... 65
4.5.2.1 Działalność w 2020 r. .................................................................................................................................................. 66
4.5.2.2 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość w obszarze badań, rozwoju i innowacji ............................................ 68
5. Sytuacja finansowa Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG w 2020 r. .............................................................................................. 71
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 6 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
5.1 Sytuacja makroekonomiczna ................................................................................................................................................. 71
5.1.1 Sytuacja gospodarcza i kursy walut ............................................................................................................................. 71
5.1.2 Tendencje na rynku gazu ziemnego ............................................................................................................................ 71
5.1.3 Tendencje na rynku ropy naftowej ............................................................................................................................... 72
5.1.4 Średnie miesięczne temperatury ................................................................................................................................. 73
5.2 Sytuacja finansowa GK PGNiG w 2020 r. .............................................................................................................................. 74
5.2.1 Omówienie skonsolidowanego rachunku zysków i strat GK PGNiG ............................................................................ 74
5.2.2 Omówienie wyników segmentów ................................................................................................................................. 76
5.2.3 Wahania wyników finansowych ................................................................................................................................... 80
5.2.4 Omówienie sprawozdania z sytuacji finansowej GK PGNiG ........................................................................................ 81
5.2.5 Omówienie sprawozdania z przepływów pieniężnych GK PGNiG ............................................................................... 82
5.2.6 Wskaźniki rentowności ................................................................................................................................................ 83
5.2.7 Przewidywana sytuacja finansowa oraz tendencje na rynku kluczowych produktów .................................................. 83
5.2.8 Prognozy wyników finansowych i operacyjnych .......................................................................................................... 84
5.2.9 Zarządzanie zasobami finansowymi oraz płynność GK PGNiG .................................................................................. 85
5.3 Sytuacja finansowa PGNiG w 2020 r. .................................................................................................................................... 88
6. Ład korporacyjny ......................................................................................................................................................................... 90
6.1 Stosowany zbiór zasad ładu korporacyjnego ......................................................................................................................... 90
6.1.1 Oświadczenie o stosowaniu zasad ładu korporacyjnego ............................................................................................. 90
6.1.2 Informacja o odstąpieniu od stosowania postanowień zasad ładu korporacyjnego ..................................................... 90
6.1.3 Akcjonariusze posiadający bezpośrednio lub pośrednio znaczne pakiety akcji ........................................................... 91
6.1.4 Wykaz posiadaczy akcji, które dają specjalne uprawnienia kontrolne, wraz z opisem tych uprawnień ....................... 92
6.1.5 Wskazanie wszelkich ograniczeń do wykonywania prawa głosu w spółce PGNiG ...................................................... 92
6.1.6 Ograniczenia dotyczące przenoszenia prawa własności papierów wartościowych emitenta ...................................... 92
6.1.7 Opis zasad zmiany statutu Emitenta ........................................................................................................................... 92
6.1.8 Sposób działania Walnego Zgromadzenia PGNiG, zasadniczych uprawnień, prawa akcjonariuszy i sposób ich
wykonywania .............................................................................................................................................................................. 92
6.1.9 Zwołanie i odwołanie Walnego Zgromadzenia spółki .................................................................................................. 92
6.1.10 Zasadnicze uprawnienia Walnego Zgromadzenia ....................................................................................................... 93
6.1.11 Opis praw akcjonariuszy w ramach Walnego Zgromadzenia i sposobu ich wykonywania .......................................... 93
6.2 Organy zarządcze, nadzorujące i ich komitety w PGNiG ....................................................................................................... 94
6.2.1 Zarząd ......................................................................................................................................................................... 94
6.2.2 Rada Nadzorcza oraz komitety .................................................................................................................................... 98
6.3 Wynagrodzenia .................................................................................................................................................................... 104
6.3.1 Polityka wynagrodzeń w PGNiG ................................................................................................................................ 104
6.3.2 System motywacyjny ................................................................................................................................................. 104
6.3.3 Świadczenia na rzecz pracowników .......................................................................................................................... 104
6.3.4 Polityka wynagrodzeń członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG ......................................................... 104
6.4 Systemy kontroli wewnętrznej w organizacji i zarządzania ryzykiem w odniesieniu do procesu sporządzania sprawozdań
finansowych i skonsolidowanych sprawozdań finansowych ........................................................................................................ 106
6.5 Zarządzanie ryzykiem .......................................................................................................................................................... 107
7. Sprawozdanie GK PGNiG na temat informacji niefinansowych ................................................................................................. 113
8. Informacje pozostałe dotyczące Grupy Kapitałowej PGNiG ...................................................................................................... 114
8.1 Informacje o zawartych umowach przez spółki GK PGNiG .................................................................................................. 114
8.1.1 Istotne umowy dla działalności GK PGNiG ................................................................................................................ 114
8.1.2 Istotne transakcje zawarte z podmiotami powiązanymi ............................................................................................. 114
8.2 Postępowania sądowe ......................................................................................................................................................... 114
8.3 Szczegółowy opis organizacji GK PGNiG oraz zmian w strukturze ..................................................................................... 116
8.3.1 Szczegółowa struktura organizacji GK PGNiG .......................................................................................................... 117
8.3.2 Pozostałe powiązania organizacyjne i kapitałowe ..................................................................................................... 117
8.3.3 Zmiany w strukturze GK PGNiG ................................................................................................................................ 118
8.4 Akcje własne PGNiG oraz akcje i udziały w jednostkach GK PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących . 118
8.5 System kontroli programów akcji pracowniczych ................................................................................................................. 118
8.6 Zdarzenia po zakończeniu okresu sprawozdawczego ......................................................................................................... 119
9. Oświadczenie Zarządu PGNiG i zatwierdzenie sprawozdania .................................................................................................. 123
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 7 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
1. Model biznesowy i organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG
1.1 Przedmiot działalności – model biznesowy
Rysunek 1. Model biznesowy GK PGNiG
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 8 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
1.2 Organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG
Na dzień 31 grudnia 2020 r. konsolidowane metodą pełną były spółki: PGNiG jako podmiot dominujący oraz 23 jednostki zależne. W
skład PGNiG wchodzą: Oddział Obrotu Hurtowego, Oddział Geologii i Eksploatacji (Oddział w Sanoku, Oddział w Zielonej Górze,
Oddział w Odolanowie), Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze, Ratownicza Stacja Górnictwa Otworowego oraz Oddziały
zagraniczne (Oddział Operatorski w Pakistanie i Oddział w Zjednoczonych Emiratach Arabskich).
1.3 Akcjonariat i PGNiG na GPW
1.3.1 Struktura akcjonariatu
Na dzień 31 grudnia 2020 r. kapitał zakładowy PGNiG wynosił ok. 5,78 mld zł.
Tabela 1 Struktura akcjonariatu na koniec 2020 r.
Akcjonariusze
Liczba akcji/głosów
wynikających z
akcji na dzień
31.12.2019 r.
Udział w kapitale
zakładowym /
liczbie głosów na
WZA na dzień
31.12.2019 r.
Zmiany w 2020 r.
Liczba akcji/głosów
wynikających z
akcji na dzień
31.12.2020 r.
Udział w kapitale
zakładowym / liczbie
głosów na WZA na
dzień 31.12.2020 r.
Skarb Państwa
4 153 706 157
71,88%
-
4 153 706 157
71,88%
Pozostali, w tym:
1 624 608 700
28,12%
-
1 624 608 700
28,12%
- OFE
1)
612 178 537
10,59%
+58 068 390
670 246 927
11,60%
Razem
5 778 314 857
100,00%
-
5 778 314 857
100,00%
1) dane w oparciu o zestawienia rocznej struktury aktywów Otwartych Funduszy Emerytalnych na dzień 30 grudnia 2020 r.
Akcje PGNiG oraz akcje i udziały w jednostkach powiązanych z PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących zostały
opisane w rozdziale 8.4.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 9 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
5,0%
8,4%
4,1%
10,6%
71,9%
Niezidentyfiko
wani
0,04%
Zagraniczni
inwestorzy
instytucjonalni
9,0%
Inwestorzy
indywidualni
4,4%
Polscy
inwestorzy
instytucjonalni
14,7%
Skarb
Państwa
71,9%
2020
2019
Wykres 1 Porównanie struktury akcjonariatu
Wykres 2 Udział polskich inwestorów instytucjonalnych w
akcjonariacie PGNiG na koniec 2020 r.
Wykres 3 Udział zagranicznych inwestorów instytucjonalnych w
wolnym obrocie (free float)
Wykres 4 Geograficzna struktura 20 największych inwestorów
instytucjonalnych*
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Krajowego Depozytu Papierów Wartościowych S.A. na dzień 31 grudnia 2020 r.
* [%] procentowy udział w strukturze akcjonariatu PGNiG.
1.3.2 Kurs akcji PGNiG
Akcje PGNiG od 23 września 2005 r. notowane są w systemie notowań ciągłych rynku podstawowego Giełdy Papierów
Wartościowych w Warszawie. Cena emisyjna akcji w ofercie publicznej wyniosła 2,98 zł. W 2020 r. akcje PGNiG wchodziły w skład
indeksów: WIG, WIG20, WIG30, WIG-Poland, WIG-ESG, WIGdiv, a także indeksu sektorowego WIG-PALIWA i indeksu
makrosektorowego WIG.MS-PET.
W 2020 r. roczna stopa zwrotu z akcji Spółki liczona bez uwzględnienia dywidendy wyniosła 24%. W tym samym okresie indeks
branżowy WIG-PALIWA oraz indeks WIG20, skupiający największe i najbardziej płynne spółki notowane na warszawskim parkiecie,
przyniosły inwestorom stopy zwrotu na poziomie odpowiednio -25% oraz -10%. Notowania PGNiG odchylały się o -50% (kurs
minimalny na zamknięciu: 2,22 zł w dniu 12 marca 2020 r.) do +27% (kurs maksymalny na zamknięciu: 5,58 zł w dniu 11 grudnia
2020 r.) względem ceny uśrednionej z zamknięcia w całym 2020 r. (4,40 zł). Z kolei indeks WIG20 był notowany w przedziale od -
27% (kurs minimalny: 1305,73 pkt w dniu 12 marca 2020 r.) do +23% (kurs maksymalny: 2 200,10 pkt w dniu 2 stycznia 2020 r.)
względem średniej wartości w 2020 r.
Aegon OFE
7%
Allianz OFE
3%
Aviva OFE
17%
AXA OFE
5%
Bankowy OFE
4%
Generali OFE
4%
MetLife OFE
8%
NN OFE
20%
Pocztylion
OFE
1%
PZU OFE
10%
Pozostali
21%
Stany
Zjednoczone
41,0%
Wielka
Brytania
10,0%
Chiny
7,0%
Irlandia
5,0%
Luksemburg
5,0%
Pozostałe
32,0%
14
1
2
1
1
1
Polska [13,61%]
Wielka Brytania [1,09%]
Stany Zjednoczone [1,26%]
Norwegia [0,26%]
Chiny [0,62%]
Zjednoczone Emiraty
Arabskie
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 10 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 5 Kurs akcji PGNiG oraz indeksów WIG20 i WIG Paliwa
Źródło: GPW – Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie.
* relatywnie do ceny akcji PGNiG.
1.3.3 Wskaźniki giełdowe
Tabela 2 Wskaźniki giełdowe za lata 2017-2020
Kluczowe dane
Jednostka
miary
2020
2019
2018
2017
Zmiana %
2020/2019
Zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej
w mln zł
7 340
1 371
3 209
2 923
435%
Zysk na jedną akcję
1
zł
1,27
0,24
0,56
0,51
429%
Kurs akcji na zamknięciu ostatniej sesji w roku
zł
5,54
4,33
6,91
6,29
28%
Średni kurs akcji w roku
2
zł
4,40
5,59
6,12
6,33
(21%)
Liczba wyemitowanych akcji
mln szt.
5 778
5 778
5 778
5 778
-
Kapitalizacja na koniec roku
w mln zł
32 023
25 019
39 928
36 346
28%
Średni dzienny wolumen obrotu
mln szt.
5,83
5,02
3,90
3,50
16%
Średnia dzienna wartość obrotu
w mln zł
24,45
27,62
24,20
21,70
(11%)
Wielkość dywidendy
3
w mln zł
520
1 040
-
1 156
(50%)
Wskaźniki giełdowe
2
Wskaźnik P/E według uśrednionej ceny akcji
-
3,46
23,56
11,02
12,52
(85%)
Wskaźnik P/E na koniec roku
-
4,36
18,25
12,44
12,44
(76%)
Wskaźnik P/BV na koniec roku
-
0,73
0,66
1,09
1,08
11%
Wskaźnik EV/EBITDA
-
2,69
5,22
5,58
5,59
(48%)
Wskaźnik dywidendy na akcję
3
zł
0,09
0,18
-
0,20
(50%)
Źródło: GPW – Giełda Papierów Wartościowych S.A. w Warszawie.
1) Przypisany zwykłym akcjonariuszom jednostki dominującej.
2) Kurs akcji według kursów zamknięcia.
3) Dywidenda z zysku za rok poprzedni.
P/E według uśrednionej ceny akcji = średnia cena akcji za rok obrotowy / zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej z jednej akcji.
P/E na koniec roku obrotowego = cena akcji na zamknięciu ostatniej sesji w roku obrotowym / zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej z jednej akcji.
P/BV na koniec roku obrotowego = cena akcji na zamknięciu ostatniej sesji w roku obrotowym / wartość księgowa jednej akcji.
EV/EBITDA = wartość kapitalizacji giełdowej spółki na zamknięciu ostatniej sesji w roku obrotowym + dług netto na koniec roku obrotowego / zysk operacyjny w roku
obrotowym + łączna wartość amortyzacji w roku obrotowym.
Dywidenda na akcję = dywidenda za poprzedni rok obrotowy / liczba wyemitowanych akcji.
1.3.4 Relacje Inwestorskie PGNiG
W 2020 r. w ramach wykonania obowiązków informacyjnych spółki publicznej PGNiG opublikowało 68 raportów bieżących,
dotyczących m.in. zmian w kontrakcie jamalskim, umów handlowych, procesów akwizycyjnych, decyzji administracyjnych oraz
wyników operacyjnych i finansowych.
Spółka zorganizowała cztery ogólnodostępne telekonferencje (dla analityków i inwestorów) oraz konferencje prasowe w związku z
publikacją wyników okresowych. Spółka przygotowała również raport zintegrowany 2019, zawierający wiele informacji nt. rynku ropy
i gazu oraz prowadzonych działań rozwojowych w GK PGNiG. W 2020 r. przedstawiciele PGNiG odbyli łącznie blisko 50 spotkań z
inwestorami i analitykami domów maklerskich, w większości w formule wideokonferencji oraz podczas konferencji inwestorskich w
Warszawie.
W październiku 2020 r. PGNiG otrzymało I Nagrodę Główną w konkursie „The Best Annual Report 2019” oraz wyróżnienia za
najlepsze sprawozdanie z działalności w kategorii „Przedsiębiorstwa” oraz wyróżnienie za bardzo duży postęp w raportowaniu
zintegrowanym. W rezultacie, spółka dołączyła do grona „The Best of the Best” – podmiotów, których sprawozdawczość finansowa
jest wzorcowa i może stanowić przykład dobrych praktyk w obszarze komunikacji z interesariuszami. Organizatorem konkursu jest
Instytut Rachunkowości i Podatków.
PGNiG ponownie zostało wyróżnione w programie IR Excellence Programme - relacje inwestorskie w spółce PGNiG uzyskały
maksymalną ocenę w badaniu organizowanym przez Giełdę Papierów Wartościowych w Warszawie.
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
01.2020 02.2020 03.2020 04.2020 05.2020 06.2020 07.2020 08.2020 09.2020 10.2020 11.2020 12.2020
PGNiG WIG-Paliwa* WIG20*
zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 11 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
1.3.5 Polityka dywidendy
Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 przewiduje wypłatę do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy, przy czym
Zarząd PGNiG, rekomendując wypłatę dywidendy, każdorazowo bierze pod uwagę bieżącą sytuację finansową GK PGNiG i jej plany
inwestycyjne.
W dniu 24 czerwca 2020 r. WZA PGNiG podjęło decyzję o wypłacie akcjonariuszom Spółki dywidendy za rok obrotowy 2019 w
łącznej kwocie 520 048 337,13 złotych, tj. 0,09 zł na akcję. Dzień ustalenia prawa akcjonariuszy do dywidendy uchwalono na 20 lipca
2020 r., a wypłaty na 3 sierpnia 2020 r.
Tabela 3 Dywidenda z zysku netto za lata 2014 - 2019
2019
2018
2017
2016
2015
2014
Dywidenda za rok obrotowy (w mld zł)
0,52
1,04
-
1,16
1,06
1,18
Dywidenda na akcję (w zł)
0,09
0,18
-
0,20
0,18
0,20
Średnia roczna cena akcji (w zł)
4,40
6,12
6,33
5,16
5,94
4,85
Stopa dywidendy
2,05%
2,94%
-
3,88%
3,03%
4,12%
Od dnia debiutu giełdowego, PGNiG wypłaciło łącznie 1,08 zł dywidendy na 1 akcję. Całkowita stopa zwrotu z uwzględnieniem
dywidend, w porównaniu do ceny emisyjnej akcji PGNiG, wyniosła 122% na koniec 2020 r.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 12 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
2. Strategia Grupy Kapitałowej PGNiG
2.1 Misja i wizja
Misja
Zaufany: nasi klienci polegają na wysokiej jakości i wiarygodności
świadczonych usług
Dostawca energii: kompleksowo zaspokajamy potrzeby energetyczne
klientów (gaz + prąd + ciepło + inne/usługi)
Dom i biznes: dbamy i cenimy wszystkich naszych klientów –
gospodarstwa domowe, firmy i instytucje
Jesteśmy zaufanym dostawcą energii dla
domu i biznesu
Wizja
Odpowiedzialnie: działamy przejrzyście w oparciu o zasady
odpowiedzialności społecznej
Efektywnie: jesteśmy zoptymalizowani procesowo i kosztowo
Innowacyjne rozwiązania: jesteśmy liderem innowacyjności w branży
energetycznej
Odpowiedzialnie i efektywnie dostarczamy
innowacyjne rozwiązania energetyczne
Cel nadrzędny
Wzrost wartości: naszą nadrzędną aspiracją jest kreowanie wartości
dodanej dla naszych akcjonariuszy i klientów
Stabilność finansowa: dążymy do zapewnienia długoterminowej
stabilności finansowej i wiarygodności kredytowej
Wzrost wartości Grupy Kapitałowej PGNiG
oraz zapewnienie stabilności finansowej
2.2 Główne wyzwania
Działalność GK PGNiG jest silnie związana z wpływającymi na nią czynnikami zewnętrznymi, które jednocześnie stanowią dla Grupy
wyzwania, którymi są m.in.:
zmiany na światowych rynkach paliwowo-energetycznych, w tym obniżenie cen ropy naftowej, spadek cen gazu ziemnego oraz
dynamiczny rozwój rynku LNG
W 2020 r. zmianom na krajowym rynku gazu towarzyszył spadek cen gazu na rynkach europejskich (średnia cena gazu była niższa
o 34% w porównaniu do średniej ceny z 2019 r.). Ceny gazu były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech i szerzej, na
rynkach europejskich.
Pomimo rozprzestrzeniania się pandemii COVID-19, GK PGNiG osiągnęła poprawę wyników finansowych i operacyjnych w 2020 r.
W Polsce i Europie, w całym 2020 r. spadki zużycia gazu notowane w sektorach dotkniętych ograniczeniami były kompensowane
przez zwiększenie poboru przez sektor energetyczny, korzystający z niskich cen. W efekcie, zapotrzebowanie Polski i Europy na gaz
było wyższe niż w 2019 r.
Nadal widoczny jest intensywny rozwój infrastruktury LNG na globalnym rynku - zarówno służącej zwiększeniu mocy eksportowych
(terminale skraplające), w szczególności w Ameryce Północnej i Australii, jak i importowych. Wcześniejsze przewidywania dotyczące
istotnej nadpodaży LNG na rynku nie sprawdziły się. Uczestnictwo PGNiG w globalnym rynku LNG umożliwi optymalizację
długoterminowego portfela gazu, jak również pozwoli na uzupełnienie dostaw gazu do Polski w przypadku dodatkowego popytu lub
okazji cenowych (optymalizacja dostaw gazu z innych kierunków).
Dodatkowo od kilku lat słabnie korelacja rynkowych cen gazu i cen produktów ropopochodnych, a spadek cen ropy naftowej w 2020
r. (w porównaniu z 2019 r.) miał przełożenie na wyniki finansowe GK PGNiG, tj.: z jednej strony niższy koszt pozyskania gazu w
ramach kontraktów długoterminowych, co zwiększa atrakcyjność importu, ale z drugiej strony niższa ekonomika zagranicznych
projektów upstream z większym udziałem ropy w strukturze zasobów (głównie sprzedaż ropy naftowej wydobywanej w Norwegii), a
w konsekwencji niższa wycena zagranicznego segmentu Poszukiwanie i Wydobycie.
Na wahania cenowe na rynku ropy naftowej wpłynął m.in. spadek popytu w związku z wywołanymi pandemią koronawirusa COVID-
19 obostrzeniami epidemiologicznymi w wielu krajach. Dodatkowym czynnikiem była wojna cenowa pomiędzy Rosją a Arabią
Saudyjską, których celem było obniżenie cen ropy i ograniczenie konkurencji. Koniec 2020 r. przyniósł optymizm na rynkach, a
grudniowa średnia cena baryłki ropy Brent osiągnęła najwyższy poziom od lutego.
konieczność zmiany struktury portfela zakupu gazu z importu
Portfel pozyskania gazu GK PGNiG zakłada możliwość pokrycia całego zapotrzebowania na gaz w Polsce dla GK PGNiG oraz
klientów Grupy i składa się w istotnej części z kontraktów importowych długoterminowych (kontrakt jamalski i katarski).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 13 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W 2020 r. kontynuowano strategię dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z importu zwiększając udział dostaw z zachodu i południa
(opartych o rynkowe ceny gazu w poszczególnych hubach) oraz LNG (dostawy spot oraz kontrakty długoterminowe), kosztem
zmniejszenia udziału dostaw z kierunku wschodniego.
Z uwagi na wygasający po 2022 r. kontrakt jamalski, dla GK PGNiG szczególnie istotne jest budowanie alternatywnych tras dostaw
gazu ziemnego do Polski, w tym głównie z kierunku północnego za pośrednictwem planowanego gazociągu Baltic Pipe. Celem Grupy
po 2022 r. jest także optymalne wykorzystanie terminalu LNG w Świnoujściu, w związku z czym PGNiG powiększył swój portfel LNG
o kilka umów z partnerami amerykańskimi na dostawy tego gazu do Polski.
warunki atmosferyczne, w szczególności średnia temperatura w okresie zimowym
Wzrost średniej miesięcznej temperatury głównie w okresie grzewczym powoduje spadek wolumenów sprzedaży i dystrybucji gazu
ziemnego oraz wolumenów sprzedaży ciepła sieciowego.
zmiany polityk i regulacji prawnych
Otoczenie regulacyjne, w którym działa Grupa PGNiG podlega cyklicznym, istotnym zmianom, w szczególności w obszarach
opodatkowania wydobycia węglowodorów oraz realizowania obliga giełdowej sprzedaży gazu.
2.3 Strategia GK PGNiG na lata 2017–2022 z perspektywą do 2026 r.
Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r., została przyjęta przez Radę Nadzorczą PGNiG w dniu 13 marca
2017 r. Priorytetem Grupy jest zrównoważony rozwój organizacji poprzez inwestowanie w obszary działalności cechujące się
relatywnie wysoką stopą zwrotu w stosunku do ryzyka inwestycyjnego (np. upstream), przy jednoczesnym zaangażowaniu w obszary
regulowane, cechujące się znacznym bezpieczeństwem inwestycyjnym (dystrybucja gazu oraz elektroenergetyka i ciepłownictwo).
GK PGNiG realizuje ambitny program inwestycyjny, który stanowić ma fundamenty dla długoterminowego i stabilnego wzrostu
wartości.
2.3.1 Cele i aspiracje na lata 2017-2022. Realizacja Strategii w latach 2017-2020
Tabela 4 Cele, aspiracje i realizacja Strategii w latach 2017-2020
Segment
Aspiracje
Cele
Realizacja
Poszukiwanie
i wydobycie
Wzrost zasobów i
poziomu
wydobycia
węglowodorów.
Zwiększenie bazy
udokumentowanych zasobów
o ok. 35%.
Zwiększenie poziomu
wydobycia węglowodorów o
ok. 41%.
Istotne obniżenie
jednostkowych kosztów
poszukiwań i rozpoznania
złóż.
Utrzymanie jednostkowych
kosztów zagospodarowania
złóż i wydobycia
węglowodorów.
* Nakłady uwzględniające wydatki na akwizycje złóż węglowodorów.
1,2
2,3
2,5
2,6
2017 2018 2019 2020
Nakłady inwestycyjne*
mld zł
795
858
884
931
1 207
2017 2018 2019 2020 2022
Udokumentowane zasoby
mln boe
39
40
38
39
55
2017 2018 2019 2020 2022
Wydobycie węglowodorów
mln boe
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 14 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Obrót
i magazynowanie
Obrót detaliczny:
Utrzymanie pozycji
rynkowej i
maksymalizacja
marży.
Maksymalizacja marży w
obrocie detalicznym, przy
utrzymaniu łącznego
wolumenu sprzedaży
gazu ziemnego na rynku
detalicznym na poziomie
ok. 67-69 TWh rocznie.
Obrót
i magazynowanie
Magazynowanie:
Zabezpieczenie
dostępu do
pojemności
magazynowych.
Zabezpieczenie
docelowych dostępnych
pojemności
magazynowych
dostosowanych do popytu
oraz poprawa efektywności
obszaru magazynowania.
Obrót
i magazynowanie
Obrót hurtowy:
Zdywersyfikowany
i konkurencyjny
portfel dostaw
gazu ziemnego.
Budowa
zdywersyfikowanego i
konkurencyjnego portfela
dostaw gazu ziemnego po
2022 r.
Zwiększenie łącznego
wolumenu sprzedaży
gazu ziemnego o ok. 7%.
82
82
84
89
2017 2018 2019 2020
Wolumen sprzedaży gazu ziemnego PGNiG
OD
TWh
3,0 3,0
3,1
3,17
2017 2018 2019 2020
Pojemności magazynowe
mld m
3
0,06
0,11
0,16
0,09
2017 2018 2019 2020
Nakłady inwestycyjne
mld zł
70%
13%
16%
1%
kierunek
wschodni
61%
LNG
25%
kierunek
zachodni
12%
kierunek
południowy
2%
Struktura importu gazu
2017
2020
176,6
181,81
184,91
194,48
2017 2018 2019 2020
Wolumen sprzedaży gazu ziemnego PGNiG
i PST
TWh
+19%
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 15 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Dystrybucja
Przyspieszenie
gazyfikacji kraju.
Budowa łącznie ponad 300
tys. nowych przyłączy
gazowych.
Zwiększenie wolumenu
dystrybucji gazu o ok. 16%.
Wytwarzanie
Wzrost
wolumenu
produkcji
energii.
Zwiększenie wolumenu
sprzedaży ciepła i energii
elektrycznej o ok. 20%.
Centrum
korporacyjne
Efektywny model
korporacyjny,
rozwój B+R+I oraz
CSR.
Zwiększenie zaangażowania
oraz efektywności w
realizacji projektów
badawczo-rozwojowych
oraz innowacyjnych (łączne
planowane wydatki na ten
obszar przewidziano na
poziomie ok. 680 mln zł).
1,3
1,8
2,3
2,95
2017 2018 2019 2020
Nakłady inwestycyjne
mld zł
54,9
115,7
197,4
310,3
300,0
2017 2017-2018 2017-2019 2017-2020 2017-2022
Liczba nowych przyłączy gazowych
tys. szt.
11 645
11 747
11 531
11 570
12 596
2017 2018 2019 2020 2022
Wolumen dystrybucji gazu
mln m
3
0,5
0,6
1,6
1,1
2017 2018 2019 2020
Nakłady inwestycyjne
mld zł
15,72
15,27
14,85
14,8
17,5
2017 2018 2019 2020 2022
Wolumen sprzedaży ciepła i energii
elektrycznej
TWh
0,15
0,14
0,07
0,09
2017 2018 2019 2020
Nakłady inwestycyjne
mld zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 16 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Poprawa efektywności
operacyjnej GK PGNiG.
Wzmocnienie wizerunku
Grupy.
Nakłady inwestycyjne w okresie 2017-2020 wyniosły łącznie 21,5 mld zł, co stanowi ok. 63% realizacji planu na lata 2017-2022.
Poszukiwanie i Wydobycie
W 2020 r. realizacja Strategii w zakresie budowy bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów, zagospodarowywania odkrytych
krajowych złóż i wydobycia węglowodorów w Polsce przebiegała zgodnie z założeniami. PGNiG prowadziło prace na koncesjach
poszukiwawczych i eksploatacyjnych, zlokalizowanych głównie w województwach: zachodniopomorskim, wielkopolskim,
podkarpackim i małopolskim i kontynuowało poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego.
Z uwagi na ograniczoną dynamikę nowych odkryć krajowych złóż węglowodorów, a także niewielkie perspektywy udokumentowania
złóż niekonwencjonalnych w Polsce, poszukiwane są możliwości dalszego wzrostu bazy zasobów węglowodorów oraz rozwoju
działalności produkcyjnej poza granicami kraju. Jednocześnie ważnym celem dla Grupy pozostaje realizacja projektów
wydobywczych gwarantujących tzw. equity gas na szelfie norweskim, w celu bezpośredniego sprowadzania go do Polski.
W 2020 r. PGNiG UN, realizując cel strategiczny, jakim jest zwiększenie wydobycia węglowodorów poza granicami Polski, podjęło
działania skutkujące pozyskaniem 9 nowych koncesji. Na skutek dokonanych inwestycji, spółka osiągnęła także istotny wzrost
udokumentowanych zasobów w Norwegii, które wzrosły z 169,4 mln boe na początku roku do 214 mln boe na koniec 2020 r.
PGNiG prowadzi również prace poszukiwawcze w Pakistanie. W 2020 r. ukończono wiercenia, testy i podłączenie do produkcji
otworów eksploatacyjnych oraz prowadzono prace związane z rozbudową mocy instalacji wydobywczych.
Obrót i Magazynowanie
Obrót hurtowy
Mając na uwadze wygaśnięcie w 2022 r. kontraktu jamalskiego, Grupa PGNiG dąży do osiągnięcia realnej dywersyfikacji portfela
dostaw gazu. W tym zakresie kluczowymi działaniami Grupy są:
wsparcie budowy Baltic Pipe poprzez zawarcie umów przesyłowych - celem strategicznym GK PGNiG jest budowa portfela
pozyskania gazu z wykorzystaniem infrastruktury Baltic Pipe, co pozwoli na jego sprowadzanie z nowych kierunków i kontraktację
po cenie rynkowej, zapewniając większą elastyczność portfela importu gazu po 2022 r.
rozwój kompetencji w zakresie handlu i logistyki LNG na rynku globalnym – w ten sposób GK PGNiG wesprze elastyczność w
zakresie struktury pozyskania gazu po 2022 r. dzięki możliwości bilansowania portfela importowego. PGNiG zawarł
długoterminowe umowy na dostawy gazu skroplonego do Polski, których realizacja rozpocznie się po 2022 r.;
zwiększenie bazy zasobów w kraju i za granicą – poprzez rozwój i utrzymanie wysokiego wydobycia gazu w Polsce oraz badanie
nowych kierunków dostaw gazu w celu wzmocnienia pozycji konkurencyjnej Spółki po 2022 r.
Łączna sprzedaż gazu ziemnego PGNiG w kraju w 2020 r. wyniosła ponad 190 TWh. Aspiracją PGNiG jest dalszy wzrost wolumenu
obrotu gazem ziemnym w Polsce oraz na rynkach zagranicznych. Grupa zamierza kontynuować działania zmierzające do
wzmocnienia swojej obecności na rynkach Europy Środkowo-Wschodniej, w tym na rynku ukraińskim, należącym do najbardziej
perspektywicznych w regionie.
Obrót detaliczny
Wdrażając wytyczne Strategii realizowany jest szereg inicjatyw, projektów czy działań operacyjnych mających wspierać osiągnięcie
celów strategicznych we wszystkich czterech zdefiniowanych obszarach: wdrożenie strategii obrony marży, optymalizacja i
digitalizacja procesów obsługi klienta, rozwój oferty produktowej, rozwój działalności doradztwa energetycznego.
Dla osiągnięcia celów strategicznych określonych w zdefiniowanych obszarach PGNiG OD realizuje projekty i działania operacyjne
m.in. w obszarach: nowego systemu billingowego, rozwoju oferty produktowej (w tym oferty bunkrowania z wykorzystaniem LNG,
rozwiązań fotowoltaicznych, produktów dodatkowych/nieenergetycznych) i rozwoju narzędzi obsługi klienta.
202
578
1 047
1 563
2017 2017-2018 2017-2019 2017-2020
Wydatki na badania, rozwój i innowacje
mln zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 17 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Magazynowanie
W ramach obszaru w zakresie zabezpieczenia docelowych dostępnych pojemności magazynowych w 2020 r. spółka GSP
realizowała prace związane z budową KPMG Kosakowo – 5-ciu komór zgrupowanych na klastrze B, które zostaną napełnione gazem
i oddane do eksploatacji w 2021 r., co pozwoli na uzyskanie pojemności roboczej na poziomie ok. 250 mln m
3
gazu.
Dystrybucja
W ramach realizacji celów strategicznych PSG kontynuuje działania, które w 2020 r. zaowocowały zawarciem ponad 113 tys. umów
przyłączeniowych z klientami oraz dostarczeniem do odbiorców 11,57 mld m
3
gazu ziemnego. Do końca 2020 r. wydano ponad 208
tys. warunków przyłączeniowych (o 17% więcej niż w roku ubiegłym) oraz wybudowano 112,9 tys. sztuk przyłączy o łącznej długości
1 118,7 km.
Ogłoszony w 2018 r. Program przyspieszenia inwestycji w sieć gazową Polski zakłada, że do 2022 r. na terenie zgazyfikowanych
gmin zamieszkiwać będzie blisko 90% ludności kraju. W ramach Programu zgazyfikowano (uruchomiono usługę dystrybucyjną) 71
nowych gmin. Ponadto, prowadzona jest rozbudowa sieci dystrybucyjnej na terenach niezgazyfikowanych oraz dostarczenie gazu
odbiorcom z wykorzystaniem technologii skroplonego gazu ziemnego – LNG, czyli tzw. gazyfikacji wyspowej. Do końca 2020 r.
podpisano 37 protokołów odbioru technicznego stacji LNG.
Wytwarzanie
Wizją strategiczną obszaru energetyki i ciepłownictwa jest dążenie do efektywnej rozbudowy mocy wytwórczych oraz dystrybucji
ciepła sieciowego. GK PGNiG zamierza także zwiększyć wolumen sprzedaży i dystrybucji ciepła, który będzie efektem akwizycji
aktywów ciepłowniczych i rozwoju działalności wytwórczej na terenie całego kraju. Realizacja strategii GK PGNiG w obszarze
energetyki i ciepłownictwa w 2020 r. odbywała się poprzez uczestnictwo w projektach akwizycyjnych na polskim rynku ciepła
sieciowego i realizację strategicznych projektów inwestycyjnych w istniejących lokalizacjach, w celu sprostania podwyższonym
normom emisji przemysłowych oraz kryteriom BAT (najlepszej dostępnej technologii), a także wymaganiom polityki klimatycznej.
Inne projekty rozwojowe
W 2020 r. monitorowano realizację łącznie 150 przedsięwzięć badawczo–rozwojowo-innowacyjnych w GK PGNiG Wartość
poniesionych nakładów na przedsięwzięcia w GK PGNiG to łącznie ok. 515 mln zł. W 2020 r. realizowano projekty innowacyjno-
rozwojowe, sukcesywnie rozwijając kompetencje w następujących kluczowych obszarach: Odnawialne Źródła Energii, Paliwa
Alternatywne, Efektywność Energetyczna i Centrum Startupowe InnVento.
2.3.2 Inwestycje w latach 2017-2022
W Strategii założono, że na inwestycje zostanie przeznaczonych łącznie ponad 34 mld zł w latach 2017-2022. Średnioroczne nakłady
inwestycyjne kształtować się będą na poziomie ok. 5,7 mld zł. Program inwestycyjny umożliwi wygenerowanie skumulowanego
wyniku EBITDA Grupy na poziomie ok. 33,7 mld zł w latach 2017-2022 i perspektywiczny wzrost wyniku EBITDA Grupy do
średniorocznego poziomu ok. 9,2 mld zł w latach 2023-2026. Jednocześnie, poziom zadłużenia netto w relacji do wyniku EBITDA
powinien pozostać w całym okresie objętym strategią na poziomie poniżej 2,0, przy utrzymaniu dotychczasowej polityki
dywidendowej, zakładającej wypłatę do 50% skonsolidowanego zysku netto Grupy.
Wykres 6 Planowane nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022*
* Nakłady uwzględniające wydatki na akwizycje złóż węglowodorów.
2.3.3 Inwestycje w 2021 r.
W 2021 r. GK PGNiG zamierza utrzymać wysoki poziom nakładów finansowych na działalność inwestycyjną, w tym głównie na
realizację projektów w zakresie utrzymania zdolności wydobywczych, działalności związanej z poszukiwaniem i rozpoznawaniem
złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz budowy sektora elektroenergetycznego.
Poszukiwanie i
Wydobycie
15 mld zł
Wytwarzanie 5 mld
zł
Obrót i Magazynowanie
0,3 mld zł
Inne projekty
rozwojowe
4 mld zł
Dystrybucja
10 mld zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 18 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 5 Planowane nakłady inwestycyjne* na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2021 r.
Nakłady inwestycyjne
*
poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG.
2021**
I
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
2 421
1
Polska (PGNiG)
959
2
Norwegia
989
3
Pakistan
94
II
Obrót i Magazynowanie
233
III
Dystrybucja
2 388
IV
Wytwarzanie
1 978
V
Pozostałe segmenty
244
VI
Nakłady inwestycyjne łącznie (I-V)
7 265
* W tym m.in. skapitalizowane koszty finansowania zewnętrznego.
** Planowane nakłady nie uwzględniają wydatków na potencjalne akwizycje.
Poszukiwanie i Wydobycie
PGNiG realizując cel strategiczny, jakim jest zwiększenie łącznego poziomu wydobycia, kontynuować będzie podłączanie oraz
zagospodarowanie odwiertów w Polsce w Oddziałach w Zielonej Górze i Sanoku. Prognozowane wydobycie w Polsce w 2021 r. to
3,8 mld m
3
gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy), natomiast ropy naftowej wraz z kondensatem: 0,677 mln ton.
PGNiG UN planuje pozyskanie nowych obszarów koncesyjnych przez udział w corocznych rundach koncesyjnych APA oraz
normalnych rundach koncesyjnych, a także pozyskiwania nowych obszarów koncesyjnych w procesie odkupienia udziałów od innych
firm naftowych w obszarach interesujących spółkę (farm in) lub przez wymianę udziałów pomiędzy własnymi koncesjami a obszarami
interesującymi spółkę (swap, farm down).
W Pakistanie na 2021 r. zaplanowano ukończenie testów złożowych, wiercenia i podłączenia kolejnych otworów eksploatacyjnych
oraz rozbudowę mocy instalacji wydobywczych. Ponadto kontynuowane będą działania sejsmiczne, na bazie których zostaną
przeprowadzone prace przygotowawcze pod przyszłe otwory poszukiwawcze.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.1.5.
Obrót i magazynowanie
W obrocie hurtowym w perspektywie średnio- i długoterminowej PGNiG kierować się będzie realizacją warunków wynikających z
długoterminowych kontraktów w zakresie odbioru minimalnych ilości kontraktowych (kontrakt jamalski) oraz zakontraktowanych ilości
LNG. Ponadto, w efekcie realizacji projektu Baltic Pipe, PGNiG uzyska możliwość pozyskiwania kontraktów na dostawy gazu z
Norweskiego Szelfu Kontynentalnego (ze złóż własnych oraz z importu).
W obrocie detalicznym w 2021 r. realizowane będą projekty pozwalające na rozwój narzędzi obsługi klienta, w tym modernizacja
BOK 2.0 w kolejnych placówkach dalszy rozwoju platformy eBOK oraz rozwój i optymalizację działania Contact Center. Ponadto w
2021 r. zaplanowano realizację projektów w zakresie: sprzedaży ratalnej produktów commodity, rozbudowy infrastruktury CNG i LNG
(stacje CNG, usługi bunkrowania LNG, cysterny kriogeniczne) oraz rozwoju nowej linii biznesowej w obszarze fotowoltaiki.
PST będzie kontynuowało rozwój działalności w kluczowych dla strategii Grupy obszarach, w tym w szczególności w handlu LNG,
realizacji dostaw z obszaru norweskiego i duńskiego szelfu kontynentalnego oraz handlu gazem na rynkach Europy Środkowo-
Wschodniej.
GSP realizować będzie prace związane z budową KPMG Kosakowo – 5-ciu komór zgrupowanych na klastrze B, które zostaną
oddane do eksploatacji w 2021 r.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.2.
Dystrybucja
PSG planuje utrzymanie poziomu wydatków na rozbudowę sieci, przyłączenia nowych klientów oraz przebudowę i modernizację
sieci gazowej na wysokim poziomie. Nakłady inwestycyjne w obszarze modernizacji sieci gazowych mają zaspokoić rosnące potrzeby
związane z koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i eksploatacji sieci gazowej, w tym: gazociągów, przyłączy gazowych
oraz punktów, zespołów i stacji gazowych.
W perspektywie krótkoterminowej PSG podejmuje działania związane z budową sieci gazowej i przyłączaniem odbiorców
końcowych, natomiast w ujęciu średnioterminowym - przebudowę, modernizację i budowę nowej sieci gazowej w celu zachowania
bezpieczeństwa i ciągłości dostaw paliwa gazowego. W formule projektowej prowadzi wieloaspektowe analizy w zakresie
przygotowania infrastruktury gazowej do dystrybucji gazów odnawialnych. Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.3.3.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 19 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wytwarzanie
W 2021 r. w GK PGNiG TERMIKA będzie kontynuowała prace związane z realizacją inwestycji, m.in.: w EC Żerań i w EC Stalowa
Wola. Ponadto prowadzone będą projekty budowy jednostki wielopaliwowej o mocy 75 MWe i przygotowania budowy bloku gazowo-
parowego w EC Siekierki oraz akwizycje w obszarze elektroenergetyki i ciepłownictwa.
Dodatkowo w 2021 r. realizowane będą projekty m.in. zabezpieczenia dostaw ciepła dla miasta Rybnik oraz połączenia systemów
ciepłowniczych Ec Zofiówka i Ec Pniówek oraz intensyfikacja pozyskiwania nowych klientów w obszarze centralnego ogrzewania
(c.o.) i ciepłej wody użytkowej (c.w.u.). PGNiG TERMIKA EP podejmuje działania w kierunku poszerzenia rynku ciepłowniczego, w
szczególności w dużych aglomeracjach Jastrzębia-Zdroju i Żor.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.4.2.
Inne projekty rozwojowe
W 2021 r. podejmowane będą działania związane przede wszystkim ze sprawnym wdrożeniem nowych produktów biznesowych w
GK PGNiG, w oparciu o koncepcje biznesowe, plany wdrożeń i modele finansowe przygotowane w 2020 r. Sukcesywnie będą także
identyfikowane i rozwijane nowe przedsięwzięcia w kluczowych obszarach rozwoju: Odnawialnych Źródeł Energii (m.in. rozwój oferty
fotowoltaicznej i budowa własnego portfela OZE), paliw alternatywnych, efektywności energetycznej. Więcej informacji znajduje się
w punkcie 4.5.2.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 20 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
3. Otoczenie
3.1 Otoczenie rynkowe
3.1.1 Rynek gazu w Europie i na świecie
Średnia cena gazu w Europie w 2020 r. była niższa o 34% w porównaniu do średniej ceny z 2019 r. (na podstawie cen odnotowanych
na TTF, GASPOOL, NCG, NBP i TGE) – zmiana z poziomu 14,61 EUR/MWh w 2019 r. do 9,61 EUR/MWh. Największe spadki cen
odnotowano w Niemczech (NCG) i Holandii (TTF) – średnio o ponad 31% - a najmniejszy w Polsce (o ok. 26%).
Wykres 7 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE (ang. Intercontinental Exchange).
W okresie zimowym temperatura w Europie średnio kształtowała się powyżej sezonowej normy, co skutkowało zmniejszonym
zapotrzebowaniem na gaz do celów grzewczych. Import LNG do Europy zmalał – o 8,1% w porównaniu z 2019 r. - w wyniku bardzo
niskich cen na rynku europejskim, które sprawiły, że import LNG stał się przez część roku nieopłacalny. LNG ze Stanów
Zjednoczonych eksportowano do Europy nawet poniżej progu długoterminowej opłacalności. Zmieniło się to pod koniec roku, gdy
ceny na rynkach w Azji silnie wzrosły, w wyniku czego większość ładunków docierało na rynek azjatycki. Wzrost popytu w Europie,
który zbiegł się z mocno ograniczonym importem LNG, doprowadził do bardzo wysokiego wzrostu cen – w maju średnia cena spot
na TTF wyniosła 4,58 EUR/MWh, zaś w grudniu 15,98 EUR/MWh (wzrost o 249%).
W II połowie 2020 r. zmniejszyły się zapasy gazu w europejskich magazynach. Niski wolumen importu LNG, które również zaczęło
silnie drożeć, spowodował wzrost ceny na europejskim rynku, co zachęciło inwestorów do wycofania gazu z magazynów.
W IV kwartale zaobserwowano wzrost cen gazu w Europie, wskutek czego średnia cena gazu na holenderskim hubie TTF w tym
czasie była o 15,5% wyższa niż w analogicznym okresie 2019 r. Wzrosty cen były wspierane przez większą generację energii
elektrycznej z aktywów wytwórczych opartych na paliwie gazowym – w analogicznym okresie 2019 r. popyt na gaz w tym segmencie
był o 11,3% niższy.
Wykres 8 Główne kierunki importu gazu do Europy
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.
Całkowity wolumen gazu ziemnego importowanego do Europy w 2020 r. wyniósł 3 900 TWh, z czego 38% dostaw (1 489 TWh, 152,4
mld m
3
) pochodziło z Rosji. Udział importu gazociągami z Rosji w 2020 r. spadł o 45% (z poziomu 2 065 TWh, 211,4 mld m
3
w 2019
r.). Drugim największym dostawcą gazu w Europie była Norwegia - 1 156 TWh (118,33 mld m
3
) gazu, co odpowiadało 30% dostaw.
Import z Afryki Północnej wyniósł 275 TWh (28,2 mld m
3
, 7% dostaw), natomiast dostawy LNG do europejskich terminali były
równe 979,7 TWh (100,3 mld m
3
,
25% importowanego wolumenu).
LNG
Globalny handel LNG wzrósł o 0,2% w porównaniu z 2019 r., osiągając wolumen ponad 484 mld m
3
dostarczonego gazu po
regazyfikacji. Niski wzrost względem 2019 r. (0,9 mld m
3
) był spowodowany bardzo niskimi cenami gazu w pierwszej połowie roku.
Największy przyrost eksportu w latach 2019-2020 odnotowano w Stanach Zjednoczonych – o 15,7 mld m
3
, natomiast największe
zwiększenie importu procentowo i wartościowo nastąpiło w Chinach – o 9,1 mld m
3
(11,1%) w porównaniu z 2019 r.
2
8
14
20
26
01.2019 03.2019 05.2019 07.2019 09.2019 11.2019 01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020
EUR/MWh
TTF Gaspool NCG NBP
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
01.2019 03.2019 05.2019 07.2019 09.2019 11.2019 01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020
GWh/doba
Rosja Norwegia (do Europy kontynentalnej) Północna Afryka LNG
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 21 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 5 Popyt i podaż LNG w latach 2019 i 2020 r. w mld m
3
gazu po regazyfikacji
Podaż
2020
2019
Zmiana %
Europa
4,6
6,6
(30,30%)
w tym Norwegia
4,32
6,47
(33,23%)
Azja i Pacyfik
214,1
217,4
(1,52%)
w tym Australia
105,25
104,48
0,74%
Ameryki
85,26
73,44
16,09%
w tym Stany Zjednoczone
65,65
49,97
31,38%
Afryka
54,59
59,18
(7,76%)
Bliski wschód
125,57
126,55
(0,77%)
w tym Katar
105,54
105,56
(0,02%)
Świat
484,12
483,21
0,20%
Popyt
2020
2019
Zmiana %
Ameryka Północna i Południowa
19,65
23,05
(14,75%)
Europa
117,96
119,15
(1,00%)
Bliski wschód
9,79
9,85
(0,61%)
Północno wschodnia Azja
271,35
262,88
3,22%
w tym Chiny
91,28
82,19
11,06%
Świat
418,75
479,32
(12,64%)
Źródło: Oprawcowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.
3.1.2 Rynek gazu w Polsce
Rosnący popyt na gaz ziemny w Polsce zaspokajany jest poprzez wydobycie krajowe oraz import. Paliwo trafia do kraju przez
rozbudowaną sieć systemu przesyłowego, a od 2016 r. system zasilają również dostawy LNG. Obrót gazem odbywa się na TGE,
natomiast za pomocą sieci dystrybucyjnych i przesyłowych gaz fizycznie rozprowadzany jest do odbiorców końcowych. Krajowy
system gazowy uzupełniają magazyny gazu.
Popyt na gaz ziemny w Polsce i jego struktura
Konsumpcja gazu wysokometanowego sieciowego w Polsce w 2020 r. (bez uwzględnienia paliwa gazowego przesłanego na rynku
OTC i TGE) wyniosła ok. 193,1 TWh. W porównaniu do 2019 r. odnotowano wzrost wolumenu o 9,6 TWh, czyli o 5,3% r/r. Do
zwiększenia konsumpcji przyczynił się wzrost zużycia gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej (+12,2% r/r), na co
wpływ miało zwiększanie poboru gazu bloków gazowych. Zapotrzebowanie sieci dystrybucyjnej również wzrosło (+2,7% r/r), na co
wpływ miała m. in. rozbudowa sieci gazowej.
System przesyłowy
Zarządzaniem siecią przesyłową oraz dostarczaniem gazu do sieci dystrybucyjnych i odbiorców końcowych podłączonych do
systemu przesyłowego, zajmuje się GAZ-SYSTEM. System przesyłowy składa się z Systemu Gazociągów Tranzytowych (SGT) oraz
Krajowego Systemu Przesyłowego (wysokometanowego E i zaazotowanego Lw).
Rysunek 1 System przesyłowy i aktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego o znaczeniu
strategicznym
Źródło: GAZ-SYSTEM oraz European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 22 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Baltic Pipe
Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na europejskim
rynku. Ma on umożliwić przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce, a także do
odbiorców w sąsiednich krajach. Przepustowość Baltic Pipe sięgnie do 10 mld m
3
rocznie do Polski oraz do 3 mld m
3
rocznie do
Danii i Szwecji.
Realizujący projekt operatorzy polskiego i duńskiego systemu przesyłowego GAZ-SYSTEM oraz Energinet, podjęli ostateczną
decyzję inwestycyjną w 2018 r. W 2020 r. kontynuowano prace przygotowawcze do budowy. Uzyskano decyzje środowiskowe,
lokalizacyjne oraz pozwolenia na budowę poszczególnych elementów planowanej infrastruktury. Prace budowlane mają trwać w
latach 2020-2022. Uruchomienie transportu gazu planowane jest na 1 października 2022 r.
Terminal LNG
W maju 2020 r. PGNiG podpisało ze spółką Polskie LNG z grupy kapitałowej GAZ-SYSTEM umowę na rezerwację udostępnianych
w procedurze Open Season dodatkowych mocy regazyfikacyjnych w związku z rozbudową Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha
Kaczyńskiego w Świnoujściu. Zgodnie z podpisaną umową Spółka zarezerwowała dodatkową moc wynoszącą ok. 1,2 mld m
3
gazu
rocznie w latach 2022-2023 (usługa przejściowa) oraz ok. 3,3 mld m
3
gazu rocznie w latach 2024-2038 (podstawowa usługa
regazyfikacji), które wraz z wcześniej zarezerwowaną mocą zwiększą zdolności importowe do 6,2 mld m
3
, a następnie 8,3 mld m
3
gazu rocznie. Ponadto PGNiG zarezerwowało usługi dodatkowe, które będą świadczone w okresie właściwym dla podstawowej
usługi regazyfikacji.
Import
W 2020 r. odnotowano spadek wolumenu importowanego paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 181,8 TWh (spadek o ok. 1,9
TWh, czyli o ok. 1,1 %), przy czym dostawy z kierunku wschodniego wzrosły o 1%, natomiast dostawy z UE spadły o niemal 13,1%
w porównaniu do 2019 r. Większość importowanego surowca (około 55%) dostarczono z kierunku wschodniego.
Tabela 6 Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia
Źródło: Oprawcowanie własne na podstawie danych z ENTSOG.
W 2020 r. wzrósł wolumen gazu zregazyfikowanego w terminalu LNG w Świnoujściu o ok. 9,5% w porównaniu do 2019 r. w wyniku
zakupów na rynku spotowym oraz odbioru dostawy w ramach długoterminowego kontraktu z firmą Cheniere.
W 2020 r. PGNiG odebrało w sumie 18 ładunków LNG w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas. Wolumen importu LNG
z Kataru wyniósł 1,64 mln ton, czyli ok. 25,01 TWh lub 2,28 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji. Ponadto, w 2020 r. PGNiG
zakupiło 13 dostaw spot o łącznym wolumenie 0,80 mln ton, tj. ok. 12,18 TWh lub 1,11 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji.
Źródłami dostaw spotowych były Norwegia (4 dostawy), USA (7 dostaw) oraz Trynidad i Tobago i Nigeria (po 1 dostawie). Dostawy
realizowano we współpracy z biurem handlowym LNG w Londynie (PST). W 2020 r. PGNiG odebrało także ładunki LNG na podstawie
kontraktu długoterminowego z Cheniere Marketing International oraz średnioterminowego z firmą Centrica.
Łącznie w całym 2020 r. PGNiG zaimportowało poprzez terminal w Świnoujściu 35 ładunków LNG o wolumenie całkowitym 2,70 mln
ton, co odpowiada około 3,76 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji.
Magazynowanie gazu
W 2020 r. średni dobowy pobór gazu z polskich PMG w okresie wytłaczania (styczeń-marzec, listopad-grudzień) wyniósł 182
GWh/dobę, o 89 GWh/dobę więcej niż w poprzednim roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce w sezonie letnim w
2020 r. (kwiecień-wrzesień) wyniosło 122 GWh/dobę - o 12 GWh/dobę mniej niż w 2019 r.
Na koniec 2020 r. poziom napełnienia magazynów w Polsce wyniósł 74 % i był o 18 p.p. niższy od poziomu odnotowanego na koniec
poprzedniego roku. Na innych rynkach europejskich również zaobserwowano zmniejszenie stanu magazynów - w Niemczech stan
zapełnienia wyniósł 73,1% w porównaniu z 97% na koniec 2019 r.
Punkt wejścia/wyjścia (w TWh)
2020
2019
Zmiana %
Dostawy z UE
42,40
48,79
(13,09%)
w tym Lasów, Gubin (GCP)
7,34
3,97
84,89%
w tym Cieszyn
3,6
4,7
(23,40%)
w tym Mallnow
31,46
40,12
(21,58%)
Dostawy ze Wschodu
99,77
98,75
1,03%
w tym Drozdowicze
40,89
41,96
(2,55%)
w tym Tieterowka
0,9
0,86
4,65%
w tym Kondratki
27,54
23,9
15,23%
w tym Wysokoje
30,44
32,04
(4,99%)
Regazyfikacja LNG
39,59
36,16
9,49%
Eksport na Ukrainę (głównie Hermanowice)
15,50
14,99
3,39%
Łączny import
181,76
198,69
(1,06%)
Import netto
166,26
168,71
(1,45%)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 23 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 9 Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2019/2020
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Gas Infrastructure Europe, Gas Storage Europe.
Towarowa Giełda Energii
Wykres 10 Struktura kontraktów na TGE w 2019 r. i 2020 r.
PGNiG jest liderem rynku gazu w obrocie giełdowym na TGE. Zgodnie z
informacjami opublikowanymi przez giełdę, całkowity wolumen obrotu gazem w
2020 r. wyniósł 151,1 TWh, z czego 125,3 TWh stanowił obrót na rynku
kontraktów terminowych towarowych (RTT). Oznacza to, że blisko 83%
transakcji na gaz zawieranych w 2020 r. stanowiły kontrakty: roczne, sezonowe
(lato, zima), kwartalne, miesięczne oraz tygodniowe.
W 2020 r. odnotowano rekordowy wynik w historii obrotu gazem na TGE i
jednocześnie wzrost całkowitego wolumenu obrotu tym towarem o 3,4% w
stosunku do 2019 r. Rekordowe w 2020 r. były zarówno obroty na Rynku Dnia
Następnego oraz Rynku Dnia Bieżącego gazu, które wyniosły odpowiednio: 19,9
TWh (wzrost r/r o 17,6%) oraz 5,9 TWh (wzrost r/r o 3,3%), jak i wolumen na RTT
gazu, który wzrósł o 1,5% r/r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.
Wykres 11 Wolumen obrotu na kontraktach terminowych towarowych (RTT) na TGE w 2019 r. i 2020 r.(TWh)
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.
3.2 Otoczenie regulacyjne
W tabelach zostały przedstawione kluczowe dla działalności GK PGNiG przepisy prawa polskiego i europejskiego.
0
10 000
20 000
30 000
40 000
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
MWh
2019 2020
11,6%
3,9%
84,5%
Rynek Dnia
Następneg
o
13,2%
Rynek Dnia
Bieżącego
3,9%
Rynek
Terminowy
Towarowy
82,9%
2020
2019
6,5
5,0
10,2
8,9
12,1
11,7
12,1
13,6
10,5
12,2
8,8
11,9
9,1
11,7 11,7 11,7
11,8
7,4
11,3
8,3
12,1
10,9
8,8
10,5
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
TWh
2019 2020
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 24 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
3.2.1 Krajowe otoczenie regulacyjne
Tabela 7 Zmiany w regulacjach krajowych i ich wpływ na GK PGNiG
Opis zakresu zmian
Wpływ zmian na GK PGNiG
Ustawa – Prawo
energetyczne
W 2020 r. weszły w życie zmiany dotyczące zasad przyłączania do sieci
ciepłowniczych.
Ustawa – Prawo energetyczne została dostosowana do zmian w
elektroenergetyce prosumenckiej.
W 2020 r. implementowane zostały przepisy prawa Unii Europejskiej
dotyczące gazociągów międzysystemowych.
W związku z sytuacją epidemiczną w kraju czasowo wyłączone zostało
stosowanie przepisów dotyczących wstrzymywania dostaw.
wprowadzone zmiany mają
neutralny charakter, z
wyłączeniem zmiany dotyczącej
przyłączania do sieci
ciepłowniczych, która ma
negatywny charakter
Ustawa o zapasach
W 2020 r. weszły w życie zmiany dotyczące zasad ustalania poziomu zapasów
obowiązkowych ropy naftowej.
wprowadzona zmiana nie wpływa
na działalność GK PGNiG
Ustawa o
elektromobilności
W 2020 r. z uwagi na sytuację epidemiczną wydłużono czas na budowę
minimalnej liczby punktów tankowania sprężonego gazu ziemnego (CNG)
do dnia 31 marca 2021 r.
Dodatkowo, zmiana przepisów pozwoliła na zaliczenie już funkcjonujących
punktów tankowania sprężonego gazu ziemnego (CNG) do ogólnej liczby
planowanych punktów.
Jednocześnie w 2020 r. wprowadzono możliwość wstępnego konsultowania
z Dyrektorem Transportowego Dozoru Technicznego projektów punktów
bunkrowania skroplonym gazem ziemnym (LNG).
wprowadzone zmiany mają
pozytywny wpływ na działalność
GK PGNiG
Ustawa o efektywności
energetycznej
W 2020 r. rozpoczęły się prace nad nowelizacją ustawy o efektywności
energetycznej, jednak nie weszły one w życie do końca 2020 r.
Ustawa o rynku mocy
W 2020 r. przesunięto pobór opłaty mocowej z 1 października 2020 r. na 1
stycznia 2021 r
wprowadzona zmiana ma
neutralny charakter
Ustawa o promowaniu
energii elektrycznej z
wysokosprawnej
kogeneracji
W 2020 r. wprowadzono zmiany dotyczące formalnych wymagań dotyczących
udziału w systemie wsparcia.
wprowadzona zmiana ma
neutralny charakter
Rozporządzenie
dywersyfikacyjne
W 2020 r. nie dokonano zmian rozporządzenia dywersyfikacyjnego.
Rozporządzenie
systemowe
W 2020 r. nie dokonano zmian rozporządzenia systemowego.
Rozporządzenie
taryfowe
W 2020 r. nie dokonano zmian rozporządzenia taryfowego.
3.2.2 Europejskie otoczenie regulacyjne
Tabela 8 Zmiany w regulacjach europejskich
Opis zakresu zmian
Wpływ zmian na GK PGNiG
Dyrektywa gazowa
(Dyrektywa
2009/73/WE)
W 2020 r. nie dokonano zmian w dyrektywie gazowej. PGNiG podejmowało aktywne
działania, aby nowelizacja przyjeta w 2019 r. była prawidłowo wdrożona i stosowana
przez Niemcy (więcej informacji w rozdziale 8.4.).
Fundusze europejskie
Europejski Fundusz Rozwoju Regionalnego (EFRR) i Fundusz Spójności (FS)
W 2020 r. zakończyły się negocjacje (tzw. trilogi Komisji Europejskiej (KE), Rada Unii
Europejskiej (Rada UE), Parlamentu Europejskiego (PE)) dot. rozporządzenia ws.
EFRR/FS. W wyniku negocjacji ustalono, że inwestycje związane z wykorzystaniem
gazu ziemnego pod pewnymi warunkami będą mogły być finansowane z funduszy
EFRR/FS, a wysokość alokacji środków będzie różna w poszczególnych państwach
członkowskich (w przypadku Polski dopuszczono maksymalny poziom, czyli 1,55%
środków przeznaczonych dla Polski z EFRR/FS). Paliwa kopalne zostały wykluczone
z zakresu wsparcia z wyjątkiem: zastępowania gazem ziemnym paliw stałych w
uzgodnione w 2020 r.
regulacje, ale oczekujące
jeszcze formalnego przyjęcia,
przewidują możliwości
warunkowego finansowania
inwestycji w sektorze gazu
ziemnego oraz przewidują
wsparcie w zakresie OZE i
gazów niskoemisyjnych i
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 25 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
systemach ciepłowniczych; rozbudowy/modernizacji sieci gazu ziemnego pod
warunkiem, że inwestycja przystosuje sieć do wprowadzania gazów odnawialnych i
niskoemisyjnych; pojazdów ekologicznie czystych zgodnie z definicją zawartą w
dyrektywie 2009/33/EC. Zarówno projekty oparte o wodór, biometan i OZE jak i
wykorzystujące technologię CCS/CCU będą mogły ubiegać się o dofinansowanie.
Wykluczenie z zakresu wsparcia EFRR i FS „przetwarzania paliw kopalnych” oznacza,
że produkcja niebieskiego wodoru najprawdopodobniej nie będzie mogła być
wspierana z tych funduszy.
Fundusz Sprawiedliwej Transformacji (FST)
W 2020 r. zakończyły się negocjacje dot. rozporządzenia ustanawiającego Fundusz
na rzecz FST. Fundusz nie będzie wspierał inwestycji w zakresie produkcji,
przetwarzania, transportu, dystrybucji, składowania lub spalania paliw kopalnych oraz
jest ograniczony terytorialnie do regionów węglowych. Zarówno projekty oparte o
wodór, biometan i OZE jak i wykorzystujące technologię CCS/CCU będą mogły
ubiegać się o dofinansowanie. Wykluczenie z zakresu wsparcia FST „przetwarzania
paliw kopalnych” oznacza, że produkcja niebieskiego wodoru najprawdopodobniej nie
będzie mogła być wspierana z tego funduszu. Wykorzystanie pełnej kwoty przyznanej
w ramach FST uzależnione jest od zobowiązania do realizacji celu neutralności
klimatycznej UE do 2050 r. Kluczowe znaczenie dla możliwości pozyskania wsparcia
z tego funduszu będą miały reguły zawarte w terytorialnym planie sprawiedliwej
transformacji oraz odpowiednim programie operacyjnymi.
Instrument na rzecz Odbudowy i Wzmacniania Odporności (RRF)
W 2020 r. zakończyły się negocjacje dot. rozporządzenia ustanawiającego RRF.
Zakres wsparcia inwestycji gazowych z tego instrumentu w praktyce będzie
uzależniony przede wszystkim od treści przygotowanych przez KE wytycznych
technicznych dot. zasady DNSH (do not significant harm) oraz od wyniku negocjacji
między Polską a KE w sprawie Krajowego Planu Odbudowy. Na wsparcie mogą liczyć
m.in. wymiana systemów ciepłowniczych z węglowych na gazowe, dystrybucja i
transport gazu ziemnego zastępującego węgiel, wysokosprawna kogeneracja oraz
ciepłownictwo sieciowe. Również projekty oparte o wodór, biometan i OZE jak i
wykorzystujące technologię CCS/CCU będą mogły ubiegać się o dofinansowanie.
InvestEU
W 2020 r. zakończyły się negocjacje dot. rozporządzenia ustanawiającego program
InvestEU. W ramach części dot. „zrównoważonej infrastruktury” wspierane będą
zrównoważone inwestycje w infrastrukturę energetyczną. Priorytet będą miały projekty
dot. OZE, niemniej wsparcie dla infrastruktury dot. gazu ziemnego nie zostało wprost
wykluczone z zakresu wsparcia. Potencjalnie może ono dotyczyć m.in. inwestycji w
wysokosprawną kogenerację, infrastrukturę dot. paliw alternatywnych i infrastrukturę
krytyczną. Również projekty oparte o wodór, biometan i OZE jak i wykorzystujące
technologię CCS/CCU będą mogły ubiegać się o dofinansowanie.
Instrument „Łącząc Europę” (CEF)
Rozporządzenie ustanawiające CEF zostało uzgodnione w 2019 r., ale w związku z
decyzjami podjętymi na szczycie Rady Europejskiej w lipcu 2020 r. treść kompromisu
jest ponownie przedmiotem rozmów w wąskim zakresie. Decyzje spodziewane są na
początku 2021 r. GK PGNiG nie był bezpośrednim beneficjentem środków w ramach
tego instrumentu, jednak rozwój połączeń wzajemnych finansowanych ze środków
CEF pozytywnie wpływał na działalność GK PGNiG. CEF ma za zadanie wspieranie
projektów infrastrukturalnych, które wchodzą w skład tzw. korytarzy dostaw
pozwalających na dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do UE. Zakres wspieranych
projektów będzie zależał od kształtu rozporządzenia ws. wytycznych dotyczących
transeuropejskiej infrastruktury energetycznej [2020/0360 (COD)].
odnawialnych (wodór,
biometan)
Komunikat Europejski
Zielony Ład
Europejskie prawo o klimacie
W marcu 2020 r. KE przedstawiła projekt rozporządzenia ustanawiającego ramy na
potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej – Europejskie prawo o klimacie
[2020/0036 (COD)]. W projekcie Komisja zaproponowała wprowadzenie celu dot.
osiągnięcia przez UE neutralności klimatycznej w 2050 r. Dodatkowo KE ma zbadać
należy spodziewać się
wyzwań dla GK PGNiG
związanych z aktami
prawnymi, których przyjęcie
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 26 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
możliwości wprowadzenia nowego celu na 2030 r. na poziomie 50-55% (obecny cel
40%) redukcji emisji gazów cieplarnianych w porównaniu z poziomem z 1990 r.
Komunikat w tym zakresie przedstawiła w dniu 17 września 2020 r. [COM(2020) 562].
W przyjętym w październiku 2020 r. stanowisku PE poparł cel neutralności
klimatycznej, oraz opowiedział się za celem na poziomie państw członkowskich. PE
zaproponował dodatkowo obowiązek osiągania przez państwa członkowskie
ujemnych emisji netto po 2050 r. W zakresie celu redukcji emisji na 2030 r. PE
proponuje, aby cel ten został zwiększony do 60%. Zarówno stanowisko Rady UE jak
i PE przewiduje również cel pośredni na 2040 r. w zakresie redukcji emisji. W
wypracowanym w grudniu 2020 r. podejściu ogólnym (general approach) Rada UE
poparła cel dot. osiągnięcia przez UE neutralności klimatycznej w 2050 r. oraz
opowiedziała się za zwiększeniem do co najmniej 55% celu na 2030 r. w zakresie
redukcji emisji gazów cieplarnianych. Zarówno stanowisko Rady UE jak i PE
przewiduje również cel pośredni na 2040 r.
Rozporządzenie TEN-E
KE w ramach prowadzonego przeglądu Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego
i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych dot.
transeuropejskiej infrastruktury energetycznej (rozporządzenie TEN-E) [2020/0360
(COD)], 15 grudnia 2020 r. opublikowała projekt przeglądu rozporządzenia. Zgodnie
z przedstawionym projektem infrastruktura przesyłowa, LNG i magazynowa gazu
ziemnego nie będzie dalej wspierana w ramach polityki TEN-E, a projektów w zakresie
gazu ziemnego nie przewidziano jako posiadających możliwość kwalifikowania do
statusu projektów wspólnego zainteresowania (PCI), a zatem zgodnie z projektem KE
nie będą mogły również ubiegać się o finansowanie z instrumentu CEF. Projekt
obecnie przewiduje możliwość ubiegania się o status PCI projektom w zakresie
wodoru oraz inteligentnych sieci gazowych.
Strategia UE w zakresie wodoru
W dniu 8 lipca 2020 r. KE opublikowała Strategię w zakresie wodoru na rzecz Europy
neutralnej dla klimatu [COM (2020) 301]. Rozwój technologii wodorowych ma
stanowić kluczowy obszar przeprowadzenia transformacji energetycznej. Wodór ma
przyczynić się do redukcji emisji gazów cieplarnianych przez gospodarkę UE w
sposób efektywny pod względem kosztów. Inwestycje w technologie wodorowe mają
też sprzyjać zrównoważonemu wzrostowi i tworzeniu miejsc pracy, co jest kluczowe
w sytuacji wychodzenia z kryzysu spowodowanego COVID-19. Wodór ma mieć
zasadnicze znaczenie nie tylko dla sektora energetycznego, ale też dla sektorów, w
których trudno jest ograniczyć emisje, takich jak przemysł, transport ciężki, morski i
lotniczy. Strategia wodorowa klasyfikuje wodór na odnawialny (zielony) - produkowany
w procesie elektrolizy z wykorzystaniem energii z OZE oraz niskoemisyjny (niebieski)
- produkowany z wykorzystaniem paliw kopalnych z udziałem technologii
wychwytywania gazów cieplarnianych (CCS). KE w strategii docelowo zamierza
promować wodór odnawialny.
Strategia UE dot. integracji systemu energetycznego
W dn. 8 lipca 2020 r. KE przyjęła strategię UE dotyczącą integracji systemu
energetycznego [COM(2020)299]. Strategia jest integralnym elementem
Europejskiego Zielonego Ładu i ma przyczynić się do osiągnięcia celu neutralności
klimatycznej UE. W strategii KE zaproponowała m.in. dostosowanie istniejących ram
regulacyjnych rynku gazu, w szczególności pod kątem włączenia nowych gazów na
rynek. Strategia zakłada m.in. stworzenie kompleksowej terminologii i europejskiego
systemu certyfikacji dla odnawialnych i niskoemisyjnych gazów opartego na
oszczędnościach emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia. Dodatkowo
Komisja zaproponowała rewizję dyrektywy o opodatkowaniu produktów
energetycznych i energii elektrycznej oraz rozszerzenie systemu EU ETS na nowe
sektory.
Prace przygotowawcze Komisji Europejskiej
W 2020 r. KE prowadziła prace przygotowawcze w zakresie: rewizji dyrektywy w
sprawie emisji przemysłowych – IED [2010/75/UE], rewizji dyrektywy ustanawiającej
system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych we Wspólnocie - EU ETS
[2003/87/WE]; rewizji dyrektywy ws. promowania stosowania odnawialnych źródeł
zaproponowała Komisja
Europejska
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 27 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
energii [2018/2001]; rewizji dyrektywy ws. efektywności energetycznej [2012/27/UE];
rewizji dyrektywy ws. opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej
– ETD [2003/96/WE]; rewizji wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę
środowiska i cele związane z energią - EEAG [2014/C 200/01]; planowanego
mechanizmu dostosowania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO
2
. KE
rozważa wystąpienie z inicjatywą legislacyjną w tym zakresie. Celem mechanizmu
miałoby być ograniczenie ryzyka „ucieczki emisji” oraz odzwierciedlenie w większym
stopniu wielkości emisji związanych z importem wyrobów spoza UE. PGNiG
uczestniczyło w konsultacjach publicznych dot. wyżej wymienionych inicjatyw.
Pakiet Zrównoważone
Finansowanie
W dniu 18 czerwca 2020 r. zostało przyjęte Rozporządzenie Parlamentu i Rady (UE)
2020/852 w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje
(„Rozporządzenie ws. taksonomii”). Celem Rozporządzenia jest ustanowienie
kryteriów i ram dla stworzenia jednolitego systemu klasyfikacji w odniesieniu do
działalności gospodarczej zrównoważonej pod względem środowiskowym. Ma ono
służyć regulacyjnemu ukierunkowaniu inwestycji w UE na działalność zrównoważoną.
Instrumentem oceny inwestycji na potrzeby kwalifikacji do systemu zrównoważonego
finansowania będą kryteria i standardy techniczne zawarte w akcie delegowanym dot.
działalności wnoszących istotny wkład w łagodzenie i adaptację do zmian klimatu.
Kluczowe znaczenie ma utrzymanie w ramach kryteriów technicznych działalności
powiązanej z gazem ziemnym jako aktywności mających charakter przejściowy.
W listopadzie 2020 r. KE opublikowała projekt rozporządzenia delegowanego.
Konsultacje w zakresie projektu zakończyły się w dniu 18 grudnia 2020 r. Przyjęcie
aktu delegowanego spodziewane jest w II kwartale 2021 r. Zaproponowany kształt
rozporządzenia delegowanego w istotny sposób ograniczał możliwość finansowania
inwestycji zawiązanych z gazem ziemnym i wykorzystania gazu ziemnego jako paliwa
przejściowego transformacji energetycznej. PGNiG przedstawiło stanowisko w
konsultacjach publicznych.
na obecnym etapie należy
ocenić wpływ regulacji na
działalność GK PGNiG jako
neutralny, ale ewentualna
treść przyjętego aktu
delegowanego może mieć
negatywny wpływ na
działalność GK PGNiG
Pakiet „Czysta Energia
dla Wszystkich
Europejczyków”
W 2020 r. nie dokonano zmian w Pakiecie ”Czysta Energia dla Wszystkich
Europejczyków”. Osiągnięcie celów zdefiniowanych w komunikacie “Europejski
Zielony Ład” będzie prawdopodobnie wymagało rewizji celów określonych w pakiecie.
rewizja Pakietu może wiązać
się z wyzwaniami dla GK
PGNiG
Strategia UE na rzecz
ograniczenia emisji
metanu
W dniu 14 października 2020 r. KE opublikowała Strategię UE na rzecz ograniczenia
emisji metanu [COM(2020) 663]. W dokumencie KE informuje o planowanych na 2021
r. wnioskach legislacyjnych w zakresie obowiązkowych pomiarów i weryfikacji emisji
metanu w oparciu o metodologię OGMP 2.0, obowiązku wprowadzenia programów
LDAR (wykrywanie i naprawa miejsc wycieku metanu) dla całej infrastruktury gazu
ziemnego i każdej innej służącej do produkcji, transportu i wykorzystania gazu
ziemnego. Dodatkowo wnioski legislacyjne mogą objąć również zakaz rutynowych
operacji uwalniania metanu oraz spalania na flarach.
propozycje legislacyjne w
zakresie ograniczenia emisji
metanu mogą wiązać się z
wyzwaniami dla GK PGNiG
Rozporządzenie NC
CAM
W 2020 r. nie doszło do zmian treści NC CAM.
EU ETS
W 2020 r. dyrektywa ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów
cieplarnianych we Wspólnocie [2003/87/WE] nie została zmieniona.
W grudniu 2020 r. opublikowano projekt rozporządzenia wykonawczego Komisji
zmieniającego wartości wskaźników dla przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji
w okresie 2021-2025 na mocy art. 10a (2) dyrektywy 2003/87/WE. Zaproponowane
przez KE zmiany mogą skutkować zmniejszeniem przydziału bezpłatynych uprawnień
do emisji dla sektora ciepłowniczego.
rewizja EU ETS oraz
rozporządzenie wykonawcze
w zaproponpwanym kształcie
mogą mieć negatywny wpływ
na działalność GK PGNiG
Rozporządzenie SoS
W 2020 r. nie dokonano zmian w rozporządzeniu dot. środków zapewniających
bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego (SoS).
Rozporządzenie NC
TAR
W 2020 r. nie doszło do zmian treści NC TAR.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 28 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4. Działalność operacyjna w 2020 r.
4.1 Segment Poszukiwanie i Wydobycie
Segment obejmuje cały proces poszukiwania oraz wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej ze złóż, poczynając od przeprowadzenia
analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Podstawowa działalność segmentu
jest realizowana w Polsce, Pakistanie, Zjednoczonych Emiratach Arabskich oraz na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, natomiast
działalności wspierająca prowadzona jest na całym świecie. Ponadto segment wykorzystuje na swoje potrzeby pojemności PMG
Bonikowo i PMG Daszewo.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 29 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.1.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 9 Wolumeny wydobycia gazu ziemnego GK PGNiG w podziale na kraje
mln m
3
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Polska
3 746
3 746
3 815
3 815
3 808
3 839
3 881
gaz wysokometanowy (E)
1 337
1 337
1 337
1 337
1 296
1 315
1 400
gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
2 409
2 409
2 478
2 478
2 512
2 524
2 481
Zagranica
773
295
674
193
738
697
576
Norwegia (gaz wysokometanowy (E)
478
-
481
-
538
548
517
Oddział PGNiG w Pakistanie (gaz zaazotowany
Ls/Lw przeliczony na E)
295
295
193
193
200
149
59
RAZEM (przeliczony na E)
4 520
4 041
4 489
4 008
4 546
4 536
4 458
Tabela 10 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego z segmentu poza GK PGNiG w podziale na kraje
mln m
3
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Polska
667
667
679
679
684
676
707
gaz wysokometanowy (E)
25
25
25
25
26
30
53
gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
642
642
654
654
658
646
645
Zagranica
295
289
192
192
199
149
82
Norwegia (gaz wysokometanowy (E)
7
-
-
-
-
-
24
Oddział PGNiG w Pakistanie (gaz zaazotowany
Ls/Lw przeliczony na E)
289
289
192
192
199
149
58
RAZEM (przeliczony na E)
962
956
871
871
883
825
790
Tabela 11 Wolumeny wydobycia i sprzedaży ropy naftowej* w GK PGNiG (wraz z frakcjami)
tys. ton
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Wydobycie ropy naftowej*
1 324
709
1 216
776
1 345
1 257
1 318
w Polsce
709
709
776
776
818
787
763
w Norwegii
615
-
440
-
527
470
555
Sprzedaż ropy naftowej*
1 332
713
1 210
771
1 411
1 271
1 347
z wydobycia w Polsce
713
713
771
771
818
792
754
z wydobycia w Norwegii
619
-
439
-
593
479
593
* Razem z kondensatem i NGL.
Tabela 12 Wolumeny wydobycia pozostałych produktów
tys. ton
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Gaz propan-butan
36
36
39
39
39
37
37
LNG
20
20
20
20
21
22
26
mln m
3
Hel
3
3
3
3
3
3
3
Tabela 13 Wolumeny sprzedaży pozostałych produktów
tys. ton
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Gaz propan-butan
36
36
39
39
39
37
37
LNG
20
20
20
20
21
17
22
mln m
3
Hel
3
3
3
3
3
3
3
4.1.2 Działalność w Polsce
Działalność poszukiwawcza i wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest przez PGNiG przy udziale m.in. spółek zależnych Exalo
Drilling i Geofizyka Toruń. Oddział Geologii i Eksploatacji pełni rolę centrum kompetencyjnego z zakresu geologii poszukiwawczej,
prac geologicznych, procesów inwestycyjnych dla obiektów górnictwa otworowego i eksploatacji złóż węglowodorów. Sprawuje
nadzór merytoryczny nad eksploatacją złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, podziemnym składowaniem odpadów oraz podziemnym
bezzbiornikowym magazynowaniem gazu dla potrzeb eksploatacji. W strukturze PGNiG istnieją trzy wiodące Oddziały krajowe, które
znajdują się w Sanoku, Zielonej Górze oraz Odolanowie i dwa Oddziały zagraniczne: Operatorski w Pakistanie oraz w Zjednoczonych
Emiratach Arabskich.
Koncesje krajowe
Na dzień 1 stycznia 2020 r. PGNiG posiadało 48 koncesji: 13 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego
oraz 35 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie). Na dzień 31 grudnia 2020 r. PGNiG posiadało 47 koncesji:
11 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 36 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz
wydobywanie). W omawianym okresie wygasła 1 koncesja na poszukiwanie i rozpoznawanie.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 30 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W 2020 r. prowadzono w Ministerstwie Klimatu i Środowiska 28 postępowań w zakresie uzyskania, zmiany lub przekształcenia
koncesji (w tym 15 jest w toku). Prowadzono również 30 postępowań w sprawie projektów robót geologicznych (7 postępowań jest
aktualnie w toku).
Na dzień 31 grudnia 2020 r. PGNiG posiadało 201 koncesji, w tym 189 koncesji eksploatacyjnych, 3 – na podziemne składowanie
odpadów oraz 9 – na podziemne magazynowanie gazu. W 2020 r. PGNiG przyznano 4 nowe koncesje eksploatacyjne (Potok Górny,
Połęcko, Czarna Wieś, Wielichowo W), 4 zostało zmienionych, 5 wygaszono, a w przypadku 7 koncesji były prowadzone
postępowania.
Prace prowadzone na własnych koncesjach
Rysunek 2 Koncesje PGNiG i odwierty w 2020 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji.
W 2020 r. PGNiG kontynuowało poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza
Karpat, Monokliny Sudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 25 otworów
wierconych w 2020 r. głębokość końcową osiągnęło 24 otworów, w tym: 4 badawcze, 3 poszukiwawcze, 13 rozpoznawczych oraz 4
eksploatacyjne.
Na koniec 2020 r. wyniki złożowe uzyskano z 17 odwiertów (1 badawczy, 2 poszukiwawcze, 10 rozpoznawczych i 4 eksploatacyjne).
Wśród 17 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 13 odwiertów pozytywnych (w tym 1 badawczy, 1 poszukiwawczy,
7 rozpoznawczych i 4 eksploatacyjne), 4 negatywne (w tym 1 poszukiwawczy i 3 rozpoznawcze), które nie uzyskały przemysłowego
przypływu węglowodorów. Ponadto, zlikwidowano 1 odwiert badawczy (z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie
podlega klasyfikacji złożowej) i 2 rozpoznawcze z likwidowane z przyczyn technicznych.
W 2020 r. wykonane były również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach –
dotyczyło to: 4 otworów badawczych (Jaworze Górne-1 - zlikwidowany, Kramarzówka-1K, Gilowice-1, Gilowice-3K) z których: jeden
jest w trakcie próbnej eksploatacji (Kramarzówka-1K), 5 rozpoznawczych (w tym 1 odwiert zlikwidowany, w 3 zakończono próby
złożowe i oczekują na dalsze prace oraz 1 w trakcie próbnej eksploatacji) oraz 3 eksploatacyjne (w tym 1 zlikwidowany, w 2 prace
zostały zakończone i oczekują na przekazanie do eksploatacji).
W 2020 r. na terenie działalności Oddziału PGNiG w Sanoku włączono do eksploatacji łącznie 14 odwiertów, w tym: 12 odwiertów
na złożach już eksploatowanych oraz 2 odwierty na nowym złożu Królewska Góra eksploatowanym w ramach testu długotrwałego
(Królewska Góra-1K, Królewska Góra-2K).
Do nowych odwiertów włączonych do eksploatacji na złożach już eksploatowanych przez Oddział w Sanoku należą: 2 odwierty na
złożu Palikówka (Palikówka-10K, Palikówka-13K), 4 odwierty na złożu Przeworsk (Przeworsk-26, Przeworsk-27K, Przeworsk-28 i
Przeworsk-29) eksploatowane w ramach testu długotrwałego, 5 odwiertów na złożu Mirocin (Mirocin-65, Mirocin-66K, Mirocin-67K,
Mirocin-68K, Mirocin-69K) eksploatowane w ramach testu długotrwałego oraz 1 odwiert na złożu Husów-Albigowa-Krasne
(Kraczkowa-3) – również eksploatowany w ramach testu długotrwałego.
Na terenie działalności Oddziału w Zielonej Górze został podłączony 1 odwiert Dzieduszyce-11K na złożu Dzieduszyce.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 31 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 14 Kopalnie PGNiG
Liczba kopalni
Sanok
Zielona Góra
Kopalnie gazu ziemnego
18
10
Kopalnie ropy naftowej
5
1
Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego
12
7
Razem
35
18
Prace prowadzone na koncesjach wraz z kontrahentami
W 2020 r. Spółka na obszarach koncesyjnych PGNiG współpracowała z innymi podmiotami takimi jak: LOTOS Petrobaltic S.A.,
ORLEN Upstream Sp. z o.o. oraz FX Energy Poland Sp. z o.o. (z dniem 01.01.2020 udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. przejął
ORLEN Upstream Sp. z o.o.).
Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:
„Płotki” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 12 maja 2000 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX
Energy Poland Sp. z o.o. – 49%.
„Poznań” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2004 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%,
FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%.
„Bieszczady” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2007 r.; udziały wynosiły: PGNiG (operator) – 51%,
Eurogas Polska Sp. z o.o. – 24% i Energia Bieszczady Sp. z o.o. – 25%. W dniu 20 lipca 2015 r. ORLEN Upstream sp. z o.o.
objęła 49% udziałów w blokach koncesyjnych oraz we fragmentach bloków należących do Eurogas Polska Sp. z o.o. i Energia
Bieszczady Sp. z o.o. W dniu 30 kwietnia 2020 r. ORLEN Upstream wypowiedział umowę o wspólnych operacjach „Bieszczady”.
„Sieraków” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 22 czerwca 2009 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%,
ORLEN Upstream Sp. z o.o. – 49%.
„Górowo Iławieckie” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 31 grudnia 2014 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator)
– 51%, LOTOS Petrobaltic S.A. – 49%.
Zasoby wydobywalne
Stan zasobów wydobywalnych na dzień 31 grudnia 2020 r. z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz
dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu i Środowiska bez wydanej decyzji Ministra to: 14 667 tys. ton
ropy naftowej oraz 87 923 mln m
3
gazu ziemnego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy.
Wykres 12 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2016-2020 oraz współczynnik R/P w mln boe***
* Uwzględniono dodatkowo przyrosty zasobów z dokumentacji przyjętych przez Komisję Zasobów Kopalin, bez decyzji Ministra.
** Stan zasobów z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie bez wydanej decyzji
Ministra.
*** Współczynnik wyrażający stosunek zasobów węglowodorów do poziomu produkcji.
Wykres 13 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 1988-2020 w mln boe
* Przyrost zasobów wydobywalnych w 2020 r. z uwzględnieniem dokumentacji rozliczających.
485
538
548
557
567
123
124 119 113
107
20,3
21,3
21,6
21,7
22,4
17
19
21
23
0
200
400
600
2016 2017* 2018** 2019** 2020**
Gaz ziemny Ropa naftowa Wspólczynnik R/P***
185,5
108,1
13,3
157,4
147,1
216,2
61,0
50,0
24,7
28,7
13,2
69,4
35,9
34,1
36,6
0 50 100 150 200 250
1985-1988
1989-1991
1992-1994
1995-1997
1998-2000
2001-2003
2004-2006
2007-2009
2010-2012
2013-2015
2016
2017
2018
2019
2020
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 32 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Zagospodarowanie wydobywanych węglowodorów
Podstawowymi produktami sprzedawanymi w ramach segmentu jest gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropa naftowa.
Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w
Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim gdzie uzyskuje się również m.in. LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. Ponadto od
powyższego w wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: siarka i mieszanina propan-
butan.
Część gazu ziemnego wydobytego w Polsce sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż do klientów spoza GK PGNiG, jak również w
ramach Grupy.
W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2020 r., PGNiG kontynuuje swoją dotychczasową politykę sprzedażową
współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą. Kolejowe dostawy ropy naftowej realizowane
są do spółki ORLEN Południe S.A. Zakład Trzebinia (Grupa PKN ORLEN S.A.) oraz Grupy LOTOS S.A. – Rafineria w Gdańsku.
Transportem samochodowym surowiec dostarczany jest do ORLEN Południe S.A. Zakład Jedlicze. Dostawy ropy realizowane są
również transportem rurociągowym do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading S.A. przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy
naftowej w PGNiG jest oparta o rynkowe notowania cen tego surowca.
Otoczenie konkurencyjne
Wydobycie krajowe gazu ziemnego w Polsce w 2020 r. wyniosło ok. 41,8 TWh, z czego podmioty konkurencyjne względem PGNiG
wydobyły 0,7 TWh. Udział konkurencji w wydobyciu krajowym wynosi ok. 1,6%.
Kluczowe projekty i inwestycje w Polsce
W 2020 r. nakłady inwestycyjne PGNiG w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie wyniosły ok. 884 mln zł. Do najważniejszych zadań
poszukiwawczych / rozpoznawczych / badawczych realizowanych w 2020 r. było m.in.:
odwiercenie otworów badawczych Nowe Sady 1 i Kramarzówka 3;
odwiercenie otworów rozpoznawczych Grochowce 1K i Kramarzówka 3H;
odwiercenie otworów eksploatacyjnych Paproć-66H i Przemyśl-318K.
Łączne nakłady przeznaczone przez PGNiG na działalność poszukiwawczą w kraju wyniosły ok. 587 mln zł. Kluczowymi zadaniami
inwestycyjnymi w 2020 r. były m.in.:
zabudowa dodatkowej sprężarki na KGZ Żołynia;
zabudowa doprężarek na KGZ Tarnów II;
zagospodarowanie padu Gilowice 3;
zagospodarowanie odwiertów Przemyśl 288K, 302K, 305K – KGZ Żurawica;
budowa instalacji do sprężania gazu ze złoża Tarchał;
podłączenie odwiertów Mirocin 66K, 67K, 68K, 69K - KGZ Mirocin – inwestycja będzie zakończona w 2021 r.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 33 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.1.3 Działalność zagraniczna
Norwegia
Rysunek 3 Koncesje i złoża PGNiG UN
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PGNiG UN.
PGNiG UN posiada udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym,
zlokalizowanych na Morzach: Norweskim i Północnym. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv,
Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul, Kvitebjorn i Valemon oraz zagospodarowaniem złóż Ærfugl, Duva oraz Snadd Outer. Trwa
również faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Tommeliten Alpha, Shrek, Alve Nord i King Lear. Na pozostałych
koncesjach PGNiG UN realizuje projekty poszukiwawcze i prowadzi działania zmierzające do zapewnienia stabilnych,
przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno zaangażowanie w projekt budowy infrastruktury
między Norwegią a Polską (projekt Baltic Pipe), jak i potencjalne akwizycje złóż gazowych w Norwegii. Więcej informacji na temat
projektu Baltic Pipe znajduje się w rozdziale 3.1.
W 2020 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale, Skogul, Ærfugl (faza 1) i Gina Krog spółka wydobyła 615 tys. ton ropy naftowej wraz z
innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 0,47 mld m
3
gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było wyższe
niż w analogicznym okresie poprzedniego roku, co jest wynikiem rozpoczęcia produkcji w ramach złóż Skogul i Ærfugl (faza 1).
W 2020 r. kontynuowano zagospodarowanie złóż – Ærfugl, Duva i Snadd Outer, w których PGNiG UN jest partnerem. W ramach
tych projektów w 2020 r. dokonano instalacji urządzeń wydobywczych oraz przeprowadzono wiercenia odwiertów eksploatacyjnych.
Operatorem złóż Ærfugl i Snadd Outer jest firma Aker BP, operatorem projektu Duva jest natomiast firma Neptun. Pierwsze odwierty
w ramach zagospodarowania złoża Ærfugl rozpoczęły produkcję w 2020 r., podczas gdy rozpoczęcie produkcji ze złóż Snadd Outer
i Duva planowane jest na 2021 r.
W styczniu 2020 r. PGNiG UN sfinalizował nabycie 10% udziałów w licencjach PL636 i PL636C, zawierających złoże Duva.
Operatorem licencji PL636 oraz PL636C jest Neptun, który posiada 30% udziałów.
W lutym 2020 r. PGNiG UN podpisało umowę z firmą Aker BP na zakup 20% udziałów w licencji PL29B, odpowiadających 3,3%
udziałom w złożu Gina Krog oraz 11,9175% w koncesji PL127C zawierającej odkrycie Alve Nord. W tej samej transakcji PGNiG UN
sprzedał 5% udziałów w złożu Shrek (koncesja PL838), zmniejszając tym samym swój udział w złożu z 40% do 35% oraz przekazując
na czas zagospodarowania firmie Aker BP operatorstwo koncesji. Operatorami złóż Gina Krog i Alve Nord są odpowiednio Equinor i
Aker BP. Transakcja została sfinalizowana w kwietniu 2020 r.
We wrześniu 2020 r. podpisano z kolei umowę nabycia od spółki Shell 6,45% udziałów w koncesjach PL193, PL193B, PL193C oraz
PL193D, obejmujących 6,45% udziałów w złożu Kvitebjorn oraz 3,225% udziałów w złożu Valemon. Operatorem obydwu złóż jest
firma Equinor. Akwizycja w istotny sposób przyczyniła się do realizacji celu strategicznego PGNiG UN w postaci wzrostu wydobycia
gazu z własnych aktywów. Transakcja została sfinalizowana na koniec grudnia 2020 r.
W wyniku opisanych transakcji, w 2020 r. PGNiG UN osiągnął także istotny wzrost udokumentowanych zasobów z 169,4 mln boe na
początku roku do 214,1 mln boe na koniec 2020 r. Na przyrost zasobów, oprócz opisanych akwizycji, wpływ miało również
rozpoznanie zasobów odkrytego przez PGNiG UN w 2019 r. złoża Shrek oraz przeszacowania zasobów na pozostałych złożach
posiadanych przez PGNiG UN.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 34 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W styczniu 2020 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2019 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG
UN otrzymał udziały w 3 nowych koncesjach poszukiwawczych:
Koncesja PL636C jest rozszerzeniem koncesji PL636, w obrębie której leży złoże gazu ziemnego i ropy naftowej o nazwie Duva.
Operatorem na tym złożu jest firma Neptun Energy Norge (30% udziałów), a obok PGNiG UN pozostałymi partnerami są Idemitsu
(30%) oraz Sval Energy (10%).
Koncesja PL1009B jest poszerzeniem koncesji PL1009, gdzie PGNiG UN wspólnie z firmą ConocoPhillips odkrył w drugiej
połowie 2020 r. złoże Warka. W tej koncesji PGNiG UN otrzymało 35% udziałów, a rolę operatora pełni na niej ConocoPhillips
(65%).
Koncesja PL1064, w której PGNiG UN otrzymało 30% udziałów, znajduje się niedaleko złoża Skarv, w bezpośrednim sąsiedztwie
koncesji PL1009 i PL1009B. Operatorem na niej została firma ConocoPhillips (40% udziałów), a drugim obok PGNiG UN
partnerem jest firma Aker BP (30%). W ramach przyznanej koncesji podjęto zobowiązanie do odwiercenia odwiertu
poszukiwawczego.
Nowe koncesje charakteryzują się dużym potencjałem gazowym. Wszystkie trzy koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej
infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co zdecydowanie ułatwia i przyspiesza proces ewentualnego ich zagospodarowania.
Koncesje PL1009B oraz PL1064 są zlokalizowane w pobliżu największego w portfelu aktywów PGNiG UN złoża Skarv oraz w pobliżu
złoża Åsgard, co umożliwia wykorzystywanie własnych doświadczeń w poszukiwaniu ropy i gazu w tym regionie.
W styczniu 2021 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2020 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG
UN otrzymał udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:
Koncesja PL146B (rozszerzenie obszaru na którym znajduje się złożę King Lear). Operatorem koncesji jest firma Aker BP
(77,8%), pozostałe udziały należą do PUN (22,2%).
Koncesja PL1088 znajduje się na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie koncesji PL146 (King Lear). Struktura udziałów
jest tożsama ze strukturą własnościową projektu King Lear. Operatorem koncesji jest firma Aker BP (77,8%), pozostałe udziały
należą do PGNiG UN (22,2%). Program prac obejmuje przeprowadzenie studiów geologiczno-geofizycznych z terminem
podjęcia decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu poszukiwawczego w przeciągu 2 najbliższych lat.
Koncesja PL1123, w której PGNiG UN otrzymało 30% udziałów, znajduje się na Morzu Norweskim niedaleko złoża Skarv.
Operatorem na niej została firma ConocoPhillips (40% udziałów), a drugim obok PGNiG UN partnerem – firma Aker BP (30%).
Również w tym przypadku udziałowcy mają 2 lata na podjęcie decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu poszukiwawczego.
Koncesja PL1124, w której PGNiG UN otrzymało 11,9175% udziałów, znajduje się na Morzu Norweskim w bezpośrednim
sąsiedztwie złoża Skarv. Operatorem na niej została firma Aker BP (23,835% udziałów), kolejnymi partnerami są Equinor
(36,165%) oraz Wintershall Dea (28,0825%). Udziałowcy mają 2 lata na podjęcie decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu
poszukiwawczego.
Wszystkie cztery koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co ułatwia i przyspiesza
proces ewentualnego ich zagospodarowania. Wszystkie cztery koncesje znajdują się również w bezpośrednim sąsiedztwie złóż, na
których PGNiG UN jest już obecny (Skarv oraz King Lear). W przypadku komercyjnych odkryć potencjalne podłączenie ich do Skarv
i King Lear pozwoliłoby na realizację dodatkowego efektu synergii. Efekt ten wynikałby z wygenerowania dodatkowych przychodów
za wykorzystanie istniejącej infrastruktur złóż Skarv i/lub King Lear.
PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuował również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. W II połowie 2020 r.
PGNiG UN uczestniczył w wierceniu dwóch odwiertów, które zakończyły się sukcesem. W ramach koncesji PL1009/PL1009B, w
której PGNiG UN posiada 35% udziałów, spółka wykonała odwiert poszukiwawczy i odkryła złoże Warka. Wstępne szacunki wskazują
na poziom zasobów złoża między 50-189 mln boe. Koncesja PL1009/PL1009B znajduje się na Morzu Norweskim i przylega
bezpośrednio do obszaru licencyjnego złóż Skarv i Ærfugl, gdzie PGNiG posiada 12 proc. udziałów jako partner. W chwili obecnej
planuje się odwiercenie odwiertów rozpoznawczych w ramach dokonanego odkrycia. Drugi odwiert został odwiercony na koncesji
PL127C, na którym spółka ma 11,9175% udziałów, również w tym przypadku udokumentowano obecność węglowodorów.
Na dzień 31 grudnia 2020 r. PGNiG UN posiadało udziały w 32 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym, w tym 2 operatorskie. Na początku 2021 r. liczba posiadanych koncesji uległa zwiększeniu do 36. Wzrost ten jest
związany z rozstrzygnięciem ostatniej rundy koncesyjnej (4 koncesje).
Tabela 15 Złoża PGNiG UN na dzień 31 grudnia 2020 r.
Koncesja
Operator
Udział
Rodzaj złoża
Rodzaj
Planowane działania
PL029B (Gina Krog)
Equinor
20%
(11,3% w projekcie)
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
Produkcja
Poszukiwania
PL029C (Gina Krog)
29,63%
(11,3% w projekcie)
PL036D (Vilje)
Aker BP
24,243%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja
PL044
ConocoPhilips
30% dla poszukiwań
(42,38% w
Tommeliten Alpha)
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
Poszukiwania/ Przygotowanie
koncepcji zagospodarowania
PL036 (Vale)
Spirit
24,243%
Złoże kondensatowo-
gazowe
Produkcja
Produkcja
PL249 (Vale)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 35 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
PL127C (Alve Nord)
Aker BP
11,9175%
Złoże kondensatowo-
gazowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
Poszukiwania/ Przygotowanie
koncepcji zagospodarowania
PL146 (King Lear)
AkerBP
22,2%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Przygotowanie
zagospodarowania
Przygotowanie koncepcji
zagospodarowania
PL333
PL134B (Morvin)
Equinor
6%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja, Poszukiwania
PL134C (Morvin)
PL193 (Kvitebjorn)
Equinor
6,45%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Produkcja, Poszukiwania
PL193B (Kvitebjorn)
PL193C (Kvitebjorn)
PL193D (Valemon)
Equinor
6,45% (3,225% w
projekcie)
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Produkcja, Poszukiwania
PL212 (Skarv)
AkerBP
15%
(11,9175% w
projekcie)
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie/
Produkcja
Produkcja, zagospodarowanie
złoża Ærfugl (uruchomienie
produkcji w 2020)
PL212B (Skarv)
PL262 (Skarv)
PL212E (Snadd Outer)
AkerBP
15%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Zagospodarowanie
Projekt realizowany wspólnie z
zagospodarowaniem Ærfugl
PL433 (Fogelberg)
Spirit
20%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Rozpoznanie
Analiza alternatywnych
koncepcji zagospodarowania
PL460 (Skogul)
Aker BP
35%
Złoże ropne
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
Produkcja uruchomiona w 2020
r.
PL636 (Duva)
Neptune
30%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Zagospodarowanie
Zagospodarowanie (planowane
uruchomienie produkcji w 2021
r.)
PL636C
PL636B
Neptune
20%
Poszukiwawcza
Decyzja o wierceniu odwiertu
ma zostać podjęta w 2021 r.
PL838 (Shrek)
Aker BP
35%
Złoże ropne
Poszukiwawcza
Odkrycie złoża w wyniku
odwiertu w 2019 r., analizy
dotyczące zagospodarowania
Op.PL838B
PGNiG
40%
Poszukiwawcza
Decyzja o wierceniu odwiertu
ma zostać podjęta w 2021 r.
PL939 (Egyptian Vulter)
Equinor
30%
Poszukiwawcza
Wiercenie planowane na rok
2021 r.
PL941 (Gronlifielet)
AkerBP
20%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Marzec 2021 r.
PL1009 (Warka)
ConocoPhilips
35%
Poszukiwawcza
Planowany odwiert
rozpoznawczy
PL1009B (Warka)
PL1017 (Copernicus)
PGNiG
50%
-
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Marzec 2021 r.
PL1064 (Peder)
ConocoPhilips
30%
Poszukiwawcza
Odwiert planowany do
odwiercenia w 2022 r.
*Decyzja DoD (Drill or Drop) – decyzja o dalszym zaangażowaniu w projekt i odwierceniu otworów poszukiwawczych lub zrezygnowanie z koncesji.
Złoża w fazie produkcji
Złoże Skarv rozpoczęło produkcję w grudniu 2012 r. Obecnie zagospodarowane jest 16 odwiertami podłączonymi do pięciu
podmorskich płyt fundamentowych przygotowanych do podłączenia kolejnych 7 odwiertów, co zapewnia dużą elastyczność
do dalszych prac związanych z licencją Skarv. Pływająca platforma Skarv FPSO ma założony długi okres użytkowania – platforma
stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo transportowe dla kolejnych odkryć w regionie.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 16,5 mln boe, w tym 10,6 mln boe gazu ziemnego i 5,9 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoże Gina Krog to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja rozpoczęła się w czerwcu 2017 r. przy wykorzystaniu 5 odwiertów. W
chwili obecnej liczba odwiertów została zwiększona do 14, z czego 4 wykorzystywane są do zatłaczania gazu, co pozwala na
optymalne sczerpanie zasobów ropy naftowej. Złoże zostało zagospodarowane w oparciu o budowę nowej platformy oraz
wykorzystanie pływającej jednostki o pojemności 850 tys. bbl do magazynowania ropy naftowej, skąd - z pośrednim przeładunkiem
na morzu - ropa jest dalej transportowana tankowcami. Surowy gaz przesyłany jest z kolei na platformę Sleipner, z której trafia do
sieci gazociągów Gassled. Kondensat oraz NGL są przesyłane do instalacji przetwórczych w Kårstø w Norwegii. Po transakcji z 2020
r. udział PGNiG UN w projekcie został zwiększony z 8% do 11,3%.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 15,1 mln boe, w tym 8,7 mln boe gazu ziemnego i 6,4 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoże Vilje jest usytuowane w centralnej części Morza Północnego. W sąsiedztwie złoża znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal.
Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z 3 odwiertami połączonymi rurociągami z pływającą platformą Alvheim FPSO.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 3,3 mln boe ropy naftowej
Złoże Vale jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na obszarze Morza Północnego i zostało odkryte w 1991 r. Mimo
przestojów, jakie miały miejsce w 2018 - 2020 r., w najbliższych latach zakłada się zwiększony poziom produkcji ze złoża Vale w
związku z ostatnimi inwestycjami dokonanymi w ramach platformy Heimdal.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 0,9 mln boe, w tym 0,6 mln boe gazu ziemnego i 0,3 mln boe ropy naftowej
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 36 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Złoże Morvin zlokalizowane na obszarze Morza Norweskiego zostało odkryte w 2001 r. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie
płyty fundamentowe na dnie morza. Wspólny rurociąg łączy Morvin z platformą Åsgard B.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 1,7 mln boe, w tym 0,7 mln boe gazu ziemnego i 1,1 mln ropy naftowej
Złoże Skogul to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza Północnego w pobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania objął
wykonanie 1 odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na złożu Vilje, a następnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, w
tym platformy Alvheim FPSO. Rozpoczęcie produkcji nastąpiło w pierwszym kwartale 2020 r.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 2,1 mln boe, w tym 0,2 mln boe gazu ziemnego i 1,9 mln boe ropy naftowej
Złoże Kvitebjorn zostało odkryte w 1994 r., decyzja o jego zagospodarowaniu została podjęta w 2000 r. Produkcja ze złoża rozpoczęła
się z kolei w 2004 r. Zagospodarowanie nastąpiło poprzez wybudowanie dedykowanej platformy z zainstalowaną na stałe instalacją
wiertniczą. Pozwala to na wiercenie kolejnych odwiertów w ramach projektu. Nabycie przez PGNiG UN udziałów w złożu w wysokości
6,45% zostało sfinalizowane na koniec grudnia 2020 r.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 11,6 mln boe, w tym 9,4 mln boe gazu ziemnego i 2,1 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoże Valemon zostało odkryte w 1985 r., przy czym decyzja inwestycyjna została zatwierdzona w 2011 r. Start produkcji nastąpił w
2015 r. Zagospodarowanie polegało na postawieniu bezobsługowej platformy z uproszczonym systemem separacji. Wstępnie
odseparowana ropa naftowa jest transportowana do platformy Kvitebjorn, podczas gdy gaz dostarczany jest do platformy Heimdal.
W chwili obecnej, z uwagi na planowaną likwidację platformy Heimdal, rozpoczęto projekt skierowania gazu do dalszej obróbki na
platformę Kvitebjorn.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 1,1 mln boe, w tym 1,0 mln boe gazu ziemnego i 0,1 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoża w fazie zagospodarowania lub wyboru koncepcji zagospodarowania
Złoże Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie
złoża Ekofisk. Charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do
prowadzenia dalszych poszukiwań złóż. Według obecnego harmonogramu rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 r.
Zasoby Tommeliten Alpha na koniec 2020 r.: ok. 58,4 mln boe, w tym 40,7 mln boe gazu ziemnego i 17,8 mln boe ropy naftowej +
NGL
Złoża Ærfugl oraz Snadd Outer są złożami gazowo-kondensatowymi odkrytymi w ramach obszaru licencyjnego Skarv. Złoża znajdują
się w fazie wiercenia 6 dodatkowych odwiertów, z których 3 rozpoczęły już produkcję. Odwierty z obydwu złóż w ramach wspólnego
zagospodarowania będą podłączone do Skarv FPSO z wykorzystaniem obecnie istniejącej infrastruktury do dalszego przesyłu.
Harmonogram zakłada uruchomienie produkcji z fazy drugiej zagospodarowania w czwartym kwartale 2021 r.
Zasoby Ærfugl na koniec 2020 r.: ok. 25,3 mln boe, w tym 18,2 mln boe gazu ziemnego i 7,1 mln boe ropy naftowej + NGL
Zasoby Sandd Outer na koniec 2020 r.: ok. 4 mln boe, w tym 3 mln boe gazu ziemnego i 1 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoże Duva to złoże gazowo-ropne położone na głębokości 2200 m o dobrych właściwościach zbiornikowych. Zlokalizowane jest w
północnej części Morza Północnego, w pobliżu złoża Gjøa. Duva została odkryta w 2016 r., a plan jej zagospodarowania został
zatwierdzony w 2019 r. i obejmuje zainstalowanie podmorskiej płyty fundamentowej, przygotowanej do podłączenia 4 odwiertów
produkcyjnych. Strumień sczerpywanych zasobów złoża będzie kierowany za pomocą podmorskich rurociągów na platformę Gjøa w
celu przetworzenia wydobytych węglowodorów i ich eksportu.
Na koniec 2020 r. trwały prace inwestycyjne przy zagospodarowaniu złoża. Uruchomienie eksploatacji przewidziane jest na 2021 r.
Duva będzie eksploatowana poprzez stopniowe obniżanie ciśnienia złożowego, gdzie w początkowym okresie produkcji wydobywana
w pierwszym rzędzie będzie ropa naftowa, a następnie w coraz większym stopniu od 2023 r. gaz ziemny.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 27,3 mln boe, w tym 15,4 mln boe gazu ziemnego i 11,9 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoże King Lear jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym. W 2020 r. trwały prace dotyczące
opracowania koncepcji zagospodarowania złoża. Proces inwestycyjny planowany jest w latach 2021-25, a uruchomienie produkcji
zakładane na 2025 r. Zgodnie z aktualnymi danymi operatora złoża, po uruchomieniu produkcji, wydobycie gazu w części
przypadającej na PGNiG UN powinno wynieść ok. 0,25 mld m
3
rocznie.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 35,4 mln boe, w tym 14,8 mln boe gazu ziemnego i 20,6 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoże Shrek jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Złoże zostało
udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2019 r., którego operatorem był PGNiG UN. Na czas
zagospodarowania operatorstwo zostało przekazane firmie Aker BP.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 6,0 mln boe, w tym 2,2 mln boe gazu ziemnego i 3,8 mln boe ropy naftowej + NGL
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 37 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Złoże Alve Nord zostało odkryte w 2011 r. W chwili obecnej, firma Aker BP będąca operatorem projektu, przygotowuje koncepcję
zagospodarowania złoża. Spodziewane rozpoczęcie produkcji ma nastąpić w 2025 r.
Zasoby na koniec 2020 r.: ok. 5,3 mln boe, w tym 3,5 mln boe gazu ziemnego i 1,8 mln boe ropy naftowej + NGL
Złoża w fazie poszukiwania / rozpoznania
Złoże Fogelberg jest złożem gazowym-kondensatowym na obszarze Morza Norweskiego, zlokalizowanym na północny wschód od
złoża Morvin. W trakcie 2020 r. nadal trwały analizy danych pozyskanych z odwiertu wykonanego w 2018 r., które koncentrowały się
głównie na produktywności złoża oraz określeniu zasobów wydobywalnych.
Złoże Warka jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Złoże zostało
udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2020 r. przez ConocoPhilips. Według wstępnych wyliczeń
zasoby wydobywalne węglowodorów w złożu Warka na koncesjach PL1009/1009B mieszczą się w przedziale między ok. 50 a 189
mln boe, co potwierdził Norweski Dyrektoriat Naftowy (NPD). W chwili obecnej planuje się odwiercenie odwiertu rozpoznawczego,
którego celem byłoby potwierdzenie komercyjnego charakteru odkrycia.
Sprzedaż węglowodorów
Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd. (ze złóż Skarv
Unit, Vilje, Vale, Skogul, Kvitebjorn, Valemon i Gina Krog) i TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach,
z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągiem głównie do Niemiec,
gdzie odbiera go spółka z Grupy PGNiG (PST).
Zmiany w otoczeniu regulacyjnym
W czerwcu 2020 r. norweski parlament zatwierdził zmiany do prawa podatkowego, które mają na celu wsparcie branży naftowej i
wprowadzenie zachęt do inwestowania na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zmiany w prawie podatkowym obowiązują od 1
stycznia 2020 r. i obejmują:
natychmiastową amortyzację poniesionych nakładów inwestycyjnych w ramach Special Petroleum Tax 56% w roku dokonania
nakładów;
natychmiastowe naliczenie dodatkowej ulgi inwestycyjnej w wysokości 24% w roku dokonania nakładów (poprzednio ulga miała
wysokość 20,8% i była rozłożona na 4 lata);
natychmiastową amortyzacja i ulga inwestycyjna obowiązuje dla wszystkich nakładów w latach 2020-21 oraz dla całości
nakładów dotyczących nowych projektów, które zostały zatwierdzone do realizacji (do końca 2022 r.);
gotówkowy zwrot straty podatkowej poniesionej w latach 2020-21 na rachunek firm naftowych. Zwrot jest dokonywany od sierpnia
2020 r.
Powyższe zmiany w sposób istotny wpływają na opłacalność realizowanych projektów inwestycyjnych oraz w sposób znaczący
przyspieszają zwrot z zainwestowanych środków. Wprowadzone regulacje mają pozytywny wpływ na stopę zwrotu z realizowanych
projektów oraz płynność spółki PGNiG UN. Wdrożone zmiany zachęcają także do realizacji nowych projektów inwestycyjnych na
Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Zgodnie z ostatnimi zmianami w przepisach korzystne zasady dotyczące amortyzacji zostały dodatkowo wprowadzone dla wszystkich
nowych projektów zapoczątkowanych w latach 2020-22. W odniesieniu do tych projektów – nowe zasady będą obowiązywać aż do
uruchomienia produkcji z tych projektów. Zmiany są korzystne dla PGNiG UN, które planuje także realizację nowych inwestycji,
mogących zasilić projekt Baltic Pipe.
Pakistan
PGNiG poprzez swój Oddział Operatorski prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i
eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar. Poszukiwania prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL),
zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. Ponadto, PGNiG objęło 25% udziałów w koncesji
poszukiwawczej Musakhel. Pozostałymi udziałowcami są PPL jako operator z 37.2% udziałów oraz Oil and Gas Development
Company Limited (OGDCL) i Government Holding Private Limited (GHPL) z udziałami odpowiednio 35,3% i 2,5%.
Zasoby na koniec 2020 r. (gazu ziemnego zaazotowanego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, przypadający dla PGNiG): ok.
6,64 mld m
3
(42,8 mln boe) w tym na złożu Rehman 4,88 mld m
3
(31,4 mln boe) i Rizq 1,76 mld m
3
(11,4 mln boe).
Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż
Rehman i Rizq, prowadzonej 10 odwiertami w 2020 r., wyniósł ok. 295 mln m
3
w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. Pozytywny
wynik złożowy uzyskał otwór eksploatacyjny Rizq-3 (prace rozpoczęte we lipcu 2019 r.), a otwór Rehman-7 znajduje się w fazie
testów złożowych. Łącznie odwiercono ponad 2,96 kmb w otworze Rehman – 7.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 38 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych w 2020 r. Oddział w Pakistanie zakończył processing i reprocessing danych
sejsmicznych: 3D na obszarze potencjalnego złoża W1 oraz zdjęcia sejsmicznego 2D na obszarze potencjalnego złoża W2.
Zjednoczone Emiraty Arabskie
W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów
na lądowym bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah. W ramach wygranej rundy Spółka objęła 90% udziałów w tym bloku o powierzchni
619 km
2
. PGNiG podpisało umowy z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC w styczniu 2019 r. W wyniku kontynuacji
prac w emiracie został zarejestrowany Oddział PGNiG, który uzyskał stosowną licencję na prowadzenie działalności oraz rozpoczęto
prace sejsmiczne.
Pod koniec 2019 r. rozpoczęto akwizycję danych sejsmicznych, która trwała do maja 2020 r. Od tego czasu PGNiG prowadzi prace
przetwarzania i interpretacji danych pod kątem wyłonienia lokalizacji pod wiercenie pierwszego odwiertu poszukiwawczego.
Równolegle trwają prace mające na celu pozyskanie praw do kolejnych bloków w emiracie Ras Al Khaimah.
Ukraina
W 2020 r. kontynuowano prace nad pozyskaniem koncesji poszukiwawczej położonej w zachodniej Ukrainie w pobliżu granicy polsko-
ukraińskiej. W październiku 2020 r. podpisano umowę niewiążącą z firmą ERU (Energy Resources of Ukraine) ustalającą warunki
nabycia udziałów w spółce posiadającej prawa do tej koncesji. W dniu 31 grudnia 2020 r. PGNiG oraz ERU Management Services
LLC złożyły wniosek do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w sprawie utworzenia wspólnego przedsiębiorstwa.
Libia
Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce z początkiem II połowy 2014 r., PGNiG
UNA zgłosiła do National Oil Corporation (NOC) Siłę Wyższą. Sytuacja polityczna w trakcie 2020 r. zmieniła się i w październiku
2020 r. podpisano porozumienie pokojowego pomiędzy stronami konfliktu. Spółka na bieżąco monitoruje rozwój sytuacji politycznej
w Libii, zwłaszcza warunki bezpieczeństwa prowadzenia działalności operacyjnej w tym kraju.
Kluczowe projekty i inwestycje zagraniczne
Łączne nakłady przeznaczone przez PGNiG na działalność wydobywczą za granicą wyniosły ok. 133 mln zł, w tym nakłady
inwestycyjne poniesione w Pakistanie w 2020 r. wyniosły 75 mln zł, a w Zjednoczonych Emiratach Arabskich nakłady wyniosły ok.
58 mln zł.
2020 r. był rekordowy dla PGNiG UN pod względem wysokości nakładów inwestycyjnych, które wyniosły ok. 3,57 mld NOK (1,57 mld
zł). W 2020 r. nakłady inwestycyjne poniesione w Norwegii (bez uwzględnienia kwoty z tytułu akwizycji) wyniosły ok. 1,86 mld NOK
(0,82 mld zł). W 2020 r. spółka podejmowała działania mające na celu utrzymanie wydobycia z obecnych złóż przy zachowaniu
dobrych wyników operacyjnych, poprzez inwestycje w:
akwizycję dodatkowych udziałów w licencjach PL636 i PL636B, zawierających złoże Duva;
zakup udziałów w koncesji PL29B oraz w koncesji PL127C zawierającej odkrycie Alve Nord, a także zwiększenie udziałów w
Gina Krog;
akwizycje w koncesjach PL193, PL193B, PL193C oraz PL193D, obejmujących udziały w złożu Kvitebjorn oraz udziały w złożu
Valemon;
4.1.4 Działalność wspierająca segment w Polsce i za granicą
Usługi geofizyczne oraz prace sejsmiczne
Spółka Geofizyka Toruń świadczy usługi geofizyczne oraz geologiczno-wiertnicze na wielu rynkach zagranicznych. W 2020 r. Spółka
realizowała zadania:
w zakresie akwizycji danych sejsmicznych w: Polsce, Bułgarii, Chorwacji, Mozambiku, Niemczech i Zjednoczonych Emiratach
Arabskich;
w zakresie przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych w: Polsce, Holandii, Kolumbii, Meksyku, Pakistanie i Zjednoczonych
Emiratach Arabskich;
w zakresie geofizyki wiertniczej i pomiarów parametrów wiertniczo-gazowych rynkami zbytu usług były: Polska, Bułgaria, Niemcy
i Norwegia.
Geofizyka Toruń, w związku ze swoją podstawową działalnością, prowadzi również prace w zakresie B+R+I poprzez różne
przedsięwzięcia innowacyjne m.in. metodę akwizycji, przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych dla wielkowolumenowych
zdjęć sejsmicznych z wykorzystaniem systemów nodalnych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 39 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W 2020 r., na rynku krajowym wykonywano głównie badania dla Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG oraz ORLEN Upstream Sp.
z o.o. W 2020 r. spółka wykonała w Polsce na zlecenie Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG 22 km sejsmiki 2D oraz 872km
2
sejsmiki 3D. Łącznie spółka wykonała 555 km sejsmiki 2D oraz 2157 km
2
sejsmiki 3D w 2020 r.
Prace wiertnicze oraz usługi serwisowe
W 2020 r. Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w 25 otworach o łącznym metrażu 55,6 kmb.
Należąca do GK PGNiG spółka EXALO świadczy usługi z zakresu prac serwisowych oraz wykonywania odwiertów zarówno dla GK
PGNiG, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń
lądowych. Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2020 r. przez EXALO należały m.in.:
na rzecz PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2000 KM oraz świadczenie usług serwisowych w zakresie
m.in. wiercenia oraz robót górniczych oraz dokonanie odwiertów w Pakistanie;
na rzecz podmiotów zewnętrznych: dokonanie odwiertów dla klientów w Pakistanie, Czadzie, Kazachstanie oraz zapewnienie
serwisu na Ukrainie w ramach kontraktu wiertniczego.
Podziemne magazyny gazu
W ramach segmentu funkcjonują dwa magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi
zadaniami jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.
Wskazane magazyny są traktowanie odrębnie od magazynów gazu wysokometanowego (wchodzących w skład segmentu Obrót i
Magazynowanie) ze względu na inny rodzaj składowanego surowca oraz funkcję.
Tabela 16 Podziemne Magazyny Gazu (PMG)
Pojemność czynna
Maksymalna moc odbioru
Maksymalna moc zatłaczania
mln m
3
mln m
3
/dobę
mln m
3
/dobę
Bonikowo
200
2,4
1,7
Daszewo
60
0,4
0,2
4.1.5 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
Polska
Prognozowane wydobycie w Polsce w 2021 r. to 3,8 mld m
3
gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy), natomiast
ropy naftowej wraz z kondensatem: 0,667 mln ton.
W 2021 r. na terenie działalności Oddziału w Sanoku planowane są prace związane m. in. z:
zagospodarowaniem i podłączeniem odwiertów Brzyska Wola 2 i Dąbrowica Duża 3,6 – KGZ Żołynia;
zagospodarowaniem odwiertów: Sędziszów (38K, 39K) OZG Sędziszów – KGZ Czarna Sędziszowska, Kramarzówka 1(K, 2H,
3H) – KGZ Tuligłowy, Korzeniówek 1 – KGZ Pilzno, Przemyśl (287K, 289K, 290 – KGZ Przemyśl Zachód, Przemyśl (303K,
304K) – KGZ Przemyśl Wschód, Rogoźnica (3K,4K,5K) – KGZ Zalesie, Nowe Sioło -1 i Mielniki-1 – KGZ Lubaczów,
Przemyśl (299K, 308K) – KGZ Hurko, Przemyśl (291K, 292K, 316K, 317K, 318K) – Przemyśl Zachód;
podłączeniem odwiertów: Jastrzębiec 2,3 – KGZ Tarnogród, Wielgoszówka 1K – KGZ Szczepanów, Draganowa 4K, OZG
Draganowa – KRNiGZ Bóbrka – Równe;
zabudową dodatkowej sprężarki gazu na OZG Palikówka – KGZ Krasne.
Natomiast w Oddziale Zielona Góra planowane są prace związane m.in. z:
rozbudową KRNiGZ Lubiatów w celu zwiększenia możliwości produkcyjnych ze złoża Międzychód;
rozbudową KRNiGZ Dębno – zagospodarowanie złoża Różańsko;
zagospodarowaniem złóż: Kamień Mały, Babimost, Zbąszyń, Rokietnica (wraz z budową rurociągu przesyłowego gazu ziemnego
relacji Grodzisk Wlkp. – Kościan), Gryżyna, Czeszów;
zagospodarowaniem odwiertów: Wielichowo-8, Koźminiec-1, Grotów (4K, 10 i 12K), Sieraków-2H, Chwalęcin-1K, Borowo-5,
Granówko-1, Szczepowice-1, Turkowo-2, Brońsko-30, Paproć-66H;
budowa źródła kogeneracyjnego na potrzeby KRNiGZ Dębno;
modernizacja KRNiGZ Zielin;
budowa tłoczni gazu ziemnego na OC KGZ Kościan-Brońsko.
Na terenie swojej działalności Oddziały Wydobywcze PGNiG będą realizowały także inne projekty inwestycyjne mające głównie na
celu utrzymanie lub zwiększenie wydobycia węglowodorów – należą do nich m.in. prace z zakresu zabudowy sprężarek gazu czy
modernizacji układu rurociągów i gazociągów przesyłowych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 40 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Norwegia
Na Norweskim Szelfie Kontynentalnym PGNiG UN kontynuować będzie, jako partner, wydobycie węglowodorów ze złóż Skarv,
Ærfugl, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog, Skogul, Kvitebjorn i Valemon oraz zagospodarowanie złóż Ærfugl Nord i Duva. Trwa również
faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Tommeliten Alpha, Shrek, Alve Nord i King Lear. Spółka będzie także
prowadzić działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują
one zarówno wsparcie przy budowie infrastruktury umożliwiającej fizyczne sprowadzenie norweskiego gazu do Polski, jak i
potencjalne akwizycje aktywów produkcyjnych i/lub przedprodukcyjnych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
W 2021 r. planowany jest wzrost produkcji/eksportu gazu poprzez rozpoczęcie produkcji na złożach Ærfugl (faza 2) oraz Duva, a
także rozwój działalności poszukiwawczej na licencjach PL939 (odwiercenie odwiertów poszukiwawczych) oraz PL1009 i PL1064
(przygotowanie do wiercenia zaplanowanego na 2022 r.).
Pakistan
Na 2021 r. w ramach prac rozpoznawczo – eksploatacyjnych zaplanowano ukończenie testów złożowych i podłączenie do produkcji
otworu eksploatacyjnego Rehman-7 oraz wykonanie otworu eksploatacyjnego Rehman-8 i rozpoczęcie wiercenia otworu Rizq-4.
Równolegle do prac wiertniczych, Oddział PGNiG w Pakistanie prowadzić będzie prace związane z rozbudową mocy instalacji
wydobywczych. W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych, Oddział w Pakistanie planuje ukończenie interpretacji zdjęć
sejsmicznych 3D na obszarze potencjalnego złoża W1 oraz zdjęcia sejsmicznego 2D na obszarze potencjalnego złoża W2. Na bazie
wyników tej interpretacji zostaną przeprowadzone prace przygotowawcze pod przyszłe otwory poszukiwawcze.
W 2021 r. na koncesji Musakhel przewidziane jest rozpoczęcie prac sejsmicznych, które pozwolą podjąć decyzję o wejściu w kolejną
fazę poszukiwawczą.
Ukraina
W 2021 r. planowane jest nabycie udziałów w spółce ERU (Energy Resources of Ukraine) i rozpoczęcie działalności operacyjnej.
Dodatkowo w 2021 r. planuje się rozpoczęcie współpracy z firmą Ukrgazwydobywanie na obszarze Zachodniej Ukrainy.
Usługi geofizyczne oraz prace sejsmiczne
Biorąc pod uwagę potencjalne zmniejszenie liczby zleceń w zakresie poszukiwania węglowodorów w Polsce oraz Europie, związane
z procesem zielonej transformacji, Geofizyka Toruń będzie kontynuować dywersyfikację rynkową, związaną z poszukiwaniem i
intensyfikacją produkcji węglowodorów na świecie. Spółka będzie również oferować zarówno nowe technologie, jak i własne
innowacyjne rozwiązania na potrzeby akwizycji, przetwarzania i interpretacji danych geofizycznych. Spółka zamierza
maksymalizować wykorzystanie swoich kompetencji i posiadanych rozwiązań technologicznych dla dekarbonizacji sektora
energetycznego oraz rozszerzać portfel usług ukierunkowany na takie obszary jak: geotermia, wychwytywanie, składowanie i
utylizacja dwutlenku węgla oraz energia wiatrowa. Ponadto będzie umacniać pozycję w obszarze badań geologiczno-wiertniczych i
geotechnicznych na lądzie i morzu.
Prace wiertnicze oraz usługi serwisowe
EXALO upatruje możliwości dalszego rozwoju w sferze wierceń geotermalnych oraz wierceń pod podziemne magazyny gazu.
Planowane jest umocnienie pozycji podmiotu na rynku geotermalnym, kontynuacja budowania rozpoznawalności marki jako
wykonawcy tego typu robót, pozyskanie poprzez zwiększenie konkurencyjności kontraktów na realizację kolejnych otworów.
Ponadto, chcąc wyjść naprzeciw oczekiwaniom klientów, EXALO zaczęła przystępować do przetargów na wiercenia „pod klucz”
(kompleksowe wykonanie otworu, zaczynając od przygotowania dróg dojazdowych, placu pod wiertnię, zapewnienie niezbędnych
serwisów oraz uzbrojenie otworu, w dłuższej perspektywie) na rynkach w rejonach, gdzie występuje zaplecze sprzętowe i operacyjne.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 41 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.2 Segment Obrót i Magazynowanie
Segment sprzedaje w Polsce gaz wydobywany ze złóż krajowych i gaz importowany, a GK PGNiG jest największym dostawcą gazu
ziemnego na krajowym rynku. Poprzez spółkę PST Grupa PGNiG rozwija swoją działalność zagraniczną. Ponadto, segment prowadzi
działalność handlową na rynkach energii elektrycznej, świadectw pochodzenia energii oraz uprawnień do emisji CO
2
, a także ropy
naftowej (od 2018 r. przez PST). W celu prowadzenia działalności handlowej na globalnym rynku LNG, PST utworzyła oddział w
Londynie. Segment wykorzystuje siedem podziemnych magazynów gazu oraz świadczy usługę biletową w zakresie magazynowania
gazu na rzecz klientów zewnętrznych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 42 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.2.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 17 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza GK PGNiG w segmencie OiM
mln m
3
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Gaz wysokometanowy (E)
29 930
17 769
29 031
16 464
27 440
22 818
21 596
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
745
261
751
262
721
671
611
Razem (przeliczony na E)
30 675
18 030
29 782
16 726
28 161
23 489
22 207
w tym:
PGNiG – Sprzedaż hurtowa
18 030
18 030
16 726
16 726
16 364
13 734
12 415
PGNiG OD – Sprzedaż detaliczna
8 198
-
7 815
-
7 868
7 245
7 753
PST – Sprzedaż hurtowa/detaliczna
4 447
-
5 242
-
3 929
2 510
2 039
Tabela 18 Struktura odbiorców gazu ziemnego w Polsce poza GK PGNiG w segmencie OiM
mln m
3
2020
2019
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
Odbiorcy domowi
4 354
0
4 152
0
Handel, usługi, hurt
1 556
372
1 597
342
Zakłady azotowe
2 526
2 519
2 272
2 264
Elektrownie i ciepłownie
1 542
1 161
1 927
1 749
Rafinerie i petrochemia
2 412
2 400
2 020
2 013
Pozostali odbiorcy przemysłowi
3 583
692
3 182
903
Giełda
9 742
9 647
9 061
8 910
Razem sprzedaż w segmencie OiM poza GK PGNiG
25 715
16 791
24 211
16 181
Tabela 19 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG
mln m
3
2020
2019
2018
2017
2016
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
PST
3 720
5 028
3 929
2 186
2 384
Eksport z Polski i sprzedaż na Ukrainie
1 239
544
451
728
370
Razem (przeliczony na E), w tym:
4 959
5 572
4 380
2 914
2 754
Tabela 20 Struktura odbiorców gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG
mln m
3
2020
2019
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
Odbiorcy domowi
18
-
32
-
Handel, usługi, hurt
1 586
-
2 677
-
Pozostali odbiorcy przemysłowi
14
-
16
-
Giełda
2 105
-
2 303
-
Eksport z Polski i sprzedaż na Ukrainie
1 239
1 239
544
544
Razem sprzedaż w segmencie OiM poza GK PGNiG
4 959
1 239
5 572
544
Tabela 21 Struktura odbiorców energii elektrycznej PGNiG w segmencie OiM
2020
2019
GWh
Udział %
GWh
Udział %
Odbiorcy końcowi
0
0%
-
-
Przedsiębiorstwa obrotu
151
1%
492
6%
Rynek bilansujący
50
1%
353
5%
Giełda
8 875
90%
6 713
85%
Wytwórcy
832
8%
325
4%
Razem sprzedaż PGNiG
9 908
100%
7 883,0
100%
Tabela 22 Pojemności czynne i udostępnione pojemności czynne instalacji magazynowych
Pojemności czynne instalacji
magazynowych (mln m
3
)
Udostępnione pojemności
czynne instalacji
magazynowych (mln m
3
)
Udostępnione pojemności
czynne instalacji
magazynowych (GWh)
2020
2019
2020
2019
2020
2019
GIM Kawerna
825
825
810
813
8 883
8 915
IM Wierzchowice
1 300
1 200
1 300
1 200
14 264
13 166
GIM Sanok
1 050
1 050
1 050
1 050
11 521
11 521
Razem
3 175
3 075
3 160
3 063
34 668
33 602
* Przeliczenie dla paliwa gazowego o cieple spalania 39,5 MJ/m
3
.
4.2.2 Obszar działalności hurtowej
4.2.2.1 Działalność w Polsce
Działalność PGNiG obejmuje m.in. sprzedaż hurtową gazu ziemnego wydobywanego ze złóż krajowych oraz importowanego
gazociągami i drogą morską. Spółka poprzez wyspecjalizowaną komórkę organizacyjną – Oddział Obrotu Hurtowego – prowadzi
handel: gazem ziemnym, gazem LNG, ropą naftową, energią elektryczną, uprawnieniami do emisji CO
2
i prawami majątkowymi.
OOH jest również odpowiedzialny za politykę importową i dywersyfikację źródeł dostaw paliwa gazowego do Polski.
PGNiG w ramach wykonywanej działalności posiada koncesję na obrót paliwami gazowymi, obrót gazem ziemnym z zagranicą,
wytwarzanie energii elektrycznej, obrót energią elektryczną, skraplanie gazu ziemnego i regazyfikację skroplonego gazu ziemnego
w instalacjach skroplonego gazu ziemnego.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 43 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Import gazu
W 2020 r. PGNiG kupowało gaz ziemny głównie w ramach wymienionych poniżej umów i kontraktów długoterminowych:
kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. z PAO Gazprom/OOO
Gazprom Export, obowiązującego do 2022 r. (tzw. kontrakt jamalski);
umowy sprzedaży skroplonego gazu ziemnego z dnia 29 czerwca 2009 r. z Qatar Liquefied Gas Company Limited (3),
obowiązującej do 2034 r. (tzw. kontrakt katarski) oraz umowy dodatkowej do umowy długoterminowej z marca 2017 r.
(obowiązuje od początku 2018 r. do 2034 r.);
umowy sprzedaży / zakupu skroplonego gazu ziemnego z dnia 8 listopada 2018 r. z Cheniere Marketing International, LLP,
obowiązującą do 2042 r.
Dostawy realizowane były również w ramach średnio- i krótkoterminowych umów na dostawy sieciowe oraz LNG (m.in. 5-letni
kontrakt, którego wykonanie rozpoczęło się w 2018 r., na dostawę 9 ładunków gazu skroplonego z Centrica LNG Company Limited).
Wykres 14 Dostawy gazu ziemnego do Polski z zagranicy w latach 2016-2020 w mld m
3
W 2020 r. zakupy gazu z importu wyniosły 162,2 TWh (14,8 mld m
3
). Nieznacznie zwiększyły się zakupy gazu z kierunku wschodniego
– zakupiono o 0,5 TWh (ok. 0,05 mld m
3
) gazu więcej z tego kierunku względem 2019 r. Istotnie wzrosły dostawy LNG z poziomu
37,6 TWh (3,43 mld m
3
) w 2019 r. do poziomu 41,2 TWh (3,76 mld m
3
) w 2020 r.
Po zawarciu umów długoterminowych na zakup LNG w terminalach amerykańskich w latach poprzednich, w 2020 r. spółka PST z
GK PGNiG wyczarterowała od norweskiego armatora Knutsen OAS Shipping dwa zbiornikowce w celu odbioru LNG
zakontraktowanego w formule free-on-board. Dwie nowoczesne jednostki o pojemności 174 tys. m
3
każda, wejdą do użytku w 2023
r. Pozyskanie statków zwiększy elastyczność zakupów i sprzedaży LNG i jest kolejnym krokiem w rozwoju działalności tradingowej
Grupy PGNiG na globalnym rynku. Więcej informacji na ten temat znajduje się w rozdziale 4.2.2.2.
PGNiG aktywnie wspiera działania mające na celu budowę połączenia dającego Polsce bezpośredni dostęp do gazu ze złóż na
Morzu Północnym. W styczniu 2018 r. zostały zawarte umowy na świadczenie usług przesyłu gazu w okresie od 1 października 2022
r. do 1 października 2037 r., w ramach procedury Open Season 2017 projektu Baltic Pipe dotyczącej przesyłu gazu z Norwegii do
Polski przez Danię. Zawarcie umów przesyłowych z operatorami systemów przesyłowych, tj. GAZ-SYSTEM oraz Energinet o łącznej
wartości 8,1 mld zł było ostatnim etapem Open Season 2017. Więcej informacji na temat projektu Baltic Pipe znajduje się w rozdziale
3.1.2.
Renegocjacja warunków cenowych w ramach kontraktu z OOO Gazprom Export
W dniu 30 marca 2020 r. Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok końcowy w postępowaniu arbitrażowym, na mocy którego
zmienił formułę cenową zakupu gazu dostarczanego przez PAO Gazprom/OOO Gazprom Export w ramach kontraktu jamalskiego
m.in. poprzez jej istotne i bezpośrednie powiązanie z notowaniami rynkowymi gazu ziemnego na europejskim rynku energetycznym.
Zgodnie z zapisami kontraktu jamalskiego oraz wyrokiem końcowym, nowa cena kontraktowa ustalona przez Trybunał Arbitrażowy
w Sztokholmie dotyczy dostaw gazu realizowanych od dnia 1 listopada 2014 r., tj. od daty złożenia przez PGNiG wniosku o
renegocjację ceny kontraktowej.
Z dniem 5 czerwca 2020 r. został podpisany aneks do kontraktu jamalskiego pomiędzy PGNiG i OOO Gazprom Export. Na mocy
aneksu strony potwierdziły zasady stosowania formuły cenowej zakupu gazu dostarczanego w ramach kontraktu jamalskiego,
wskazanej w wyroku końcowym Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie. Ponadto w aneksie określone zostały warunki wzajemnego
rozliczenia pomiędzy stronami skutków finansowych wynikających z zastosowania nowej formuły cenowej obejmując okres od dnia
1 listopada 2014 r. do 29 lutego 2020 r. Polegały na płatności kwoty około 1,6 mld USD przez Gazprom oraz około 90 mln USD przez
PGNiG – co skutkowało należnością netto na rzecz PGNiG w kwocie około 1,5 mld USD.
W dniu 1 lipca 2020 r. PGNiG otrzymała od Gazprom zwrot należnych środków w ustalonej wysokości. W dniu 2 lipca 2020 r. PGNiG
dokonało płatności na rzecz Gazprom w uzgodnionej kwocie.
Jednocześnie istnieje możliwość dalszych zmian cenowych kontraktu jamalskiego na podstawie wniosków o renegocjację złożonych
przez PGNiG i Gazprom odpowiednio w listopadzie i grudniu 2017 r. Ponadto w dniu 1 listopada 2020 r. PGNiG złożyło do Gazprom
kolejny wniosek w celu obniżenia ceny kontraktowej. Natomiast w dniu 9 listopada 2020 r. Gazprom złożył do PGNiG wniosek o
10,2
9,7
9,0
8,95
9
1,0
1,7
2,7
3,43
3,76
0,3
2,3
1,4
2,03
1,7
0,4
0,45
0,33
2016
2017
2018
2019
2020
kierunek wschodni LNG kierunek zachodni kierunek południowy
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 44 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
renegocjację ceny w kierunku jej podwyższenia. Według oceny Spółki wnioski Gazprom są bezpodstawne. PGNiG pozostaje w
kontakcie z dostawcą w tych kwestiach.
PAO Gazprom/OOO Gazprom Export złożył dwie skargi do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie: Pierwsza złożona w dniu 2
października 2018 r. o uchylenie wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego z dnia 29 czerwca 2018 r. Sąd Apelacyjny w
Sztokholmie na mocy wyroku z dnia 23 grudnia 2020 r. odrzucił skargę PAO Gazprom/OOO Gazprom Export o uchylenie wyroku
częściowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc w Sztokholmie z dnia 29 czerwca 2018 r. Druga złożona w dniu 29 maja 2020 r.
o uchylenie wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego z dnia 30 marca 2020 r. Sprawa pozostaje w toku.
Dostawy gazu LNG
W 2020 r. PGNiG odebrało w sumie 35 ładunków LNG z 2,70 mln ton LNG, tj. około 41,22 TWh lub 3,76 mld m
3
gazu ziemnego po
regazyfikacji, w tym:
18 ładunków w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas, a wolumen importu z Kataru wyniósł 1,64 mln ton, czyli około
25,01 TWh lub około 2,28 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji;
13 dostaw spot;
2 dostawy na bazie kontaktu średnioterminowego GK PGNiG z Centrica;
2 ładunki w ramach kontraktu długoterminowego zawartego z Cheniere.
Sprzedaż gazu przez PGNiG
Klienci nabywają od PGNiG paliwo gazowe po cenach rynkowych, zgodnie z formułami oraz mechanizmami wynikającymi z
zawartych umów. Umowy zawierane przez Spółkę uwzględniają indywidualne wyceny sporządzane przy zastosowaniu jednolitej,
obiektywnej metody wyceny. Rozliczenia z odbiorcami oparte są o formuły cenowe lub ceny stałe wyznaczone na podstawie
indeksów giełdowych.
W 2020 r. podobnie jak latach poprzednich z powodzeniem kontynuowano strategię sprzedaży, w wyniku której PGNiG utrzymało
portfel dotychczasowych klientów. Strategicznymi odbiorcami gazu ziemnego PGNiG w Polsce są odbiorcy przemysłowi, do których
należą m.in.: PKN ORLEN S.A., Grupa Azoty S.A, Grupa LOTOS S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., KGHM Polska Miedź
S.A. czy Grupa Kapitałowa ArcelorMittal.
W czerwcu 2020 r. PGNiG oraz PKN ORLEN S.A. zawarły aneks w zakresie dostaw paliwa gazowego do Grupy Kapitałowej PKN
ORLEN S.A., wydłużając okres dostaw do 31 grudnia 2022 r., z opcją przedłużenia o kolejne 12 miesięcy - do 31 grudnia 2023 r.
Ponadto w grudniu 2020 r. PGNiG oraz PKN ORLEN S.A. przedłużyły obowiązujący między spółkami kontrakt indywidualny,
wydłużając okres jego obowiązywania do 31 grudnia 2027 r., z opcją przedłużenia do dnia 31 grudnia 2028 r., umożliwiając
jednocześnie realizację dostaw paliwa gazowego na potrzeby planowanej Elektrowni Ostrołęka „C”.
Sprzedaż gazu wysokometanowego sieciowego PGNiG na polskim rynku w 2020 r. wyniosła 184,7 TWh (ok. 16,8 mld m
3
). W
porównaniu do 2019 r., w którym sprzedaż PGNiG wyniosła 175,3 TWh (16 mld m
3
), odnotowano wzrost o 5,4%.
Sprzedaż gazu przez PST
W 2018 r. PST otworzyło oddział w Polsce w celu nawiązania kontaktu z klientami na dostawy gazu w Polsce i w następnej kolejności
w całej Europie, bazując na posiadanych w Polsce kontaktach z filiami międzynarodowych firm. W 2019 r. przeniesiono wyodrębniony
portfel klientów z PGNiG do PST (ostatni kontrakt został przeniesiony w styczniu 2020 r.).
Na dzień 31 grudnia 2020 r. PST dostarczało paliwo gazowe (gaz E) do 20 klientów (41 punkty dostawy w Polsce). Klientami PST –
oddział w Polsce – są największe podmioty komercyjne (kapitał prywatny) z branży szklarskiej, ceramicznej, spożywczej i rolniczej,
odbierający paliwo gazowe na własne potrzeby w punktach fizycznych, oraz klienci hurtowi odbierający paliwo gazowe w punkcie
wirtualnym lub fizycznym celem dalszej odsprzedaży.
Eksport
W 2020 r. PGNiG kontynuowało sprzedaż gazu ziemnego na rynek ukraiński głównie we współpracy ze spółkami z Grupy Kapitałowej
ERU i innymi wiodącymi traderami na tym rynku. W 2020 r. Spółka sprzedała na rynek ukraiński blisko 1,24 mld mln m
3
(13,6 TWh)
gazu ziemnego. Sprzedaż gazu odbywała się zarówno na granicy polsko - ukraińskiej oraz w ukraińskim systemie magazynowym w
reżimie CWR (ang. Customs Warehouse Regime – tryb składu celnego). Spółka monitoruje możliwości rozwoju działalności na rynku
ukraińskim.
Sprzedaż gazu na TGE realizowana przez PGNiG
Wolumen gazu sprzedanego przez PGNiG na TGE w 2020 r. (liczony po dacie dostawy w 2020 r.) wyniósł 105,8 TWh (9,52 mld m
3
)
i wzrósł w porównaniu do 2019 r. o około 8,1 TWh.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 45 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Sprzedaż gazu LNG małej skali
W 2020 r. PGNiG kontynuowało dynamiczny rozwój swojej działalności na rynku LNG małej skali, czyli sprzedaży gazu za pomocą
transportu cysternami skroplonego gazu do zakładów lub stacji regazyfikacyjnych, które nie mają dostępu do sieci dystrybucyjnej,
odpowiadając na rosnące zapotrzebowanie rynku. Systematycznie rośnie wolumen paliwa, które trafia do odbiorców końcowych w
postaci skroplonej. W 2020 r. w Świnoujściu załadowano 3 385 cystern LNG podczas gdy w 2019 r. - 2 306. Spółka wprowadziła na
rynek 80,1 tys.ton LNG, z czego przez Świnoujście – 59,5 tys. ton, natomiast sprzedaż z Odolanowa i Grodziska wyniosła 20,6 tys.
ton. Łącznie w okresie 2016-2020 Spółka wprowadziła na rynek 278,7 tys. ton LNG, z czego z terminala LNG w Świnoujściu –170,3
tys. ton, natomiast sprzedaż z Odolanowa i Grodziska wyniosła 108,4 tys. ton. Dodatkowo od kwietnia 2020 r. w terminalu LNG małej
skali w Kłajpedzie PGNiG dokonało przeładunku na cysterny ponad 4 tys. ton LNG.
Sprzedaż energii elektrycznej
PGNiG w zakresie działalności na rynku energii elektrycznej zajmuje się przede wszystkim obrotem hurtowym, zapewniając dostęp
do rynku spółkom z GK PGNiG. Łączna sprzedaż energii elektrycznej do przedsiębiorstw obrotu i na giełdzie stanowiła w 2020 r.
ponad 90% całości sprzedaży energii elektrycznej. PGNiG realizowało usługi bilansowania handlowego na rzecz PGNiG TERMIKA
i PGNIG TERMIKA EP oraz usługę OHT (operatora handlowo-technicznego) na rzecz PGNiG TERMIKA.
Rynek mocy
W wyniku aukcji zorganizowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. w 2018 r., 2019 r. oraz 2020 r. (związane z
wdrożeniem rynku mocy oraz tzw. obowiązkiem mocowym) PGNiG zawarła następujące umowy:
elektrownia przy PMG Wierzchowice, roczne umowy na dostawy latach 2021-2025 (moc netto 17 MW);
zespół jednostek wytwórczych Radoszyn-Lubiatów-Połęcko, roczne umowy na dostawy latach 2021-2023 (moc netto 4,5 MW);
zespół jednostek wytwórczych Radoszyn-Lubiatów, roczna umowa na dostawy w 2024 r., moc netto 3,5 MW.
Perspektywy obrotu hurtowego w Polsce
W perspektywie średnio- i długoterminowej PGNiG kierować się będzie realizacją warunków wynikających z długoterminowych
kontraktów w zakresie odbioru minimalnych ilości kontraktowych (kontrakt jamalski) oraz zakontraktowanych ilości LNG – zarówno
na warunkach DES delivery ex-ship (Qatargas i Cheniere), jak i FOB free-on-board (Venture Global LNG, Inc., Port Arthur LNG,
LLC), z uwzględnieniem tego, że kontrakty free-on-board dają PGNiG możliwość elastycznej sprzedaży LNG na rynkach
zagranicznych.
W przypadku wystąpienia nieprzewidzianego wzrostu zapotrzebowania na paliwo gazowe PGNiG będzie dokonywać zakupów gazu
ziemnego w ramach umów krótkoterminowych na rynkach ościennych lub na rynku LNG. Planowane zwiększenie przepustowości
terminala LNG w Świnoujściu – do ok. 6,2 mld m
3
gazu ziemnego w latach 2022 i 2023, a następnie do ok. 8,3 mld m
3
rocznie od
początku 2024 r. – umożliwi dostarczenie do Polski zwiększonych ilości LNG.
W efekcie podjęcia decyzji inwestycyjnych przez operatorów przesyłowych Polski i Danii, a tym samym zgody na wspólną realizację
projektu Baltic Pipe, PGNiG uzyska możliwość pozyskiwania kontraktów na dostawy gazu z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego
(ze złóż własnych oraz z importu).
4.2.2.2 Działalność hurtowa za granicą
GK PGNiG poprzez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH rozwija swoją działalność w Europie w trzech głównych obszarach:
handel na międzynarodowym rynku LNG, usługi dostępu do europejskiego rynku gazu w tym dla gazu pochodzącego z szelfu
kontynentalnego na Morzu Północnym oraz sprzedaż hurtowa na rynku Europy Środkowo-Wschodniej.
PST w ramach wykonywanej działalności posiada koncesję na obrót paliwami gazowymi w Polsce, Niemczech, Holandii, Belgii,
Austrii, Norwegii (Gassled System), Wielkiej Brytanii, Francji, Czechach, Słowacji, na Ukrainie oraz na Węgrzech. Spółka aktywnie
uczestniczy w handlu na zorganizowanych rynkach (giełdach) oraz w obrocie pozagiełdowym (OTC) współpracując z ponad 150
kontrahentami na bazie kontraktów EFET (umowy ramowe dotyczące obrotu gazem i energią elektryczną) oraz podobnych
standaryzowanych kontraktach. W celu prowadzenia działalności handlowej na globalnym rynku LNG, spółka utworzyła oddział w
Londynie.
Spółka PST została zarejestrowana w norweskim systemie Gassled obsługiwanym przez Gassco (Shipper Agreement), aby
umożliwić rozpoczęcie działalności w zakresie odbioru gazu ze złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. PST jest także
zarejestrowana jako shiper (pośredniczący podmiot wyspecjalizowany w obszarze gazu) oraz uczestnik systemu magazynowania
gazu w Danii, na Słowacji oraz na Węgrzech. PST pełni rolę animatora rynku na giełdzie PEGAS na obszarze rynkowym hubu
gazowego GASPOOL. Kontynuuje działalność w zakresie obrotu kontraktami terminowymi na ropę Brent oraz na gaz w USA Henry
Hub poprzez giełdy: ICE Futures Europe i ICE Futures U.S. Spółka prowadzi również handel energią elektryczną na rynku
niemieckim, w ramach transakcji giełdowych (EEX) oraz na rynku pozagiełdowym (OTC).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 46 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 15 Struktura sprzedaży PST wraz ze spółkami zależnymi
według produktów (wolumenowo)
Wykres 16 Struktura sprzedaży PST wraz ze spółkami zależnymi
według krajów (wolumenowo)
Sprzedaż produktów i działalność PST w 2020 r.
W 2020 r. w ramach transakcji giełdowych i pozagiełdowych PST sprzedało 71,9 TWh gazu dostarczanego gazociągami (w tym 11,6
TWh gazu od PGNiG UN oraz Grupy LOTOS S.A.), 13,2 TWh LNG oraz 3,2 TWh energii elektrycznej. Największym rynkiem były
dostawy do i w Polsce, gdzie sprzedano 50% wolumenu, natomiast udział rynków niemieckiego i holenderskiego w sprzedaży wyniósł
odpowiednio 26% i 20%. Niższe wolumeny, zwłaszcza sprzedaży gazu, w porównaniu z 2019 r. są wynikiem trwającej pandemii.
W 2020 r. zrealizowano czternaście dostaw LNG do terminalu w Świnoujściu zakontraktowanych przez PST. Dla porównania w
2019 r. do terminalu w Świnoujściu zostało zrealizowanych dwanaście dostaw dla PGNiG.
Od 1 października 2019 r. PST rozpoczęła obdbiór gazu od LOTOS Exploration & Production Norge AS, na mocy umowy dotyczącej
sprzedaż gazu wydobytego na koncesjach, znajdujących się na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (NSK). Wolumen odebranego
gazu z tego kontraktu w 2019 r. wyniósł 1,9 TWh, natomiast w 2020 r. - 6,2 TWh. Dodatkowo, PST odbiera gaz produkowany przez
PGNiG UN na wybrzeżu niemieckim. W 2020 r. PST podpisała trzy dodatkowe umowy na odbiór gazu z obszaru NSK/Duńskiego
Szelfu Kontynentalnego (DSK). Dostawy gazu od nowych kontrahentów rozpoczęły się w październiku 2020 r. (Aker BP) oraz w
grudniu 2020 (DNO), natomiast dostawy od kontrahenta Ørsted rozpoczną się w 2023 r.
Otoczenie konkurencyjne
Głównymi konkurentami PST są główni gracze na rynku energetycznym tacy jak Shell, Total, RWE, Equinor, itp., którzy równolegle
działają na rynku obrotu gazem sieciowym, LNG i energią elektryczną na wszystkich rynkach, na których PST jest obecna.
Perspektywy obrotu hurtowego za granicą
PST
PST w związku z utrzymywaniem się stanu pandemicznego spodziewa się obniżonej aktywności handlowej na rynkach hurtowych,
co przełoży się głównie na ograniczenie działalności PST w obszarze handlu na własny rachunek.
Niezależenie od przejściowych ograniczeń związanych z pandemią, PST będzie kontynuowało rozwój działalności w kluczowych dla
strategii spółki obszarach w tym w szczególności w handlu LNG, realizacji dostaw z obszaru Morza Północnego i Norweskiego oraz
handlu gazem na rynkach Europy Środkowo-Wschodniej.
PST planuje rozwój działalności LNG w zakresie dostaw FOB zarówno na rynku spot jak i na podstawie kontraktów
średnioterminowych. Rozszerzenie kompetencji handlowych i logistycznych w zakresie zarządzania tonażem LNG pozwoli na dalszy
rozwój handlu LNG w ramach Grupy, w celu wytworzenia możliwości optymalizacji kontraktów długoterminowych począwszy od 2022
r. W celu realizacji kontraktów długoterminowych na dostawy FOB, PST zawarło umowy na czarter dwóch gazowców, które będą
mogły odbierać oraz transportować zakontraktowany wolumen LNG.
Przygotowując się do rozpoczęcia dostaw gazu do Polski przez Baltic Pipe, spółka zwiększyła swoją aktywność na NSK i DSK.
Celem działalności jest umożliwienie dostaw gazu ziemnego z NCS i DCS do Polski. Ponadto PST rozpoczyna pozyskiwanie i
sprzedaż ciekłych produktów, będących pochodnymi wydobycia gazu ziemnego i powstających podczas jego przetwarzania tzw.
Natural Gas Liquids (propan / butan / nafta / etan) w ramach prowadzonej działalności na NSK.
PST podejmuje działania w celu rozwoju aktywności w regionie Europy Środkowo-Wschodniej. Szczególnie istotny dla PST jest
rozwój na rynkach, które dzięki powstającej infrastrukturze gazowej nabiorą strategicznego znaczenia dla rynku polskiego w sposób
bezpośredni tj. Słowacja, Ukraina i Litwa oraz pośredni jak Węgry, Łotwa i Estonia. Zbudowanie kompetencji oraz umocnienie
94%
6%
96%
4%
Sprzedaż gazu
Sprzedaż energii
elektrycznej
2020
2019
28%
32%
39%
0%
1%
26%
20%
50%
3%
1%
Niemcy
Holandia
Polska
Austria
Inne
2020
2019
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 47 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
obecności w regionie pozwoli na pozyskanie dodatkowego rynku zbytu dla gazu z kierunku północnego oraz optymalizację portfela
gazowego z wykorzystaniem m.in. systemu magazynowania w Polsce i Ukrainie.
PGNiG
PGNiG w dniu 29 listopada 2019 r. podpisało umowę na wyłączne użytkowanie przez 5 lat nabrzeżnej stacji odbioru i przeładunku
LNG małej skali w Kłajpedzie. Dla PGNiG to istotny krok w budowie kompetencji i pozycji na rynku w Europie Środkowo-Wschodniej
i basenie Morza Bałtyckiego.
Dzięki obecności w Kłajpedzie, PGNiG zyskuje lepszy dostęp do rynku LNG małej skali w krajach nadbałtyckich oraz zwiększa
konkurencyjność swojej oferty dla odbiorców z obszaru północno-wschodniej Polski oraz Europy Środkowo-Wschodniej. Od
momentu rozpoczęcia działalności w dniu 1 kwietnia 2020 r. Spółka dostarczyła do Kłajpedy trzy ładunki drogą morską, a z terminalu
wyjechało 231 autocystern z łącznym ładunkiem ponad 4,1 tys. ton LNG w większości z przeznaczeniem na rynek polski.
Terminal, oprócz przeładunków na autocysterny, daje również możliwość bunkrowania statków. Pozwala to budować kompetencje
w tym zakresie, a w przyszłości umożliwi wykorzystać potencjał rozbudowywanego terminalu w Świnoujściu.
4.2.3 Obszar działalności detalicznej
4.2.3.1 Działalność detaliczna w Polsce
Spółka PGNiG OD została wydzielona z PGNiG dnia 1 sierpnia 2014 r. celem prowadzenia sprzedaży detalicznej gazu ziemnego
oraz handlowej obsługi klienta detalicznego. PGNiG OD specjalizuje się w sprzedaży gazu ziemnego (głównie pozyskanego z TGE),
energii elektrycznej, sprężonego gazu ziemnego (CNG) oraz skroplonego gazu ziemnego (LNG). PGNiG OD w ramach wykonywanej
działalności posiada koncesję na obrót paliwami gazowymi oraz obrót energią elektryczną.
Zakup gazu
Zakup gazu ziemnego wysokometanowego realizowany jest z trzech podstawowych źródeł:
zakup gazu wysokometanowego na Towarowej Giełdzie Energii S.A. (TGE);
zakup gazu wysokometanowego na mocy umowy bilateralnej zawartej z dostawą do punktu wirtualnego w sieci przesyłowej
GAZ-SYSTEM;
zakup gazu na mocy umowy bilateralnej zawartej z PGNiG z dostawą do punktu fizycznego Słubice.
Największy udział w wolumenie zakupu gazu wysokometanowego przypada na transakcje przeprowadzane na TGE. W portfelu
zakupowym PGNiG OD poza gazem ziemnym wysokometanowym występuje również gaz zaazotowany oraz gaz ziemny w postaci
skroplpnej LNG. Zakup gazu zaazotowanego oraz LNG realizowany jest na podstawie umów bilateralnych z PGNiG.
Sprzedaż gazu
Wśród klientów PGNiG OD znajdują się zarówno konsumenci, jak i klienci niebędący konsumentami (w tym w szczególności małe i
średnie firmy). Odbiorców kwalifikuje się do grup taryfowych stosownie do:
rodzaju pobieranego paliwa gazowego – gaz wysokometanowy lub gaz zaazotowany;
mocy umownej;
rocznej ilości umownej – dla odbiorców o mocy umownej nie większej niż 110 kWh/h;
systemu rozliczeń – według częstotliwości rozliczeń odbiorców o mocy umownej nie większej niż 110 kWh/h.
Klienci rozliczani w grupach taryfowych 1-4 kupują paliwo gazowe przeznaczone głównie do przygotowywania posiłków, ogrzewania
wody oraz pomieszczeń i w procesach produkcyjnych. Gospodarstwa domowe są objęte zatwierdzaną przez Prezesa URE taryfą
regulującą ceny gazu ziemnego. W 2020 r. PGNiG OD stosowało następujące taryfy w zakresie obrotu paliwami gazowymi:
Taryfa nr 8 w okresie od dnia 1 stycznia 2020 r. do dnia 30 czerwca 2020 r. – w stosunku do poprzedniej taryfy ceny paliwa
gazowego spadły o 2,9%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian;
Taryfa nr 9 w okresie od dnia 1 lipca 2020 r. do dnia 31 grudnia 2020 r. – w stosunku do poprzedniej taryfy ceny paliwa gazowego
spadły o 10,6%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian.
W dniu 17 grudnia 2020 r. Prezes URE podjął decyzję o zatwierdzeniu Taryfy PGNiG OD w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr
10 na okres od dnia 1 stycznia 2021 r. do 31 grudnia 2021 r. Obniżka ceny za paliwo gazowe dla wszystkich grup taryfowych wyniosła
4,5%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian.
W segmencie klientów indywidualnych w 2020 r. PGNiG OD pozyskało łącznie ponad 155,1 tys. nowych odbiorców gazu ziemnego
z grup taryfowych 1-4 (zarówno gazu ziemnego wysokometanowego, jak i gazu ziemnego zaazotowanego). Do odbiorców segmentu
biznesowego należą klienci, którzy pobierają paliwo gazowe zarówno na cele technologiczne, jak i cele grzewcze, a rozliczenie z
nimi następuje na podstawie tzw. cenników Gaz dla Biznesu oraz ofert specjalnych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 48 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Sprzedaż pozostałych węglowodorów
PGNiG OD posiada ofertę produktów i usług realizowanych w obszarze gazu LNG i CNG skierowaną do odbiorców końcowych.
Spółka prowadzi:
sprzedaż CNG w sieci stacji tankowania CNG – sprzedaż prowadzona jest do podmiotów posiadających floty samochodów
zasilanych CNG;
sprzedaż CNG wraz z infrastrukturą – w ramach segmentu transportowego PGNiG OD oferuje podejście kompleksowe
polegające na dostarczeniu paliwa gazowego wraz z infrastrukturą;
sprzedaż paliwa LNG – sprzedaż paliwa LNG do obiorców końcowych posiadających infrastrukturę odbiorczą (transport lub
przemysł). Zakup LNG wraz z usługą transportu do wskazanej lokalizacji;
sprzedaż LNG wraz z infrastrukturą – niezależnie od wykorzystania paliwa LNG przez odbiorcę końcowego (transport lub
przemysł) oferowane jest podejście kompleksowe polegające na dostarczeniu paliwa gazowego wraz z infrastrukturą;
bunkrowanie LNG – w 2020 r. kontynuowany był rozwój usługi bunkrowania LNG w ramach PGNiG OD (sprzedano łącznie
ponad 511 ton LNG na cele bunkrowe). Wdrożono usługę w portach podległych Dyrektorowi Urzędu Morskiego w Szczecinie
m.in. Szczecin, Świnoujście i Police. Bunkrowanie odbywało się w technologii truck-to-ship tj. przy wykorzystaniu
specjalistycznych cystern kriogenicznych bezpośrednio z nabrzeża.
W zakresie sprzedaży gazu ziemnego LNG PGNiG OD koncentruje się na odbiorcach przemysłowych i transporcie. W segmencie
CNG głównymi odbiorcami są zakłady komunikacji miejskiej. Pozostali klienci w obszarze CNG to rynek pojazdów użytkowych i
klienci indywidualni. W 2020 r. zostały zawarte m.in. umowy z LG Electronics w Biskupicach Podgórnych na dostawę LNG wraz z
infrastrukturą oraz umowa na sprzedaż LNG dla Miejskich Zakładów Autobusowych w Warszawie. W obszarze sprzedaży CNG
została podpisana m.in. umowa z MPO Kraków na sprzedaż CNG oraz umowa z MPO w Warszawie, a także przedłużono
obowiązywanie umowy z Miejskim Przedsiębiorstwem Komunikacyjnym w Rzeszowie.
Polityka handlowa – segment business-to-customer (B2C)
Spółka ma ograniczoną możliwość prowadzenia suwerennej polityki handlowej dot. sprzedaży gazu dla klientów indywidualnych z
uwagi na obowiązek zatwierdzania taryf przez Prezesa URE. Zniesienie tego obowiązku zgodnie z obecnie obowiązującymi
regulacjami prawnymi jest planowane na styczeń 2024 r.
Spółka sukcesywnie poszerza swoją ofertę dla bazy ponad 7 mln klientów poprzez sprzedaż produktów dodatkowych. Oprócz
wprowadzonej w 2019 r. usługi assistance „Pomocna Ekipa”, w 2020 r. do sprzedaży trafiły następujące produkty:
Pakiet „Na Zdrowie”, który gwarantuje łatwy i szybki dostęp do usług medycznych.
Pakiety ubezpieczeń prawnych – „Doradca Prawny dla Ciebie” oraz „Doradca Prawny dla Firmy”, które zapewniają dostęp do
porad prawnych oraz zwrot kosztów wynagrodzenia adwokata lub radcy prawnego.
Polityka handlowa – segment business-to-business (B2B)
Podstawą oferty gazowej są oferty promocyjne w ramach kontraktów terminowych, bazujące zarówno na stałej cenie, jak i zmiennej
cenie opartej o notowania wybranych indeksów giełdowych. Klienci, którzy nie są skłonni do wiązania się ze sprzedawcą na czas
określony, mogą korzystać z cennika standardowego, bezterminowego „Gaz dla Biznesu”.
Podstawą tworzenia ofert produktowych oraz schematów cenowych są badania segmentacyjne (ze szczególnym uwzględnieniem
elastyczności cenowej) oraz zapotrzebowanie ze strony klientów przekazywane za pośrednictwem sieci sprzedaży. Ważnym
elementem jest monitorowanie aktywności oraz oferty konkurencji.
Efektem polityki handlowej jest stabilny udział w rynku, wynikający m.in. z poziomu satysfakcji klientów ze współpracy z PGNiG OD,
szerokiego portfolio produktowego oraz jakości obsługi. Efektem równoległym jest rosnący wolumen sprzedaży i rosnąca marża na
sprzedaży gazu do klientów biznesowych.
Sprzedaż awaryjna / rezerwowa / z urzędu paliwa gazowego
W 2020 r. PGNiG OD pełni rolę „sprzedawcy rezerwowego” i „sprzedawcy z urzędu” (w związku z ustawą z dnia 9 listopada 2018 r.
o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw). W 2020 r. w związku z zaprzestaniem dostarczania paliw
gazowych przez spółkę energetyczną E2 Energia Sp. z o. o., PGNiG OD zapewniło klientom tej spółki nieprzerwane dostawy paliwa
gazowego. Przejęci odbiorcy rozliczani są według obowiązującej taryfy detalicznej PGNiG OD (konsumenci) oraz cennika Gaz dla
Biznesu (niekonsumenci).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 49 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Sprzedaż energii elektrycznej
Wśród klientów PGNiG OD znajdują się zarówno konsumenci, jak i klienci niebędący konsumentami, którzy zawarli umowy
kompleksowego dostarczania energii elektrycznej lub umowy sprzedaży energii elektrycznej. Według stanu na koniec 2020 r.
obsługiwano niemal 103 tys. punktów poboru energii.
W 2020 r. przygotowana została modyfikacja oferty prądowej dla biznesu, zarówno w obszarze ofert dedykowanych większym
odbiorcom (Produkt Transzowy), jak również dla odbiorców zainteresowanych prostszymi ofertami (stałą cena w ramach cenników
na czas określony).
Otoczenie konkurencyjne
Konkurentami na rynku detalicznym gazu ziemnego w Polsce są najwięksi sprzedawcy energii elektrycznej, którzy poszerzają swoją
działalność o sprzedaż gazu ziemnego. Główni i najbardziej aktywni konkurenci PGNiG OD w 2020 r. na rynku gazu to: Fortum;
Enea, Energa Obrót, Axpo, Elektrix.
W ramach rynku obrotu detalicznego LNG podstawowymi konkurentami są: DUON Dystrybucja sp. z o.o; NOVATEK Polska sp. z
o.o.; CRYOGAS M&T POLAND S.A., BARTER sp. z o.o., Shell Polska Sp. z o.o. oraz Gaspol S.A. Zgodnie z posiadaną wiedzą
konkurencja realizuje silne działania inwestycyjne w zakresie rozbudowy taboru cystern oraz urządzeń wykorzystywanych w
obszarze LNG. W obszarze bunkrowania LNG największą aktywność konkurencyjną wykazuje DUON Dystrybucja sp. z o.o., Barter
S.A., Cryogas sp. z o.o., Gascom sp. z o.o. oraz podmioty zagraniczne m.in. Nauticor oraz Gasum.
Perspektywy obrotu detalicznego w Polsce
W ocenie spółki rośnie potencjał do rozwoju zastosowań gazu w Polsce i związane z tym możliwości rozwoju rynku. Świadczą o tym
dane ukazujące relatywnie niskie zużycie paliwa gazowego w naszym kraju na tle innych państw europejskich. Na perspektywy
wzrostu wpływa m.in. konieczność zastąpienia nieekologicznych systemów grzewczych w ponad 3 milionów domów opalanych
paliwami stałymi. Gaz ziemny należy do technologii wspieranych w ramach programów rządowych i na szczeblu samorządowych
(np. Czyste powietrze). Sprawia to, że w Polsce obserwowany jest proces postępującej gazyfikacji oraz wzrost udziału gazu w
wytwarzaniu energii elektrycznej i cieplnej.
Przewiduje się znaczący wzrost znaczenia gazu ziemnego w transporcie drogowym (LNG i CNG) i morskim (LNG), wynikający w
dużej mierze z nowych regulacji UE.
Z drugiej strony duże zmiany technologiczne, nowoczesne i energooszczędne systemy budowy/ocieplania budynków (i nowe
standardy w tym zakresie), Zielony Zwrot w kierunku OZE oraz nowe budownictwo wielorodzinne najczęściej bez instalacji gazowej
– wpływają i będą wpływać na oczekiwania klientów, model rozwiązań im oferowanych. Podstawowym produktem decydującym o
wyniku spółki jest gaz ziemny, jednak rynek stwarza nowe szanse na poszerzanie gamy oferowanych produktów.
Działając zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju, PGNiG OD w trosce o potrzeby klientów i wyzwania środowiskowe
wprowadza rozwiązania z zakresu odnawialnych źródeł energii oraz podnoszenia efektywności energetycznej. Dzięki możliwościom
jakie daje skroplony gaz LNG, PGNiG OD wspiera proces gazyfikacji kraju dostarczając paliwo do sieci wyspowych oraz rozwija
ofertę dostaw LNG dla żeglugi, przemysłu i transportu. Spółka buduje stacje paliw CNG/LNG i wdraża produkty dodatkowe (takie jak
pakiety assistance), współpracuje z samorządami (m.in. w ramach programu „Przełącz się na gaz” wspierając inicjatywy zmierzające
do wymiany źródeł ciepła na niskoemisyjne).
4.2.3.2 Działalność detaliczna za granicą
W pierwszej części 2020 r. sprzedaż gazu i energii elektrycznej do klientów końcowych kontynuowana była za pośrednictwem spółek
zależnych PST - PST Europe Sales GmbH oraz XOOL GmbH. Zgodnie ze zmianą strategicznych celów organizacji, podjęta została
decyzja o restrukturyzacji mającej na celu całkowitą sprzedaż działalności w segmencie detalicznym. Przyjęte rozwiązanie polegało
na sprzedaży portfela klientów obu spółek zależnych, która została zakończona do 31 grudnia 2020 r.
4.2.4 Magazynowanie
Spółka Gas Storage Poland (GSP) prowadzi działalność gospodarczą w zakresie magazynowania paliw gazowych w instalacjach
magazynowych stanowiących własność PGNiG: PMG Husów, PMG Wierzchowice, PMG Strachocina, PMG Swarzów, PMG
Brzeźnica, KPMG Mogilno i KPMG Kosakowo.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 50 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Rysunek 4 Podziemne magazyny gazu
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji i Gas Storage Poland.
GSP w ramach wykonywanej działalności posiada koncesję na magazynowanie paliwa gazowego w instalacjach magazynowych.
Prowadzenie rozliczenia w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego opiera się o następujące taryfy:
Taryfę w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2019, obowiązującą w okresie do godz. 6:00 dnia 1 czerwca
2020 r., w stosunku do poprzedniej taryfy średnie stawki za świadczenie usługi magazynowania obniżono o 6,3%,
Taryfę w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2020, obowiązującą w okresie od godz. 6:00 dnia 1 czerwca
2020 r., w stosunku do poprzedniej taryfy średnie stawki za świadczenie usługi magazynowania obniżono o 1,2%.
KPMG Mogilno i Kosakowo są magazynami utworzonymi w kawernach solnych o szczytowym charakterze pracy, mogą być
wykorzystywane m.in. do niwelowania krótkookresowych zmian zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny. PMG Wierzchowice,
Husów, Strachocina, Swarzów oraz Brzeźnica są magazynami o sezonowym charakterze pracy. Wykorzystywane są one przede
wszystkim do kompensacji nierównomierności zapotrzebowania na gaz ziemny w sezonie letnim i zimowym, jak również do realizacji
zobowiązań wynikających z kontraktów importowych zawierających klauzulę take or pay oraz zapewnienia ciągłości i bezpieczeństwa
dostaw gazu.
GSP pełniąc funkcję operatora systemu magazynowania świadczy usługi magazynowania paliw gazowych na rzecz użytkowników
instalacji magazynowej w ramach zestandaryzowanych procedur, na zasadzie niedyskryminacji i równoprawnego traktowania
zleceniodawców usługi magazynowania, z uwzględnieniem optymalnego i wydajnego wykorzystania instalacji magazynowych.
Świadczenie usług magazynowania odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług magazynowania (USUM),
Oferta produktowa zbudowana jest w oparciu o Instalacje Magazynowe (IM) i Grupy Instalacji Magazynowych (GIM), tj:
GIM Kawerna (obejmuje KPMG Mogilno i KPMG Kosakowo),
GIM Sanok (obejmuje PMG Husów, PMG Strachocina, PMG Swarzów i PMG Brzeźnica),
Instalacja Magazynowa PMG Wierzchowice.
Udostępnione pojemności magazynowe
Na dzień 31 grudnia 2020 r. GSP dysponowała łącznie 3 174,8 mln m
3
pojemności magazynowych czynnych instalacji
magazynowych. W ramach tych pojemności GSP udostępniła na zasadach TPA oraz na potrzeby operatora systemu przesyłowego
gazowego łącznie 3 139,6 mln m
3
pojemności czynnych w ramach usług długoterminowych oraz 20,0 mln m
3
z 30,0 mln m
3
pojemności czynnej w ramach usług krótkoterminowych na warunkach przerywanych, ze względu na warunki techniczne. Ponadto,
GSP przeznaczyła 5,2 mln m
3
pojemności czynnej na potrzeby zużycia własnego instalacji technologicznej KPMG Mogilno i KMPG
Kosakowo.
Usługa biletowa magazynowania - PGNiG
Usługa biletowa świadczona przez PGNiG umożliwia podmiotom importującym gaz ziemny do Polski lub dokonującym obrotu z
zagranicą wywiązanie się z ustawowego obowiązku utrzymywania zapasu obowiązkowego. Spółka realizowała umowy na
świadczenie usługi biletowej zawarte na rok gazowy 2019/2020, podpisane z 6 przedsiębiorstwami energetycznymi oraz realizuje na
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 51 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
rok gazowy 2020/2021, zawarte z 4 przedsiębiorstwami energetycznymi. Łączny wolumen zapasów gazu utrzymywanych przez
PGNiG na rzecz innych podmiotów to ponad 370 GWh gazu ziemnego w roku gazowym 2019/2020 i ponad 300 GWh gazu ziemnego
w roku gazowym 2020/2021.
PGNiG w ramach usługi biletowej utrzymuje zapasy gazu w magazynach gazu, których operatorem jest GSP.
Kluczowe projekty i wydatki inwestycyjne w obszarze magazynowania
W 2020 r. w KPMG Kosakowo kontynuowano budowę klastra B w celu uzyskania dodatkowej pojemności czynnej.
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość w obszarze magazynowania
Zgodnie z założonym harmonogramem dla projektu „KPMG Kosakowo Budowa 5 komór klaster B” w 2021 r. kontynuowany będzie
proces budowy komór K-7 i K-10 w KPMG Kosakowo w celu uzyskania kolejnych pojemności magazynowych. Zgodnie z umową na
realizację inwestycji, zakończenie wszystkich prac planowane jest na 2021 r. Po zakończeniu budowy klastra B pojemność czynna
będzie zwiększona do min. 250 mln m
3
.
Ponadto GSP planuje rozszerzyć działalność w obszarze magazynowania, w szczególności energii (w postaci wodoru), wodoru,
biometanu i paliw płynnych w celu poszerzenia swojej bazy klientów i zagwarantowania nowych źródeł przychodów. Oferowane
usługi będą związane z przygotowaniem, realizacją i nadzorem inwestycji w zakresie budowy podziemnych magazynów energii i
paliw płynnych, a następnie oferowania pojemności magazynowych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 52 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.3 Segment Dystrybucja
Podstawową działalność segmentu stanowi dostarczanie siecią dystrybucyjną gazu wysokometanowego i zaazotowanego, a także
niewielkich ilości gazu koksowniczego do klientów detalicznych i korporacyjnych. Ponadto, segment prowadzi prace związane z
rozbudową i modernizacją sieci gazowej oraz dokonuje przyłączeń nowych klientów. Dystrybucją gazu ziemnego zajmuje się PSG,
która jako operator systemu dystrybucyjnego prowadzi działalność gospodarczą na terenie wszystkich województw. Spółka ma
dominujący udział w rynku, należy do niej większość krajowej sieci dystrybucyjnej oraz przyłączy.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 53 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.3.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 23 Wolumen dystrybucji gazów (gaz wysokometanowy, zaazotowany)
Tabela 24 Długość sieci dystrybucyjnych
tys. km
2020
2019
2018
2017
2016
Długość sieci dystrybucyjnych
195
191
186
183
180
W całym 2020 r. zgazyfikowano 71 nowych gmin, a stopień pokrycia geograficznego pod kątem liczby zgazyfikowanych gmin wyniósł
67,26% (1 666 z 2 477).
4.3.2 Działalność w 2020 r.
PSG jako operator systemu dystrybucyjnego zobowiązana jest zapewnić wszystkim odbiorcom oraz przedsiębiorstwom zajmującym
się sprzedażą paliw gazowych, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług dystrybucji paliwa gazowego na
zasadach i w zakresie określonym w ustawie Prawo energetyczne. Świadczenie przez PSG usług dystrybucji odbywa się na
podstawie stosownych umów dystrybucyjnych. W 2020 r. PSG zawarła łącznie 7 umów dystrybucyjnych oraz 9 Międzyoperatorskich
Umów Dystrybucyjnych. W tym samym okresie miało miejsce ok. 31 tys. zmian sprzedawcy.
Rysunek 5 Gminy, w których PSG świadczy usługę dystrybucji paliwa gazowego
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PSG.
PSG realizuje działania, które w 2020 r. zaowocowały zawarciem ponad 110,8 tys. umów przyłączeniowych, w wyniku których
zostanie wybudowanych 124,8 tys. przyłączy do sieci gazowej. W 2020 r. PSG planowała budowę ponad 84,4 tys. sztuk nowych
przyłączy. Do końca 2020 r. wydano prawie 222,4 tys. warunków przyłączeniowych (o 7% więcej niż w roku poprzednim) i
wybudowano 112,9 tys. sztuk przyłączy o łącznej długości 1 118,7 km.
W 2020 r. PSG odebrała 37 stacji regazyfikacji LNG, w tym rozwiązania tymczasowe i związane ze wspomaganiem sieci. Odebrano
pierwsze stałe stacje regazyfikacji LNG na terenie województwa łódzkiego i kujawsko-pomorskiego. W 2020 r. PSG uzyskała 35
koncesji na skraplanie i regazyfikację osiągając łącznie liczbę 52 koncesji na koniec 2020 r.
Wolumen dystrybucji gazu z wykorzystaniem stacji regazyfikacji LNG (w tym stacji wspomagających system dystrybucyjny), w 2020
r. wyniósł 157,7 GWh (wzrost o około 42% r/r), a liczba PZD (pojedyncze zlecenie dystrybucji) na koniec grudnia 2020 r. wynosiła:
21 562 (wzrost o około 3% r/r).
mln m
3
w jednostkach naturalnych
2020
2019
2018
2017
2016
Razem wolumen dystrybucji gazów
11 570
11 531
11 747
11 645
10 858
- w tym gaz wysokometanowy
10 194
9 976
9 918
9 797
9 301
- w tym gaz zaazotowany
1 061
1 048
971
989
836
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 54 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Rysunek 6 Stacje regazyfikacji LNG w Polsce z koncesją wydaną w 2020 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PSG.
Wykres 17 Ilość gazu przesyłanego systemem dystrybucyjnym w mln m
3
Wykres 18 Długość sieci własnych z przyłączami (tys. km) oraz liczba odbiorców (mln)
* Odbiorca - każdy, kto otrzymuje lub pobiera paliwa gazowe na podstawie umowy ze sprzedawcą.
Istotnym zdarzeniem mającym wpływ na realizację obowiązków operatorskich spółki było zawarcie przez PSG umów kompleksowych
dostarczania paliwa gazowego ze sprzedawcą z urzędu, w imieniu i na rzecz odbiorców końcowych dla 535 punktów wyjścia, w
związku z zaprzestaniem dostarczania paliw gazowych przez E2 Energia sp. z o.o. do odbiorców przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej.
Działalność PSG jest silnie regulowana, poprzez koncesjonowanie działalności związanej z dystrybucją paliw gazowych oraz usługą
regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego, jak również poprzez zatwierdzanie przez Prezesa URE taryf dla usług dystrybucji. W 2020
r. obowiązywały poniższe taryfy:
Taryfa Nr 7, od 15 marca 2019 r. do 2 kwietnia 2020 r., skutkująca obniżeniem średniej stawki za usługę dystrybucji o 5% w
stosunku do wcześniej obowiązującej;
Taryfa Nr 8, od 3 kwietnia 2020 r. do 31 stycznia 2021 r., skutkująca wzrostem średniej stawki za usługę dystrybucji o 3,5% w
stosunku do wcześniej obowiązującej.
9 301
9 797
9 918
9 976
10 195
836
989
971
1 048
1 061
721
859
858
507
315
0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000
2016
2017
2018
2019
2020
Gaz wysokometanowy Gaz zaazotowany Gaz koksowniczy
179,7
183,0
186,2
190,6
195,2
6,9
7,0
7,0
7,1
7,3
6,6
6,7
6,8
6,9
7,0
7,1
7,2
7,3
170
175
180
185
190
195
200
2016 2017 2018 2019 2020
Długość sieci z przyłączami (lewa oś) Liczba odbiorców gazu (prawa oś)*
tys. km
mln
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 55 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Otoczenie konkurencyjne
Na polskim rynku dystrybucji gazu funkcjonuje 52 konkurencyjnych OSD (Operatorów Systemów Dystrybucji), z czego:
19 podmiotów, to podmioty których podstawową działalnością jest pełnienie funkcji OSD, w tym 4 działa w tzw. zamkniętych
strefach dystrybucyjnych;
33 podmioty nie pełnią funkcji OSD w ramach swojej podstawowej działalności, w tym 29 podmiotów działa w tzw. zamkniętych
strefach dystrybucyjnych.
Łącznie na terenie 278 gmin prowadzą działalność konkurencyjne OSD oraz podmioty związane z regazyfikacją skroplonego gazu
ziemnego (bez koncesji na dystrybucję gazu ziemnego), natomiast w obszarach 133 gmin funkcjonują zarówno konkurencyjni OSD
jak i PSG.
Rysunek 7 Obszar działania firm konkurencyjnych w Polsce
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PSG.
Wykres 19 Liczba gmin, na terenie których funkcjonują firmy konkurencyjne
* UNIMOT System Sp. z o.o. oraz Blue LNG Sp. z o.o.
** Pozostali OSD, którzy funkcjonują na terenie dwóch i mniej gmin.
Do firm o największym oddziaływaniu na rynek dystrybucji w Polsce zalicza się podmioty, które posiadają (głównie niezależne od
PSG) punkty wejścia do własnych systemów dystrybucyjnych, w tym stacje regazyfikacji LNG i działają na obszarze ok. 40% gmin,
w których funkcjonuje konkurencja bezpośrednia PSG. Należą do nich m.in. Duon Dystrybucja Sp. z o.o., G.EN. GAZ ENERGIA Sp.
z o.o., Novatek Polska. Pozostali konkurenci charakteryzują się lokalnym obszarem działania lub mniejszą dynamiką ekspansji.
Kluczowe projekty i inwestycje
Łączne, poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Dystrybucji w 2020 r. wyniosły ok. 2,95 mld zł. PSG przeznaczyła ok. 1,86
mld zł na rozbudowę sieci i przyłączanie nowych odbiorców. Spółka przeznaczyła również ok. 0,81 mld zł na przebudowę i
modernizację sieci gazowej, z czego blisko 0,23 mld zł na wymianę i legalizację gazomierzy oraz elementów układów pomiarowych.
60
50
37
21
10
9
8 8
6 6
5
72
G.EN. GAZ
Energia
EWE energia
sp. z o.o.
Duon
Dystrybucja Sp.
z o.o.
SIME Polska
Sp. z o.o.
Cryogas M&T
Poland S.A.
Novatek Polska
Sp z o.o.
Anco Sp. z o.o.
Barter S.A.
Avrio Media Sp.
z o.o.
Grupa Unimot*
Fenice Poland
Sp. z o.o.
pozostałe firmy
konkurencyjne**
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 56 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W 2020 r., w PSG realizowane były m.in. projekty wspierające realizację Strategii GK PGNiG na lata 2017-2022 w obszarze
dystrybucji, mające na celu wdrożenie rozwiązań technologiczno-organizacyjnych w obszarze obsługi klienta, w obszarze odczytów
oraz rozliczania usług dystrybucyjnych.
PSG jako dystrybutor gazu podejmuje szereg działań wspierających walkę ze smogiem i zanieczyszczeniem powietrza. W 2020 r.
kontynuowano realizację szeregu inicjatyw proekologicznych we współpracy z samorządami. Należą do nich m.in.:
projekt „Nieczynne przyłącza”, którego celem jest zaktywizowanie klientów posiadających nieczynne przyłącze gazowe,
zwłaszcza na terenach o dużym stopniu niskich emisji;
projekt o charakterze edukacyjno-promocyjnym „Przyłącz się, liczy się każdy oddech”, który ma uświadamiać zagrożenia dla
zdrowia związane z zanieczyszczeniem powietrza oraz promować paliwo gazowe jako ekologiczną alternatywę dla paliw stałych.
W 2020 r. PSG kontynuowała działania mające na celu pozyskiwanie dofinansowania w ramach perspektywy budżetowej Unii
Europejskiej na lata 2014-2020. W ramach działania 7.1. – Rozwój inteligentnych systemów magazynowania, przesyłu i dystrybucji
energii oś priorytetowa VII – Poprawa bezpieczeństwa energetycznego, PSG zawarła z Instytutem Nafty i Gazu - Państwowym
Instytutem Badawczym umowy o dofinansowanie na realizację projektów inwestycyjnych. Planowany całkowity koszt realizacji 10
projektów to ponad 675,2 mln zł brutto (przy kwocie dofinansowania ponad 257,4 mln zł). Łączna długość planowanych do
wybudowania lub zmodernizowania gazociągów dystrybucyjnych w ramach projektów wynosi ok. 489 km.
Jednocześnie w 2020 r. PSG zawarła z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju umowę o dofinansowanie na realizację projektu
badawczo-rozwojowego realizowanego w konsorcjum z Politechniką Świętokrzyską w Kielcach. Efektem realizacji będzie nowa
precyzyjna technologia oceny stanu technicznego gazociągów poprzez zastosowanie metody emisji akustycznej i badań
georadarowych. PSG stale analizuje możliwość pozyskania dofinansowania na nowe działania rozwojowe. Uczestniczy w pracach
związanych z przygotowaniem do pozyskiwania dofinansowania i zabezpieczenia interesów branży gazowniczej w nowej
perspektywie UE na lata 2021-2027. W tym zakresie prowadzona jest współpraca z PGNiG oraz Izbą Gospodarczą Gazownictwa
oraz właściwymi ministerstwami.
W 2020 r. kontynuowane były działania związane z rozwojem obszaru B+R+I, prowadzące do wzrostu innowacyjności PSG.
Prowadzono „System Innowacyjności PSG”, którego celem jest pozyskanie innowacyjnych rozwiązań wspierających działalność
podstawową PSG oraz wzrost zaangażowania pracowników w rozwój firmy. Efektem funkcjonowania systemu było zgłoszenie przez
pracowników Spółki PSG 20 pomysłów, z czego rekomendację do wdrożenia otrzymało 5 wniosków.
PSG bierze aktywny udział w programach innowacyjnych. Do najważniejszych projektów w dziedzinie badań i rozwoju realizowanych
w 2020 r. należą m.in.:
pilotażowe wdrożenie i badanie różnych technologii transmisyjnych z gazomierzy wyposażonych w moduł telemetryczny;
działania na rzecz opracowania wymogów dla zatłaczania do sieci PSG palnych gazów domieszkowych, w tym wodoru;
przeprowadzenie badań systemu o wielokrotnie rozszerzonym zakresie pomiaru strumienia gazu przy zmiennych warunkach
termodynamicznych;
realizacja projektu z dofinansowaniem UE pn. „Innowacyjny system automatycznej identyfikacji i lokalizacji defektów
infrastruktury gazowej wykorzystujący zjawisko emisji akustycznej (SIildig AE).
4.3.3 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
W perspektywie krótkoterminowej PSG podejmuje działania, które poprzez budowę sieci gazowej i przyłączanie odbiorców
końcowych (przede wszystkim w ramach „zagęszczania sieci”, czyli przyłączenia do istniejącej sieci gazowej) wpisuje się w działania
„walki ze smogiem”. Równolegle PSG bierze udział w kampanii pt. „Przyłącz się, bo liczy się każdy oddech”.
W ujęciu średnioterminowym PSG podejmuje działania związane z przebudową, modernizacją i budową nowej sieci gazowej celem
zachowania bezpieczeństwa i ciągłości dostaw paliwa gazowego oraz długoterminowej przepustowości dla możliwości przyłączeń
nowych odbiorców przemysłowych, w tym w szczególności ciepłownictwa zawodowego poniżej 50 MW. Wiąże się to z ustaleniami
wynikającymi z Dyrektywy MCP, która zaostrza normy emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów
energetycznego spalania. Ustalenia te wskazują, że istniejące instalacje o mocy większej niż 5 MW mają na dostosowanie do nowych
standardów emisyjnych czas do 2025 r., a te o mocy do 5 MW do 2030 r. Przejście na paliwo gazowe, poprzez przyłączenie do sieci
gazowej, stanowi dla tych obiektów możliwość obniżenia emisji szkodliwych substancji.
Dostrzegany jest potencjał biznesowy związany z rozwojem rynku nowych produktów gazowych ze źródeł odnawialnych i docelową
wielkością transportowanych wolumenów tych gazów, które mogą kompensować (w stopniu zależnym od czynników ekonomicznych
i regulacyjnych), zmniejszające się znaczenie energetyczne gazu ziemnego w gospodarce „Zielonego Ładu”. Dlatego PSG prowadzi
w formule projektowej wieloaspektowe analizy w zakresie przygotowania infrastruktury gazowej do dystrybucji gazów odnawialnych.
Spółka aktywnie uczestniczy w inicjatywach koordynowanych przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska takich jak ustanowienie
partnerstwa na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu oraz zawarcia porozumienia sektorowego, oraz ustanowienie partnerstwa
na rzecz budowy gospodarki wodorowej i zawarcia sektorowego porozumienia wodorowego.
Ponadto PSG angażuje się we współpracę z GK PGNiG i podmiotami z sektora paliwowego, celem wypracowania modelu
biznesowego, który z uwzględnieniem warunków rynkowych i polityki państwa, pozwoli na rozwój infrastruktury paliw alternatywnych
i stworzy warunki dające możliwość zaoferowania użytkownikom pojazdów odpowiedniej oferty tankowania sprężonym gazem CNG.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 57 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.4 Segment Wytwarzanie
Podstawową działalnością segmentu jest wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, dystrybucja ciepła oraz realizacja dużych
przedsięwzięć elektroenergetycznych, ukierunkowanych głownie na wykorzystanie gazu ziemnego jako paliwa. Centrum
kompetencyjnym GK PGNiG w tym zakresie jest Grupa Kapitałowa PGNiG TERMIKA (dalej: Grupa PGNiG TERMIKA), do której
należą: PGNiG TERMIKA (wraz ze spółkami zależnymi), PGNiG TERMIKA EP (wraz ze spółkami zależnymi).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 58 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.4.1 Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 25 Wolumeny sprzedaży regulowanej poza GK PGNiG ciepła (w TJ) i energii elektrycznej ogółem z produkcji (w GWh)
* Dane za 2016 r. dotyczą wolumenów sprzedaży wytworzonych przez PEC i SEJ. Od 2017 r. dane dotyczą PGNiG TERMIKA EP (w skład której wchodzą PEC i SEJ).
Tabela 26 Moce osiągalne wg koncesji, zakładu produkcyjnego i oddziału
Jednostka wytwórcza
Ciepło [MW]
Energia
Elektryczna [MW]
Energia
Chłodnicza [MW]
Zdolności wytwórcze
w sprężonym
powietrzu [tys.m
3
/h]
PGNiG TERMIKA
4 346
1 015
-
-
EC Siekierki
2 068
620
-
-
EC Żerań*
1300
386
-
-
EC Pruszków
164
9
-
-
C Kawęczyn
465
-
-
-
C Wola
349
-
-
-
PGNiG TERMIKA EP
773
185
17
240
Oddział Zofiówka
279
113
-
117
Oddział Moszczenica
4
2
-
-
Oddział Pniówek
121
39
-
-
Oddział Suszec lokalizacja Suszec
72
14
17
123
Oddział Suszec lokalizacja Częstochowa
38
11
-
-
Oddział Wodzisław lokalizacja Wodzisław Śląski
3
3
-
-
Oddział Wodzisław lokalizacja Niewiadom
55
2
-
-
Oddział Racibórz lokalizacja Racibórz
3
-
-
-
Oddział Racibórz lokalizacja Kuźnia Raciborska
87
-
-
-
Oddział Żory lokalizacja Żory
4
-
-
-
Oddział Żory lokalizacja Czerwionka-Leszczyny
87
-
-
-
Biuro Dystrybucji
15
-
-
-
* W EC Żerań trwałe odstawienie 4 kotłów wodnych węglowych WP120 (9, 10, 11, 12) do likwidacji w związku z dostosowaniem zakładu do nowych wymagań emisyjnych,
zmiana koncesji na wytwarzanie ciepła obejmująca likwidację K9, K10 – w trakcie procedowania w URE (nadal obowiązuje koncesja zatwierdzona decyzja z 07.12.2018
r.); w trakcie rozruchu 3 kotły gazowe wodne o mocy 130 MW każdy.
4.4.2 Działalność w 2020 r.
PGNiG TERMIKA SA jest centrum kompetencyjnym GK PGNiG w dziedzinach wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz realizacji
projektów z zakresu elektroenergetyki i ciepłownictwa. Podstawową działalnością PGNiG TERMIKA jest wytwarzanie ciepła i energii
elektrycznej w źródłach kogeneracyjnych.
Głównymi źródłami przychodów spółki są sprzedaż ciepła, energii elektrycznej i usług systemowych. Spółka dysponuje 4,3 GW mocy
cieplnej oraz 1 GW mocy elektrycznej osiąganych w źródłach wytwórczych i zaspokaja większość potrzeb cieplnych rynku
warszawskiego i niemal całe zapotrzebowanie na ciepło przez miejską sieć ciepłowniczą. PGNiG TERMIKA jest także wytwórcą i
dostawcą ciepła oraz jednocześnie właścicielem źródła i sieci cieplnej na terenie m. Pruszkowa, m. Piastowa i gm. Michałowice.
Spółka jest jednym z największych w Polsce wytwórców energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji.
Podstawową działalnością PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa SA jest wytwarzanie i dystrybucja energii elektrycznej,
sprężonego powietrza oraz chłodu, a także wytwarzanie, dystrybucja i obrót ciepłem. PGNiG TERMIKA EP jest centrum
kompetencyjnym GK PGNiG TERMIKA w zakresie energetyki przemysłowej oraz eksploatacji metanu z odmetanowania kopalń
węgla kamiennego. Struktura PGNiG TERMIKA EP obejmuje instalacje wytwórcze o łącznej mocy osiągalnej ok. 773 MWt i 185
MWe oraz ok. 311 km sieci ciepłowniczych. Działalność prowadzi na terenie gmin: Jastrzębie-Zdrój, Czerwionka-Leszczyny, Knurów,
Racibórz, Kuźnia Raciborska, Pawłowice, Rybnik, Wodzisław-Śląski, Żory oraz Częstochowa i sprzedaje swoje produkty głównie na
potrzeby spółdzielni mieszkaniowych oraz kopalń.
Grupa PGNiG TERMIKA podejmuje działania w kierunku modernizacji wyeksploatowanych i nieefektywnych środowiskowo aktywów
wytwórczych, aby sprostać wymaganiom regulacji środowiskowych, podwyższonym normom emisji przemysłowych oraz kryteriom
BAT (najlepszej dostępnej technologii). W 2020 r. do najważniejszych inwestycji należały: realizacja kontraktu na budowę bloku
gazowo-parowego oraz kotłowni szczytowej w Ec Żerań oraz program inwestycyjny dotyczący modernizacji Ec Pruszków. W sierpniu
2019 r. została wydana decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach dla realizacji projektu budowy jednostki wielopaliwowej w Ec
Siekierki o mocy 75 MW.
W 2020 r. PGNiG TERMIKA dostarczała ciepło do dwóch sieci miejskich: w Warszawie, będącej własnością Veolia Energia
Warszawa S.A. oraz własnej, położonej na terenie Pruszkowa, Piastowa i Michałowic. Wyprodukowane w Warszawie ciepło w 2020
r. odpowiadało wymaganiom zawartym w uzgodnieniu rocznym z Veolia Energia Warszawa S.A. w ramach „Wieloletniej umowy
sprzedaży ciepła z obiektów wytwórczych PGNiG TERMIKA S.A.” z okresem obowiązywania do dnia 31 sierpnia 2028 r. Siecią Veolia
Energia Warszawa S.A. dostarczano również ciepło do własnych odbiorców końcowych, zasilanych w ramach zawartej z umowy
przesyłowej i rozliczanych wg osobnej grupy taryfowej (OKW) PGNiG TERMIKA.
w TJ
2020
2019
2018
2017
2016
Razem wolumen sprzedaży ciepła z produkcji
38 940
39 263
40 659
42 611
39 527
w PGNiG TERMIKA
36 495
36 880
38 290
40 037
38 780
w PGNiG TERMIKA EP*
2 445
2 383
2 369
2 574
747
w GWh
Razem wolumen sprzedaży energii elektrycznej z produkcji
3 638
3 948
3 974
3 882
3 604
w PGNiG TERMIKA
3 202
3 493
3 535
3 593
3 466
w PGNiG TERMIKA EP*
436
455
439
289
138
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 59 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W 2020 r. prowadzono negocjacje Wieloletniej Umowy Dzierżawy Ciepłowni Zasanie w Przemyślu. Realizacja projektu w połączeniu
z budowaną elektrociepłownią spowoduje przejęcie kontroli nad wszystkimi jednostkami wytwórczymi zasilającymi miejską sieć
ciepłowniczą w Przemyślu. Średnia roczna produkcja Ciepłowni Zasanie wynosi ponad 550 TJ. Przejęcie Ciepłowni Zasanie powinno
nastąpić w pierwszej połowie 2021 r. Planuje się wystąpienie do samorządów i spółek miejskich z propozycją współpracy w modelu
biznesowym zastosowanym w Przemyślu tj. zawieranie wieloletnich umów dzierżawy majątku ciepłowniczego.
PGNiG TERMIKA posiada koncesje: na wytwarzanie energii elektrycznej, na wytwarzanie ciepła, na przesył ciepła, na obrót energią
elektryczną. W 2020 r. obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA, tj. Ec Żerań, Ec
Siekierki, Ec Pruszków, C Wola i C Kawęczyn oraz przesyłu i dystrybucji ciepła sieciami ciepłowniczymi w rejonie Pruszkowa
(zasilana z własnego źródła ciepła Ec Pruszków) oraz w rejonach: Annopol, Chełmżyńska, Jana Kazimierza, Marsa Park oraz
Marynarska. Taryfy obowiązujące w 2020 r.:
od 1 września 2019 r. do 31 sierpnia 2020 r. skutkująca wzrostem średnich cen o 7,29%.;
od 1 lipca 2020 r. do 31 sierpnia 2020 r. korekta taryfy skutkująca wzrostem średnich cen na wytwarzaniu ze źródeł
kogeneracyjnych o 12,97%.;
od 1 września 2020 r. do 31 sierpnia 2021 r. skutkująca wzrostem średnich cen o 3,21%.
PGNiG TERMIKA EP posiada koncesje: na wytwarzanie energii elektrycznej, na wytwarzanie ciepła, na przesyłanie i dystrybucję
ciepła, obrót ciepłem, obrót energią elektryczną oraz dystrybucję energii elektrycznej. W 2020 r. obowiązywały m.in.:
od 1 stycznia do 30 czerwca 2020 r. taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA EP;
od 1 lipca do 31 grudnia 2020 r. taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA EP skutkująca
wzrostem średnich cen o 11,64% oraz usług dystrybucyjnych skutkująca wzrostem średnich cen o 3,64%.r. Taryfa obowiązuje
do 30 czerwca 2021 r.;
od 1 stycznia do 30 czerwca 2020 r. obowiązywała taryfa dla usług dystrybucyjnych energii elektrycznej;
od dnia 1 lipca 2020 r. do dnia 31 grudnia 2020 r. – taryfa dla usług dystrybucyjnych energii elektrycznej. Taryfa obowiązuje do
30 czerwca 2021 r.
W 2020 r. przeprowadzono kolejną aukcję główną rynku mocy, która dotyczyła dostaw na 2025 r. oraz aukcję dodatkową na dostawy
kwartalne 2021 r. W wyniku trzech aukcji głównych zorganizowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. w 2018 r., aukcji
w 2019 r. i 2020 r. oraz aukcji dodatkowych w 2020 r. PGNiG TERMIKA i PGNiG TERMIKA EP zawarły następujące umowy:
blok gazowo-parowy EC Żerań 2: 17-letnia umowa na dostawy w latach 2021-2037, moc netto 433,3 MW;
blok nr 7 oraz nr 8 EC Siekierki: roczne umowy na dostawy w latach 2021-2024, łączna moc netto 140 MW;
blok nr 9 oraz nr 10 EC Siekierki roczną umowę, ograniczoną z uwagi na wymogi emisyjne, na dostawę od
1 stycznia 2025 do 30 czerwca 2025, łączna moc netto 140 MW;
blok nr 7 oraz nr 8 EC Siekierki: umowy na dostawy w pierwszym i czwartym kwartale 2021 r., łączna moc netto 43 MW.
Jednostki PGNiG TERMIKA przekazane do dysponowania przez PGNiG S.A.:
EC Żerań 1: umowy w pierwszym i czwartym kwartale 2021 r., moc netto 140MW;
blok nr 9 oraz nr 10 EC Siekierki: umowy w pierwszym kwartale 2021 r., łączna moc netto 171 MW;
blok EC Moszczenica: roczne umowa na dostawy w latach 2021-2022, moc netto 7 MW oraz w 2023 r.
6,4 MW;
blok EC Wodzisław – Częstochowa roczne umowy na dostawy w latach 2021-2023, moc netto 1,2 MW;
blok EC Moszczenica – Wodzisław roczna umowa na dostawy w 2024 r., moc netto 8 MW;
blok CFB w Ec Zofiówka roczna umowa na dostawy w 2024 r., moc netto 65,1 MW.
Dodatkowo, w 2018 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. (projekt budowy bloku gazowo-parowego realizowany przez PGNiG
TERMIKA oraz TAURON Polska Energia S.A.) zawarła 7 letnią umowę na dostawy w latach 2021-2027 (moc netto 386 MW).
Otoczenie konkurencyjne
Ciepło
PGNiG TERMIKA w obszarze produkcji ciepła usytuowana jest na rynkach ograniczonych zasięgiem dwóch niepołączonych ze sobą
miejskich sieci ciepłowniczych: na terenie Warszawy oraz na terenie Pruszkowa, Piastowa i Michałowic. Udział w produkcji ciepła w
Warszawie oraz Pruszkowie sytuuje PGNiG TERMIKA w roli naturalnego monopolisty. Istotnym obszarem konkurencji jest sprzedaż
ciepła do klientów końcowych, gdzie prowadzona jest działalność w oparciu o zasady TPA (tzw. dostępu stron trzecich).
Energia elektryczna
PGNiG TERMIKA w zakresie sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej działa niemal wyłącznie na rynku hurtowym (sprzedaż
klientom końcowym ma znaczenie marginalne). W 2020 r., podobnie jak w latach poprzednich, głównymi podmiotami działającymi
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 60 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
na rynku hurtowym były trzy grupy kapitałowe PGE Polska Grupa Eneretyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., ENEA S.A.,
dysponujące łącznie ok. 67% zainstalowanej mocy wytwórczej i generujące ok. 70% ogólnej ilości produkcji w kraju. Największy
udział w wytwarzaniu energii elektrycznej posiada grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Wymienione podmioty, z
uwagi na ich udział w rynku hurtowym niewątpliwie mają przeważający wpływ na tworzenie się cen energii w kontraktach
terminowych.
Kluczowe projekty i inwestycje
Nakłady inwestycyjne PGNiG TERMIKA i PGNiG TERMIKA EP w 2020 r. wyniosły łącznie ok. 1 076 mln zł (w tym z tytułu CO
2
: 500
mln zł) i zostały poniesione na modernizacje i budowę jednostek wytwórczych.
BGP Żerań
Jednym z kluczowych projektów inwestycyjnych realizowanych w 2020 r. była budowa bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej
ok. 450 MW w EC Żerań (BGP Żerań). W analizowanym okresie wykonano montaże mechaniczne głównych urządzeń
technologicznych (turbozespołów gazowego i parowego, kotła odzysknicowego), części rurociągów technologicznych, instalacji
wewnętrznych i sieci zewnętrznych oraz konstrukcji stalowych drugorzędowych.
W marcu 2020 r. konsorcjum w składzie: Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd.,
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd. i Polimex-Mostostal S.A. zgłosiło wystąpienie siły wyższej związanej z wzrostem liczby
zakażeń COVID-19. Na początku października 2020 r. Wykonawca złożył roszczenie kwotowe i terminowe spowodowane zmianami
prawa wprowadzonymi w celu przeciwdziałania COVID-19 wg. stanu na 30 września 2020 r. Następnie, w grudniu 2020 r. wykonawca
zaktualizował swoje roszczenie i przedstawił nowy Haromonogram Realizacji Kontraktu, w którym termin przekazania do eksploatacji
BGP to 30 września 2021 r.
W 2020 r. zakończono również część zadań towarzyszących budowie BGP Żerań, tj.: modernizację układu wody chłodzącej, budowę
rurociągu zrzutowego wody chłodzącej z bloku i modernizację stacji przygotowania wody.
Planowane całkowite wydatki inwestycyjne wyniosą ok. 1,6 mld zł.
ECSW
Kolejna inwestycja, na której kontynuowano pracę to blok gazowo-parowy o mocy elektrycznej ok. 450 MW w Elektrociepłowni
Stalowa Wola S.A. (ECSW). W 2020 r. kontynuowano prace związane z dokończeniem budowy bloku gazowo - parowego oraz
rezerwowego źródła ciepła w ECSW w zakresach zgodnych z udzielonymi zamówieniami.
Synchronizacja turbiny gazowej z siecią elektroenergetyczną miała miejsce w dniu 4 marca 2020 r., natomiast w dniu 21 sierpnia
2020 r. nastąpiła synchronizacja turbiny parowej. W dniu 30 września 2020 r. blok gazowo-parowy został przyjęty do eksploatacji.
Do końca 2020 r. trwały prace optymalizacyjne oraz uzgodnione z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi S.A. testy pracy bloku.
W dniu 5 listopada 2020 r. Spółka otrzymała koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej, a w dniu 16 grudnia 2020 r. na
wytwarzanie ciepła. Proces pozyskiwania przez ECSW koncesji na obrót energią elektryczną jest w trakcie realizacji – przyznanie
przez URE koncesji spodziewane jest w 2021 r.
CCGT Ostrołęka
W dniu 22 grudnia 2020 r. PGNiG, Energa S.A. oraz Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. podpisały umowę inwestycyjną dotyczącą
kierunkowych zasad współpracy przy budowie bloku energetycznego zasilanego paliwem gazowym w CCGT Ostrołęka. Celem
umowy jest określenie zasad współpracy pomiędzy stronami, w szczególności w ramach spółki celowej powołanej dla realizacji
projektu budowy bloku energetycznego z zastosowaniem technologii zasilania paliwem gazowym w CCGT Ostrołęka. PGNiG
obejmie 49% udziałów w docelowym kapitale zakładowym spółki celowej. Pozostałe udziały zostaną objęte przez PKN ORLEN S.A.
wraz z Energa S.A i w takiej samej proporcji będą uczestniczyć w finansowaniu projektu. W dniu 24 lutego 2021 r. strony umowy
złożyły wniosek do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w sprawie utworzenia wspólnego przedsiębiorcy.
EC Pruszków
W ramach projektu modernizacji EC Pruszków w 2020 r. zakończono prace przy realizacji zadań inwestycyjnych mających na celu
przebudowę istniejącej infrastruktury nawęglania oraz dwóch kotłów wodnych wraz z budową instalacji ochrony środowiska.
Przygotowano szczegółową koncepcję oraz materiały przetargowe dla wyboru wykonawców zadań inwestycyjnych przewidzianych
do realizacji w latach 2020-2022, w skład których wchodzą: budowa dwóch kotłów węglowych, kotłowni olejowej (ze zbiornikiem oleju
lekkiego) oraz silników gazowych o łącznej mocy do 12 MWe. Uruchomiono przetargi na obudowę kotłowni olejowej i budowę kotłowni
węglowej. Trwa przygotowanie przetargu na budowę silników gazowych.
Odnawialne źródła energii
W ramach budowy własnych źródeł OZE spółka kontynuuje projekt budowy instalacji fotowoltaicznej w C Kawęczyn oraz rozpoczęto
poszukiwania partnera do opracowania studium wykonalności na potrzeby budowy innowacyjnej pływającej farmy fotowoltaicznej na
zbiorniku wodnym „Moszna”.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 61 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Inwestycje PGNiG TERMIKA EP
Do najważniejszych inwestycji prowadzonych w PGNiG TERMIKA EP w 2020 r. należą m.in:
inwestycja związana z zaopatrzeniem miasta Rybnik w ciepło z własnych źródeł wytwórczych;
rozbudowa i modernizacja sieci ciepłowniczych na terenie miasta Jastrzębie-Zdrój, dotowanych ze środków pomocowych;
budowa silnikowych agregatów prądotwórczych opalanych gazem z odmetanowania kopalń w Oddziale Zofiówka;
dostosowanie kotła WP-70 w Oddziale Zofiówka do wymagań Konkluzji BAT, w ramach której otrzymano odstępstwo czasowe
do końca 2023 r.;
dostosowanie kotła CFB-275 w Oddziale Zofiówka do wymagań emisyjnych w zakresie chlorowodoru (HCl).
Opis wyników zaangażowania kapitałowego w Polską Grupę Górniczą S.A.(PGG)
W 2020 r. PGG mierzyła się z wieloma trudnościami, z których najpoważniejszy wpływ na sytuację spółki miały załamanie sprzedaży
węgla oraz pandemia koronawirusa COVID-19. Wszystkie kluczowe pozycje składające się na wynik finansowy PGG uległy
istotnemu pogorszeniu. W dniu 25 września 2020 r. pomiędzy przedstawicielami rządu a stroną społeczną zostało podpisane
Porozumienie w sprawie transformacji polskiego górnictwa węgla kamiennego, które określa, m.in. czas funkcjonowania
poszczególnych kopalń. Strony w Porozumieniu określiły 2049 r. jako graniczny moment wygaszania kopalń. Ponadto ustalono, że
zostanie opracowana umowa społeczna regulująca funkcjonowanie sektora górnictwa węgla kamiennego. Zostanie ona
przedstawiona Komisji Europejskiej i jest niezbędna do uzyskania zgody na udzielenie pomocy publicznej. Ponadto, PGG prowadzi
prace nad pozyskaniem środków w ramach programu Tarcza Finansowa Polskiego Funduszu Rozwoju dla Dużych Firm. W 2020 r.
PGNIG TERMIKA, w wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości akcji PGG, utworzyła odpisy aktualizacyjne o łącznej
wartości 800 mln zł. Aktualna wartość bilansowa posiadanych przez PGNiG TERMIKA akcji PGG z uwzględnieniem powyższych
odpisów wynosi 0 zł. Dodatkowe informacje znajdują się w rozdziale 5.2.2.
4.4.3 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
PGNiG TERMIKA będzie kontynuowała realizację projektów strategicznych oraz będzie aktywnie poszukiwać projektów
akwizycyjnych w obszarze elektroenergetyki i ciepłownictwa. Spółka zamierza istotne zwiększyć wolumen sprzedaży energii
elektrycznej poprzez realizację inwestycji ukierunkowanych na budowę nowych, efektywnych kosztowo mocy wytwórczych oraz
modernizację istniejących źródeł przy zastosowaniu niskoemisyjnych technologii.
W 2021 r. w GK PGNiG TERMIKA będzie kontynuowała prace związane z realizacją inwestycji, m.in.: bloku gazowo-parowego w EC
Żerań, bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Stalowa Wola S.A. (ECSW), budowy kotłowni szczytowej w EC Żerań, budowy
jednostki wielopaliwowej o mocy 75 MWe w EC Siekierki, przygotowaniem budowy bloku gazowo-parowego w EC Siekierki.
Natomiast planowane nakłady inwestycyjne w obszarze nakładów środowiskowych obejmą w 2021 r. m.in: program dostosowania
kotłów fluidalnych do Konkluzji BAT w EC Żerań, dostosowanie C Kawęczyn do konkluzji BAT, program dostosowania Emitora 5 do
nowych emisji pyłu w EC Siekierki (zakres programu obejmuje zabudowę filtra workowego na K11 oraz modernizację absorbera
1) i 2), zabudowę instalacji SCR dla K16 w EC Siekierki oraz modernizację EC Pruszków.
W grudniu 2018 r. uchwalona została Ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Wejście w życie
przepisów wraz z pakietem rozporządzeń wykonawczych umożliwi ubieganie się – przez planowane do budowy nowe jednostki
opalane gazem ziemnym należące GK PGNiG TERMIKA – o udział w nowym systemie wsparcia, który zastąpi dotychczasowy,
oparty o świadectwa pochodzenia i opisany w Ustawie – Prawo energetyczne. W wyniku wdrożenia systemu rynku mocy oraz
przeprowadzonych aukcji zagwarantowane zostało uzyskanie dodatkowych przychodów, które będą osiągane w latach 2021-2037.
Spółka będzie realizowała program inwestycyjny, w tym modernizację istniejących aktywów wytwórczych, ukierunkowany na budowę
nowych, wysokosprawnych i efektywnych kosztowo mocy wytwórczych przy zastosowaniu niskoemisyjnych technologii
dostosowanych do zaostrzających się wymagań środowiskowych. Będą prowadzone działania rozszerzające obszar działalności
spółki oraz projekty B+R+I, dotyczące wykorzystania wodoru w energetyce, budowę akumulatorów energii elektrycznej oraz
zwiększenia wykorzystania odnawialnych źródeł energii w jednostkach wytwórczych.
W najbliższych latach spółka także zamierza kontynuować działania w zakresie pozyskiwania podmiotów do akwizycji w obszarze
dystrybucji ciepła oraz wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, a także dążyć do poprawy efektywności funkcjonowania spółki
poprzez wykorzystanie nowoczesnych metod zarządzania produkcją i majątkiem.
Do zadań stojących przed PGNiG TERMIKA EP w 2021 r., należą: kontynuowanie projektu zabezpieczenia dostaw ciepła dla miasta
Rybnik, realizacja zadania dotyczącego połączenia systemów ciepłowniczych Ec Zofiówka i Ec Pniówek oraz intensyfikacja
pozyskiwania nowych klientów na centralnego ogrzewania i ciepłej wody użytkowej (c.w.u.). Spółka podejmuje i będzie podejmować
działania w kierunku znaczącego poszerzenia rynku ciepłowniczego, w tym o sprzedaż całoroczną c.w.u., w szczególności w dużych
aglomeracjach Jastrzębia-Zdrój i Żor. W dłuższej perspektywie Spółka dostrzega ogromny potencjał instalacji ITPO (instalacja
termicznego przekształcania odpadów) w związku z czym prowadzone będą analizy tego zagadnienia.
Do największych wyzwań stojących przed realizacją planów strategicznych w GK PGNiG TERMIKA można zaliczyć:
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 62 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
realizacja planu inwestycyjnego zapewniającego dostosowanie majątku wytwórczego do obecnych i przyszłych wymagań
środowiskowych;
zwiększenie wolumenu sprzedaży i dystrybucji ciepła, który będzie efektem akwizycji aktywów ciepłowniczych i rozwoju
działalności wytwórczej na terenie całego kraju;
zwiększenie wolumenu sprzedaży energii elektrycznej poprzez realizację inwestycji ukierunkowanych na budowę nowych,
efektywnych kosztowo mocy wytwórczych oraz modernizację istniejących źródeł przy zastosowaniu niskoemisyjnych technologii.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 63 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.5 Pozostała działalność
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 64 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
4.5.1 Spółki wspierające i poboczna działalność Grupy PGNiG
4.5.1.1 Działalność w 2020 r.
PGNiG Technologie
PGNiG Technologie działa przede wszystkim na krajowym rynku sektora naftowo-gazowego oraz w mniejszym zakresie na rynkach
zagranicznych. Działalność spółki można podzielić na trzy główne obszary: gazociągi i infrastruktura gazowa, poszukiwanie i
wydobycie oraz magazynowanie gazu. W ramach pierwszego obszaru spółka świadczy usługi budowlano-montażowe oraz dostarcza
wyroby gotowe związane z budową, rozbudową, pracami remontowymi sieci gazowych oraz obiektów infrastruktury gazowej. W
zakresie poszukiwania i wydobycia jest dostawcą usług budowlano-montażowych oraz wyrobów gotowych wyspecjalizowanych w
kierunku eksploatacji oraz poszukiwania złóż węglowodorów. W ramach obszaru magazynowania jest dostawcą wyrobów i usług
związanych z rozbudową, remontami oraz eksploatacją magazynów gazu.
W 2020 r. spółka w ramach dywersyfikacji działalności rozpoczęła realizację zleceń w nowych obszarach związanych z energetyką
cieplno-gazową oraz dostawą zestawów sprężających. W 2020 r. świadczono usługi dla spółek z GK PGNiG oraz dla podmiotów
zewnętrznych, takich jak: GAZ-SYSTEM, ORLEN Upstream Sp. z o.o oraz DC Goryzonty i MHWirth AS. Dla PGNiG TERMIKA w
2020 r. została wykonana infrastruktura gazowa służąca do zasilania kotłowni szczytowej w Ec Żerań.
PGNiG Serwis
Podstawową działalnością PGNiG Serwis sp. z o.o. jest świadczenie kompleksowych usług finansowo-księgowych, kadrowo-
płacowych, teleinformatycznych, bezpośredniej ochrony fizycznej, obsługi zabezpieczeń technicznych, zarządzania
nieruchomościami i obsługa terenów przyległych dla spółek z GK PGNiG.
Gazoprojekt
Spółka wykonuje dokumentację przedprojektową i projektową w branży gazowniczej, paliwowo-energetycznej i ogólnobudowlanej.
Po okresie wysokiego nasycenia rynku w zakresie popytu na prace projektowe w ramach dużych strategicznych inwestycji dla
głównych klientów spółki tj. PERN S.A., OGP Gaz-System S.A. i PSG, trwa obecnie okres realizacji inwestycji budowlanych. Ze
względu na sytuację na rynku paliw pewien potencjał nowych projektów wykazuje rynek magazynowania i dystrybucji paliw płynnych.
Toczą się również prace nad budową podziemnych magazynów gazów i/lub ropy.
Biorąc pod uwagę ilość i charakter przetargów, w których spółka wzięła udział w 2020 r. należy zauważyć, że wysiłki były nakierowane
na inwestycje duże, strategiczne, realizowane dla podmiotów krajowych, jak również zadania mniejsze, z założenia mające
generować wyższą stopę marży.
Geovita
Geovita prowadzi działalność o profilu wypoczynkowym, odnowy biologicznej, profilaktyki leczniczej, rehabilitacji leczniczej i
konferencyjno-szkoleniowym. Obiekty spółki Geovita położone są w: Dąbkach, Mrzeżynie, Dźwirzynie, Jadwisinie koło Serocka,
Płotkach koło Piły, Gronowie koło Łagowa, Jugowicach, Lądku Zdroju, Zakopanem, Wiśle, Złockiem koło Muszyny, Krynicy-Zdroju,
Czarnej koło Ustrzyk Dolnych oraz Krakowie. W 2020 r. kontynuowano zapoczątkowany w 2017 r. proces restrukturyzacji zmierzający
do zwiększenia wartości spółki. Wpływ pandemii COVID-19 ograniczył jednak w znacznym stopniu dalsze możliwości
restrukturyzacyjne, powodując czasowe zaprzestanie prowadzenia działalności gospodarczej.
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych (Polski Gaz TUW)
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych oferuje ochronę ubezpieczeniową spółkom z GK PGNiG, obejmującą m.in.:
ubezpieczenia mienia, komunikacyjne, OC, ochronę prawną, jak również gwarancje ubezpieczeniowe. Polski Gaz TUW ubezpiecza
również podmioty spoza GK PGNiG, w szczególności z sektora energetycznego. W 2020 r. kontynuowano współpracę w zakresie
umów ubezpieczenia dla spółek w Grupie PGNiG.
Kluczowym projektem zrealizowanym w okresie sprawozdawczym był projekt związany z uruchomieniem w pełnym zakresie
działalności operacyjnej Polski Gaz Towarzystwa Ubezpieczeń Wzajemnych na Życie, podmiotu zależnego od Polski Gaz TUW,
którego głównym obszarem działalności w pierwszym okresie funkcjonowania jest i będzie oferowanie Pracowniczych Programów
Emerytalnych (PPE) w formie grupowego ubezpieczenia na życie z ubezpieczeniowym funduszem kapitałowym. Polski Gaz TUW
na Życie rozpoczęło swą operacyjną działalność formalnie (w minimalnym zakresie) w grudniu 2019 r., a materialnie w 2020 r.
W 2020 r. Polski Gaz TUW wdrożyło do sprzedaży w sieci PGNiG OD dwa produkty ubezpieczeniowe zapewniające dostęp do porad
prawnych oraz zwrotów kosztów wynagrodzenia adwokata lub radcy prawnego: Doradca Prawny dla Ciebie, Doradca Prawny dla
Firmy. Obydwa produkty dostępne są w biurach obsługi klienta PGNiG OD w całej Polsce.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 65 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
PGNiG Ventures
Strategia spółki PGNiG Ventures zakłada alokowanie środków w spółki z przewidywanym potencjałem wzrostu lub w podmioty
będące w fazie szybkiego wzrostu i wykazujące gotowość do kontynuowania wzrostu. W 2020 r. uruchomiony został nabór oraz
poszukiwanie podmiotów spełniających wymogi inwestycyjne, dzięki czemu spółka PGNiG Ventures będzie mogła oszacować zakres
i poziom inwestycji w 2021 r. Na koniec 2020 r. spółka PGNiG Ventures zidentyfikowała oraz przygotowała dokumentację projektową
dla 6 projektów inwestycyjnych w obszarze m.in. cyberbezpieczeństwa, systemów ładowania pojazdów elektrycznych, instalacji
fotowoltaicznych.
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
PGNiG Technologie
W latach 2021-2023 spółka skupi się na rozwoju w ramach dotychczasowych sektorów, w szczególności w zakresie inwestycji oraz
dostaw dla górnictwa węglowodorów. W ramach sektora oil&gas podjęto działania rozwojowe, mające na celu budowę nowych
kompetencji związanych z pozyskiwaniem zadań w zakresie budowy zestawów sprężających gaz oraz energetyki cieplno-gazowej.
Dodatkowo, w ramach uzupełnienia portfela projektów oraz zamówień kontynuowane będą starania o kontrakty w zakresie przesyłu
i dystrybucji gazu ziemnego oraz rozwój sprzedaży eksportowej wyrobów gotowych (Norwegia, Ukraina).
PGNiG Serwis
W 2021 r. PGNiG Serwis planuje kontynuować udział w realizacji planów strategicznych GK PGNiG. PGNiG Serwis dostrzega szanse
w zapotrzebowaniu na działania optymalizacji i redukcji kosztów operacyjnych, czemu sprzyjają procesy przejmowania przez spółkę
obowiązków w zakresie działalności pomocniczej oraz świadczenie usług wsparcia dla kolejnych spółek z GK PGNiG. PGNiG Serwis
zamierza również rozszerzyć działalność w obszarze IT, bezpośredniej ochrony fizycznej osób i mienia oraz zarządzania i obsługi
nieruchomości.
Gazoprojekt
W 2021 r. należy się spodziewać znacznego spadku ilościowego zamówień na duże strategiczne projekty i jednoczesnego spadku
poziomu wycen wobec oferowanych w 2019 i 2020 r. Charakter projektów zmieni się na projekty o mniejszym znaczeniu i o mniejszej
skali. Tutaj potencjalna pozytywna zmiana może nastąpić w sektorze energetyki gazowej i ciepłownictwa, ale w dużej mierze zależeć
to będzie od sposobu prowadzenia polityki energetycznej państwa, także w perspektywie zmian w podejściu do tego typu inwestycji
w UE.
Nowymi trendami na rynku, na którym działa spółka są inwestycje związane z technologiami niskoemisyjnymi jak technologie
wodorowe, power to gas, biometan i geotermia. Jest to szansa na rozwój technologiczny i rynkowy wspólnie w ramach Grupy PGNiG
i poza nią. Aktywizacja i intensyfikacja działań w tym obszarze jest jednym z kluczowych elementów w przygotowanej i przyjętej przez
strategii spółki na lata 2021-2023.
Geovita
W najbliższym okresie Geovita będzie kontynuować działania restrukturyzacyjne w obszarze optymalizacji kosztowej, poprawę
efektywności we wszystkich obszarach działalności biznesowej oraz procedurę sprzedaży nierentownych obiektów.
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych (Polski Gaz TUW)
Wyzwaniem realizowanym w 2020 r. było uruchomienie operacyjne Polski Gaz TUW na Życie i przejęcie przez ten podmiot
zarządzania aktywami zgromadzonymi w ramach PPE spółek z GK PGNiG. Strategia na okres 2021-2025 zakłada dalsze
funkcjonowanie Polski Gaz TUW jako podmiotu zależnego od PGNiG zapewniającego jego kompleksową i efektywną obsługę
ubezpieczeniową.
PGNiG Ventures
Spółka PGNiG Ventures przewiduje kontynuację prowadzenia działań mających na celu dokonanie inwestycji kapitałowych w 2021
r. i kolejnych latach. W związku z tym przewiduje, iż w III i IV kwartale 2021 r. będzie przygotowywać dokumentację inwestycyjną dla
2-4 projektów, tak żeby w I kwartale 2022 r. zrealizować kolejne inwestycje.
4.5.2 Badania, rozwój i innowacje, Centrum Korporacyjne PGNiG
Głównym zadaniem obszaru jest dążenie do budowania sprawnego modelu organizacji i zarządzania działalnością badawczo-
rozwojową i innowacyjną w GK PGNiG. W tym celu wyznaczono trzy podstawowe aspiracje strategiczne, czyli zwiększenie
zaangażowania oraz efektywności w realizacji projektów badawczo-rozwojowych oraz innowacyjnych, poprawę efektywności
operacyjnej GK PGNiG oraz budowę wizerunku Grupy. W skład Centrum Korporacyjnego wchodzi Centrala PGNiG, składająca się
z 16 Departamentów oraz 2 Biur.
W Centrali PGNiG działalność w obszarze badań i rozwoju oraz innowacji (identyfikacja rozwiązań, rozwój,
wdrożenia/komercjalizacja), w tym współpracę z jednostkami naukowo-badawczymi oraz kwestie praw własności intelektualnej
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 66 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
nadzoruje Departament Badań i Innowacji. Jednostkami merytorycznymi w tym obszarze są Departament Badań i Innowacji,
Departament Rozwoju Biznesu oraz Oddziały PGNiG – m.in. Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze (CLPB).
4.5.2.1 Działalność w 2020 r.
Departament Badań i Innowacji
W 2020 r. nadzorowano przebieg 150 przedsięwzięć badawczo – rozwojowo – innowacyjnych. Na projekty badawcze, rozwojowe i
innowacyjne oraz z zakresu identyfikacji i poszukiwania węglowodorów w GK PGNiG wydano na dzień 31 grudnia 2020 r. łącznie
ok. 515 mln zł, w tym: w spółkach GK PGNiG: ok. 151 mln zł, w PGNiG: ok. 364 mln zł (w tym ok. 30 mln zł na projekty badawcze,
rozwojowe i innowacyjne oraz ok. 334 mln zł w ramach Oddziału Geologii i Eksploatacji na projekty z zakresu identyfikacji i
poszukiwania węglowodorów).
W ramach Wspólnego Przedsięwzięcia INGA (INnowacyjne GAzownictwo) zorganizowanego we współpracy z NCBiR i GAZ-
SYSTEM S.A. w 2020 r. kontynuowano realizację 8 projektów badawczo-rozwojowych z obszaru: „Poszukiwanie, wydobycie
węglowodorów oraz produkcja paliw gazowych” oraz „Sieci gazowe” - wybranych w I Konkursie.
W związku z przeprowadzaną okresowo weryfikacją projektów z obszaru B+R+I pod kątem ich zasadności biznesowej, w grudniu
2020 r. została podjęta decyzja korporacyjna o wcześniejszym zamknięciu trzech projektów B+R (SILESIAFRAC, COKEPROP,
MIGASLIDRILL) realizowanych w ramach WP INGA dotyczących odmetanowywania kopalń lub pokładów węgla kamiennego
realizowanych w ramach obszaru „Poszukiwanie, wydobycie węglowodorów oraz produkcja paliw gazowych” i jednego projektu z
obszaru „Sieci gazowe” (VELA-GAZ). Decyzja została podjęta w oparciu o rekomendacje Głównych Użytkowników projektów tj.
Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG oraz PSG którzy zgłosili realne ryzyko braku możliwości przyszłego wdrożenia rezultatów
ww. projektów do działalności spółek i generowania w związku z nimi korzyści, co jest wymogiem przy realizacji projektów B+R+I
zarówno finansowanych ze środków własnych, jak i publicznych, w ramach narzędzi wdrażanych przez NCBiR.
W kontynuacji znajdują się dwa projekty z zakresu poszukiwań i wydobycia (SYNERGA i INNKARP), jeden projekt z zakresu
poeksploatacyjnego pozyskiwania metanu (AMMUSCB) i jeden projekt z zakresu paliw alternatywnych (DME). W I kwartale 2020 r.
uruchomiono nabór w ramach II Konkursu WP INGA. Łączny budżet projektów na rzecz GK PGNiG dla I i II konkursu WP INGA
wyniósł 266 mln zł. Celem Wspólnego Przedsięwzięcia INGA jest wzrost innowacyjności i konkurencyjności przedsiębiorstw GK
PGNiG w Polsce i na rynku globalnym w długookresowej perspektywie, poprzez ukierunkowaną i nastawioną na komercjalizację
realizację projektów badawczo-rozwojowych oraz współpracę z jednostkami naukowymi.
Do najważniejszych osiągnięć 2020 r. należy uruchomienie w maju w Departamencie Badań i Innowacji Programu Wodorowego
“Hydrogen – a Clean Fuel for the Future. Budowanie kompetencji wodorowych w GK PGNiG”. Program wpisuje się w realizację
Strategii GK PGNiG na lata 2017-2022. Celem Programu jest rozpoczęcie implementacji (pilotaże / demonstracje) technologii
wodorowych w poszczególnych obszarach działalności GK PGNiG, w tym przede wszystkim: dystrybucji, magazynowania i produkcji,
na podstawie zidentyfikowanych kompetencji technologicznych oraz nowych doświadczeń, nabywanych na drodze uruchamianych
sukcesywnie projektów badawczo-rozwojowych i innowacyjnych. Program ma również na celu zaangażowanie zespołu specjalistów
ze wszystkich sektorów działalności GK PGNiG, w których można zidentyfikować biznesowe uzasadnienie do wdrożenia technologii
wodorowych. Współpraca pomiędzy interesariuszami z różnych obszarów działań firmy, przy tworzeniu jednego, spójnego łańcucha
wartości, przyczyni się do zaangażowania oraz zwiększenia odpowiedzialności za rozwój i wzrost innowacyjności GK PGNiG, obniży
koszty realizacji przedsięwzięć, poprawi rentowność potencjalnych inwestycji oraz polepszy alokacje kapitałów (finansowego,
rzeczowego i ludzkiego).
W ramach Programu realizowane są następujące projekty: InGrid, P2G – wyspowa sieć badawcza pozwalająca na dodawanie
zielonego wodoru do gazu ziemnego oraz sprawdzenie wpływu wodoru na infrastrukturę gazową sieci dystrybucyjnej, New Fuel Lab
– rozszerzenie laboratoryjnych kompetencji CLPB o działalność analityczną jakości paliw alternatywnych, Hydra Tank – budowa
badawczej stacji tankowania wodorem. W III kwartale 2020 r. został uruchomiony kolejny strategiczny projekt wodorowy, jakim jest
H2020. Projekt jest realizowany przez GSP, a jego tematyka dotyczy wielkoskalowego magazynowania wodoru w kawernach solnych
w Mogilnie i Kosakowie. W ramach Programu w PGNiG są inicjowane kolejne przedsięwzięcia, związane z zaangażowaniem Spółki
w rozwój własnych technologii wodorowych (m.in. ogniwa paliwowe czy silniki zasilane paliwem wodorowym). Aktywność w ramach
Programu dotyczy również działań pozaprojektowych. We wrześniu 2020 r. PGNiG przystąpiło do Stowarzyszenia Hydrogen Europe,
natomiast w październiku do Sojuszu European Clean Hydrogen Alliance (ECH2A). Są to kluczowe platformy do szerokiej współpracy
przy tworzeniu całego wodorowego łańcucha wartości, które mają umożliwić zbudowanie w ciągu trzech dekad wodorowego
ekosystemu w Europie.
W obszarze Poszukiwania i Wydobycie w III kwartale 2020 r. uruchomiony został projekt AQUA, którego celem jest zbadanie
możliwości produkcji energii geotermalnej z istniejących (negatywnych) otworów naftowych oraz weryfikacja opłacalności
wykorzystania otworów kończących eksploatację węglowodorów do pozyskania energii geotermalnej.
W 2020 r. obszar B+R+I zainicjował systemowe podejście do pozyskiwania finansowania preferencyjnego w Grupie Kapitałowej.
Wypracowano schematy postępowań porządkujące kwestie identyfikacji programów pomocowych, podziału odpowiedzialności przy
ubieganiu się o środki preferencyjne i komunikacji zewnętrznej z resortami. Dzięki temu spółki GK PGNiG na bieżąco weryfikują
źródła finansowania w bieżącej i przyszłej perspektywie finansowej UE oraz podejmują działania aplikacyjne dla najciekawszych
projektów B+R oraz innowacyjnych i inwestycyjnych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 67 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Kontynuowano również aktywności w ramach Komitetu ds. Strategicznych Projektów Obszaru Badań, Rozwoju i Innowacji GK
PGNiG. Komitet stanowi ważne forum strategicznych działań w obszarze B+R+I, wymiany wiedzy i dyskusji dla osiągnięcia synergii
w kluczowych obszarach działalności.
W 2020 r. uzyskano 4 nowe decyzje patentowe dla zgłoszeń powstałych w wyniku realizowanych projektów B+R.
Departament Rozwoju Biznesu
W 2020 r. w Departamencie Rozwoju Biznesu realizowano łącznie 21 projektów rozwojowych, skupiających się na następujących,
kluczowych obszarach: Odnawialne Źródła Energii, Paliwa Alternatywne, Efektywność Energetyczna oraz Centrum Startupowe Inn-
Vento.
Odnawialne Źródła Energii (OZE)
W 2020 r. powołano projekt „Fotowoltaika Biznes”, w ramach którego w pierwszym etapie przeprowadzono prace analityczne i
przygotowano długoterminowy plan rozwoju biznesu (wraz z parametrami ekonomicznymi) GK PGNiG wykorzystującego technologie
fotowoltaiczne. W ramach opracowanej koncepcji przygotowano model biznesowy, zakładający wejście PGNiG w obszar
prosumenckiego rynku fotowoltaiki w Polsce dla klientów indywidualnych oraz instytucjonalnych oraz rozpoczęto wdrożenie tego
modelu.
Powołano równolegle projekt „Fotowoltaika Instalacje”, w ramach którego dokonano inwentaryzacji dachów i gruntów własnych,
spełniających kryteria do budowy instalacji i farm fotowoltaicznych w PGNiG oraz GK PGNiG, jak również zbudowano i uruchomiono
pierwszą instalację fotowoltaiczną na nieruchomościach PGNiG. Opracowano także koncepcję rozwoju projektów
wielkopowierzchniowych farm fotowoltaicznych, polegającą na warunkowym nabywaniu spółek celowych rozwijających takie
projekty. W tym obszarze opracowano techniczne i komercyjne kryteria docelowych projektów i nawiązano wstępne rozmowy z
deweloperami takich projektów.
Uruchomiono także projekt „WIND”, który koncentruje się na działaniach zmierzających do osiągnięcia korzyści ekonomicznych oraz
dywersyfikacji przychodów Grupy poprzez wejście PGNiG w nowy segment działalności OZE, tj. inwestycji w farmy wiatrowe. W
ramach projektu analizowane są możliwości akwizycyjne w zakresie gotowych do budowy oraz operacyjnych farm wiatrowych, w
wyniku czego PGNiG przystąpił do wyselekcjonowanych procesów akwizycyjnych, które będą kontynuowane w 2021 r.
Paliwa Alternatywne
W 2020 r., poszukując nowych kierunków rozwoju biznesu w obszarze paliw alternatywnych, ze szczególnym uwzględnieniem
wykorzystania LNG, bioLNG, CNG:
zrealizowano I etap projektu „Magellan”, który zakładał analizę rynku żeglugowego oraz opracowanie modelu biznesowego
zmierzającego do rozwoju segmentu bunkrowania statków LNG;
uruchomiono projekt „Gepard”, który zakłada zwiększenie zasięgu oferty PGNiG w zakresie sprzedaży LNG i CNG na cele
kołowego transportu ciężkiego. Zakończono istotne prace etapu I, w tym przygotowano analizę rynku LNG i CNG wraz z
rekomendacją opcji strategicznych;
zakończono I etap projektu „bioLNG TANK”, który zakładał opracowanie planu wdrożenia innowacyjnej koncepcji wytwarzania
bioLNG polegającej na zintegrowaniu stacji parametryzująco – skraplającej z biogazownią rolniczą w celu przeprowadzenia
skutecznej konwersji nośnika energii z biogazu rolniczego na bioLNG. Realizacja Etapu I pozwoliła na wypracowanie kilku
scenariuszy rozwoju przedsięwzięcia.
Ponadto, w projekcie „Geo-Metan II”, w lipcu 2020 r. podjęto ostateczną decyzję o zaprzestaniu prac w strumieniu Budryk, a wobec
braku możliwości realizacji prac także w pozostałych strumieniach (Bielszowice/ PGG, Brzeszcze/ Tauron Wydobycie, Murcki-
Staszic/PGG, Pniówek oraz Szczygłowice/ JSW), zapadła decyzja o podjęciu działań zmierzających do zamknięcia projektu.
Efektywność Energetyczna
W 2020 r. zakończono prace w projekcie „ESCO” - opracowano koncepcję biznesową dla rozwiązań i produktów rynku usług
okołoenergetycznych (w szczególności rozwiązania z zakresu zarządzania energią), plan wdrożenia oraz parametry ekonomiczne
dla możliwych modeli wejścia GK PGNiG w poszczególne segmenty rynku dla aktualnych oraz potencjalnych klientów GK PGNiG.
W 2020 r. uruchomiono program pn. „Poprawa Efektywności Energetycznej w GK PGNiG”, który ma na celu skoordynowanie działań
nakierowanych na osiągnięcie korzyści w obszarze gospodarki energetycznej w GK PGNiG. W ramach Programu uruchomiono
pierwsze systemowe rozwiązania, których oczekiwanym skutkiem będzie poprawa wyniku energetycznego. Należy do nich
uruchomiony w 2020 r. projekt pn. „Dębno 4.0”, który zakłada wdrożenie systemu do monitorowania i zarządzania mediami w Kopalni
Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno; a także projekt pn. „BMP (Building Management Platform)”, który dotyczy przygotowania, a
następnie wdrożenia koncepcji platformy monitoringu i systemowego zarządzania gospodarką energetyczną w obiektach Centrali
Spółki.
PGNiG uzyskała w 2020 r. certyfikat w związku z wdrożeniem Systemu Zarządzania Energią na zgodność z normą ISO:50001:2011.
Ponadto dokonano aktualizacji dokumentacji Systemu Zarządzania Energią do wymagań normy ISO:50001:2018.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 68 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Centrum Startupowe InnVento
W 2020 r. aktywność InnVento koncentrowała się na współpracy z akceleratorem Huge Tech, operatorem programu akceleracyjnego
IDEA Global, współfinansowanego ze środków publicznych (działanie 2.5 POIR Programy akceleracyjne). W ramach tej współpracy
PGNiG może realizować projekty pilotażowe z wyłonionymi startupami w obszarach działalności, które zostały zidentyfikowane jako
perspektywiczne dla wdrożenia technologii pochodzących od małych firm technologicznych. W 2020 r. w PGNiG ostatecznie zostały
zrealizowane 3 pilotaże w następujących obszarach:
budowa prototypu platformy wspierającej proces analiz z obszaru bezpieczeństwa;
wdrożenie systemu pomiaru temperatury ciała za pomocą kamer termowizyjnych;
budowa prototypu platformy do automatycznego przedmiaru i inspekcji instalacji PV z użyciem dronów i zaawansowanych modeli
matematycznych terenu.
Ponadto zidentyfikowano kolejnych 6 rozwiązań technologicznych, które będą analizowane pod kątem testowego wdrożenia w GK
PGNiG, tj.:
narzędzie dla obszaru cyberbezpieczeństwa do scentralizowanego systemu zarządzania podatnościami (vulnerability
management);
system zgodny z Dyrektywą RED II, do rozliczeń, bilansowania i zarządzania energią elektryczną przeznaczonego dla klastrów
energetycznych i operatorów innych podobnych podsystemów energetycznych;
wykorzystanie rdzeni kolb kukurydzy w procesie produkcji energii, ciepła oraz CO
2
do zastosowań przemysłowych, jako nowego
źródła odnawialnej energii;
wykorzystanie danych satelitarnych do analiz ilości i jakości biomasy w formie brzozy i wierzby energetycznej na terenach
zakontraktowanych;
video/chatboty dla Contact Center;
oprogramowanie dla obszar uzgadniania i czyszczenia danych w różnych systemach bilingowych.
Oddział PGNiG - Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze (CLPB)
Celem podstawowej działalności CLPB jest utrzymanie i wzrost rynkowej pozycji wiodącego, akredytowanego przez Polskie Centrum
Akredytacji laboratorium wzorcującego, badawczego i punktu legalizacyjnego urządzeń i systemów pomiarowych stosowanych w
przemyśle gazu ziemnego oraz laboratorium kontroli jakości gazów ziemnych w zakresie wszystkich rodzajów gazów ziemnych i ich
form CNG, LNG. W tym obszarze CLPB kontynuuje świadczenie usług w zakresie m.in. badania poprawności i wiarygodności
pomiarów jakości i ilości gazu ziemnego, badania urządzeń i systemów pomiarowych oraz analiz technicznych, opinii i ekspertyz
technicznych. Świadczy usługi obejmujące walidację procesowych chromatografów gazowych na potrzeby rozliczeń gazów ziemnych
i wzorcowania układów pomiarowych na obiektach infrastruktury gazowej. Kluczowymi klientami Oddziału CLPB są odbiorcy zarówno
wewnętrzni, jak również zewnętrzni pochodzący z Polski. Do największych należą spółki GK PGNiG, GAZ-SYSTEM, EuRoPolGaz
S.A. i Polskie LNG S.A.
Oddział świadczy usługi w zakresie metrologii urządzeń do pomiarów oraz oceny jakości gazu ziemnego. Największymi
zleceniodawcami w tym zakresie są Oddziały PGNiG, PSG i GAZ-SYSTEM oraz podmioty przemysłowe wykorzystujące gaz ziemny
w swojej działalności.
Dla zwiększenia efektywności działań i możliwości podjęcia nowych wyzwań badawczo-rozwojowych
w strukturze Oddziału w 2020 roku utworzono dedykowaną komórkę organizacyjną: Biuro Badań, Rozwoju
i Innowacyjnych Technologii (BRIT). A kluczowe inicjatywy projektowe uruchomione w Biurze to:
Projekt New Fuel Lab dotyczący rozbudowy zaplecza laboratoryjnego Pracowni Pomiarów Fizykochemicznych O/CLPB o
nowe stanowiska badawcze i pomiarowe dla nowych paliw gazowych (wodór, biometan),
Projekt Bio-CNG: Energetyczne Zagospodarowanie Biodegradowalnej Frakcji Odpadów Komunalnych to inicjatywa w
zakresie gospodarki obiegu zamkniętego dotycząca opracowania technologii w zakresie efektywnego przygotowania,
przetwarzania i zagospodarowania frakcji organicznej odpadów komunalnych oraz opracowania formuły rozwoju
wielkoskalowych inwestycji opartych o koncepcje badawcze realizowane w ramach Projektu.
4.5.2.2 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość w obszarze badań, rozwoju i innowacji
Departament Badań i Innowacji
Działania PGNiG zakładają przede wszystkim umocnienie pozycji GK PGNiG w obszarze technologii wodorowych, realizację i
przekazanie do komercjalizacji kolejnych projektów badawczo-rozwojowych, aktywne pozyskiwanie projektów innowacyjnych oraz
ich wdrażanie do działalności Grupy, dostosowanie modelu organizacyjnego działań B+R+I w GK PGNiG do zmieniającej się sytuacji
rynkowej oraz celów strategicznych Grupy. Równolegle stale będą analizowane nowe obszary biznesu, które mogą zwiększyć
konkurencyjność spółek oraz wzmocnić ich pozycję rynkową. Działania zaplanowane zostały w dwóch horyzontach czasowych.
Horyzont krótkoterminowy (do końca 2021 r.):
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 69 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
umocnienie pozycji GK PGNiG w obszarze technologii wodorowych m.in. poprzez przygotowanie Strategii Wodorowej GK
PGNiG i na jej podstawie inicjowanie kolejnych projektów oraz poszerzanie kompetencji z zakresu paliw alternatywnych;
uruchomienie pilotażowych instalacji mikrokogeneracyjnych działających w oparciu o ogniwa paliwowe;
uruchomienie instalacji PV z magazynem energii w Odolanowie;
w ramach projektu H2020 uruchomienie kompletnego samochodu pomiarowego przystosowanego do badań infrastruktury w
której znajduje się wodór i mieszaniny Gaz Ziemny-Wodór;
przeprowadzenie projektu pilotażowego łączącego technologię skanowania 3D z funkcjonalnością paszportyzacji urządzeń /
infrastruktury;
uruchamianie projektów w nowych, biznesowo atrakcyjnych dla GK PGNiG obszarach, w tym z zakresu digitalizacji. Planowane
obszary realizacji projektów dotyczących cyfryzacji w ramach GK PGNiG będą dotyczyć m.in. wspierania zarządzania produkcją,
implementacji elementów wsparcia decyzyjnego oraz optymalizacji poprzez transformację realizowanych procesów. Technologie
i projekty cyfrowe będą obejmować takie obszary jak np. automatyzacja procesów, wykorzystanie sztucznej inteligencji i narzędzi
uczenia maszynowego oraz oferowanie nowych usług przy wykorzystaniu narzędzi cyfrowych. Rozwojowe i innowacyjne projekty
cyfrowe charakteryzują się krótszym czasem realizacji od innych, w efekcie czego mogą przynieść szybkie efekty, w postaci
zwiększenia efektywności danej linii biznesowej czy procesu;
podpisanie umów na realizację projektów B+R wyłonionych w ramach II Konkursu WP INGA;
przekazanie do wdrożenia / komercjalizacji rezultatów zakończonych projektów badawczo-rozwojowych np. Ekogłowica i
Minidrill;
zintensyfikowanie działań aplikacyjnych o fundusze pomocowe dla projektów B+R+I oraz inwestycyjnych w GK PGNiG;
opracowanie metodyki zarządzania projektami B+R+I.
Horyzont średnioterminowy (w latach 2022-2023) gdzie planowane i podejmowane będą następujące działania:
rozwój i ekspansja na rynku technologii wodorowych, w tym m.in.: magazynowanie energii PtG, magazynowanie wodoru;
Program Cyfryzacji obejmujący projekty innowacji cyfrowych - m.in. analityki dużych ilości danych (big data) czy też algorytmów
wspierających decyzje (sztuczna inteligencja, uczenie maszynowe) oraz automatyzujące procesy - opracowywanych,
testowanych i wdrażanych we wszystkich obszarach łańcucha wartości GK PGNiG;
komercjalizacja / wdrożenie do działalności GK PGNiG rezultatów projektów B+R w tym produktów i technologii wytworzonych
na bazie projektów INGA – na bieżąco weryfikowanych, w trakcie realizacji pod kątem zasadności komercjalizacji.
Departament Rozwoju Biznesu
W 2021 r. podejmowane będą działania związane przede wszystkim ze sprawnym wdrożeniem nowych produktów biznesowych w
GK PGNiG, w oparciu o koncepcje biznesowe, plany wdrożeń i modele finansowe przygotowane w 2020 r. Sukcesywnie będą także
identyfikowane i rozwijane nowe przedsięwzięcia.
OZE
W obszarze OZE w 2021 r. wdrożona zostanie koncepcja wejścia PGNiG w obszar prosumenckiego rynku fotowoltaiki na podstawie
opracowanego modelu biznesowego, co wzbogaci ofertę PGNiG dla klientów indywidualnych i instytucjonalnych. Zintensyfikowane
zostaną działania, zmierzające do zbudowania i eksploatacji portfela odnawialnych źródeł energii elektrycznej, w tym w segmencie
fotowoltaiki: rozwój instalacji fotowoltaicznych na terenach własnych, akwizycje farm fotowoltaicznych oraz rozwój projektów
wielkopowierzchniowych farm fotowoltaicznych zgodnie z opracowaną koncepcją biznesową; w segmencie farm wiatrowych:
akwizycje projektów farm wiatrowych gotowych do wybudowania oraz operacyjnych farm wiatrowych.
Paliwa Alternatywne
Do końca 2021 r. zaplanowany jest II etap projektu Magellan, który przewiduje rozwój infrastruktury poprzez zakup innowacyjnych
urządzeń odpowiadających faktycznym potrzebom na rynku żeglugowym, opartych o rozwiązania MTTS (ang. Multiple Truck-to-
Ship, technologia multiplikująca, zwiększająca wolumen i prędkość bunkrowania). Na lata 2021-2022 przewidziane jest także
wdrożenie projektu bioLNG TANK.
Efektywność Energetyczna
W obszarze Efektywności Energetycznej, w 2021 r.:
sukcesywnie będą wdrażane w GK PGNiG, wypracowane w projekcie ESCO, produkty rynku usług okołoenergetycznych przez
spółki GK PGNiG, w tym projekt Stop SMOG;
sukcesywnie będzie realizowany Program Poprawy Efektywności Energetycznej w GK PGNiG, w tym uruchomienie systemu do
monitorowania i zarządzania mediami w Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno w ramach projektu pn. Dębno 4.0 oraz
rozpoczęcie prac związanych z wykonaniem platformy monitoringu i systemowego zarządzania gospodarką energetyczną w
obiektach Centrali Spółki (projekt BMP - Building Management Platform);
planowane jest uzyskanie dla Systemu Zarządzania Energią certyfikatu na zgodność z normą ISO 50001:2018.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 70 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Centrum Startupowe InnVento
W 2021 r. planowane jest zwiększenie skali projektów testowych ze startupami w GK PGNiG, w oparciu o współpracę z zewnętrznymi
partnerami (akceleratorami). W tym celu będą uruchamiane działania związane z pogłębioną identyfikacją i weryfikacją potrzeb
technologicznych i biznesowych PGNiG oraz kluczowych spółkach z Grupy, jak również działania wspomagające efektywne
zarządzanie tego typu projektami w GK PGNIG.
Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze
W 2021 r. planowany jest wzrost aktywności w zakresie pomiarowo-badawczym poprzez pozyskanie nowych klientów, rozszerzenie
usług, zwiększenie wykorzystania potencjału merytorycznego i posiadanej infrastruktury oraz intensywne działania marketingowe, w
tym m.in.: przeprowadzanie akcji ofertowej do wszystkich podmiotów, dysponujących infrastrukturą wymagającą certyfikacji oraz
rozwojowe związane z rozszerzeniem kompetencji i rozbudową infrastruktury CLPB do prowadzenia usług badań jakościowo-
ilościowych dla paliw alternatywnych.
W swoich najbliższych planach oferowanych usług CLPB zamierza rozszerzyć kompetencje o zakres dot. analiz badań jakości
wodoru jako niskoemisyjnego paliwa do pojazdów. Aktualnie brak jest tego typu laboratorium w Polsce, a perspektywa jego
organizacji staje się bardzo istotnym elementem rozwoju CLPB w kontekście powstającego rynku paliwa wodorowego, jak również
wykonywanie badań ilościowych i jakościowych mieszanin gazu ziemnego z wodorem oraz biometanu.
W obszarze projektowym w 2021 r. planowane jest uruchomienie w ramach Programu Wodorowego projektów innowacyjnych z
obszaru technologii wodorowych, mających na celu pozyskanie szeroko rozumianego know-how związanego z eksploatacją układów
kogeneracyjnych małej mocy opartych na ogniwach paliwowych oraz wdrożenie technologii silnika gazowego do bezpiecznego i
niskoemisyjnego spalania mieszanin gazu ziemnego z wodorem.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 71 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
5. Sytuacja finansowa Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG w 2020 r.
5.1 Sytuacja makroekonomiczna
5.1.1 Sytuacja gospodarcza i kursy walut
Wykres 20 Produkt Krajowy Brutto (PKB) r/r (%) w latach 2016-2020 i prognoza na lata 2021-2022
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z GUS oraz Komisji Europejskiej.
W 2020 r. finalna dynamika PKB Polski spadła o -2,8% r/r. Wskutek pandemii koronawirusa COVID-19 polska gospodarka musiała
zmierzyć się ze spadającym poziomem inwestycji (-10,9% p.p.) oraz niższą konsumpcją gospodarstw domowych (-3,2% p.p.). Z
drugiej strony, wzrost poziomu wydatków rządowych (0,7 p.p.) oraz pozytywne saldo handlu zagranicznego (0,4 p.p) utrzymały polską
gospodarkę na relatywnie dobrym poziomie względem innych państw Unii Europejskiej - według danych Komisji Europejskiej recesja
w Polsce była jedną z najniższych, a mniejszy spadek aktywności gospodarczej zanotowała wyłącznie Litwa (spadek o -0,9% r/r).
Mimo znaczącego spowolnienia, analitycy Komisji Europejskiej prognozują, że w 2021 r. sytuacja polskiej gospodarki powinna wrócić
do poziomu sprzed pandemii, a prognozowany poziom PKB może wynieść 3,1% r/r.
Wykres 21 Kursy walut EUR/PLN i USD/PLN
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Narodowego Banku Polskiego.
Kursy wskazanych walut są istotnym wskaźnikiem z punktu widzenia Grupy PGNiG głównie ze względu na ich wpływ na koszty
pozyskania gazu w segmencie Obrót i Magazynowanie. Kurs dolara wpływa głównie na rozliczenia z dostawcami gazu w kontraktach
długoterminowych i przychody ze sprzedaży ropy, a kurs euro ma wpływ na zakup gazu z kierunku zachodniego.
5.1.2 Tendencje na rynku gazu ziemnego
Ceny gazu w Europie i na świecie
W 2020 r. ceny gazu ziemnego w Europie zanotowały istotny spadek w stosunku do cen notowanych na amerykańskim Henry Hub.
Średnia cena gazu ziemnego na holdenderskim hubie TTF wyniosła w tym czasie 9,35 EUR/MWh - spadek o ponad 30% w
porównaniu do analogicznego okresu r/r. Porównując te same okresy, notowania gazu ziemnego na Henry Hub spadły o 1,98
2,9
4,6
5,1
4,5
-2,8
3,1
5,1
-3,0
-2,0
-1,0
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
%
3,9
4,2
4,5
4,8
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
EUR/PLN 2016-2018 EUR/PLN 2019 EUR/PLN 2020
2,8
3,3
3,8
4,3
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
USD/PLN 2016-2018 USD/PLN 2019 USD/PLN 2020
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 72 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
EUR/MWh do poziomu średnio 5,84 EUR/MWh. Średnia cena surowca w Stanach Zjednoczonych zmniejszyła się w tym czasie o
25,3%. Tym samym, w minionym roku spread między tymi dwoma obszarami handlu zmniejszył się o blisko 39,1%, tj. o 2,25
EUR/MWh i wyniósł w 2020 r. średnio 3,51 EUR/MWh. Największy spread cenowy odnotowano w grudniu: 9,58 EUR/MWh.
Wykres 22 Średnie miesięczne fronth month gazu ziemnego na hubach Henry Hub i TTF (ang. fronth month – kontrakt z datą
wykonania w następnym miesiącu) w 2019 i 2020 r.
Żródło: Opracowanie własna na postawie danych NYMEX oraz ICE.
Ceny gazu w Polsce
W 2020 r. średnioważona spotowa (RDNiBg) cena gazu w Polsce wyniosła średnio 50,60 PLN/MWh, 15,86 PLN/MWh mniej niż w
2019 r. Ceny gazu były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech i szerzej, na rynkach europejskich. Średni spread pomiędzy
spotowymi cenami (dla produktu Day Ahead) na TGE oraz na GASPOOL w 2020 r. wyniósł 1,77 EUR/MWh.
Wykres 23 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego w Polsce i w Niemczech w 2019 i 2020 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.
Wykres 24 Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i GPL w 2019 i 2020 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.
Sytuacja na rynku gazu ziemnego w Europie i na świecie ma przełożenie na wyniki finansowe Grupy PGNiG głównie ze względu na
jego wpływ na segment Obrót i Magazynowanie zarówno po stronie kosztowej, jak i przychodowej.
5.1.3 Tendencje na rynku ropy naftowej
W I kwartale 2020 r. doszło do załamania cen ropy. Pandemia koronawirusa doprowadziła do wprowadzenia obostrzeń
epidemiologicznych w wielu krajach, co skutkowało spadkiem popytu. Pod koniec kwartału rozpoczęła się również wojna cenowa
pomiędzy Rosją a Arabią Saudyjską, których celem było obniżenie cen ropy. W II kwartale obie strony doszły do porozumienia, lecz
popyt spadł jeszcze silniej (szczególnie w kwietniu), a rynek znalazł się w stanie bardzo znaczącej nadwyżki podażowej.
Porozumienie stron o ograniczeniu produkcji sprawiło, że przez resztę roku sytuacja na rynku ropy stopniowo polepszała się.
-1
2
4
6
8
10
12
14
-1
5
11
17
23
01.2019 03.2019 05.2019 07.2019 09.2019 11.2019 01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020
Spread TTF-HH Henry Hub TTF
Spread EUR/MWh
Cena EUR/MWh
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
0,0
10,0
20,0
30,0
01.2019 03.2019 05.2019 07.2019 09.2019 11.2019 01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020
Spread TGE-Gaspool TGE Gaspool
EUR/MWh
Spread EUR/MWh
0
10
20
30
01.2019 03.2019 05.2019 07.2019 09.2019 11.2019 01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020
TTF GPL TGE
EUR/MWh
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 73 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W III kwartale 2020 r. średnia cena miesięczna znajdowała się w wąskim przedziale $40-45/bbl, natomiast listopad i grudzień były
miesiącami silnego wzrostu cen. Informacja o pojawieniu się szczepionki na koronawirusa i zamówienia przez wiele państw jej
hurtowych ilości przełożyło się na wzrost ceny baryłki ropy Brent, która osiągnęła poziom $50, najwyższy od lutego.
Wykres 25 Cena ropy Brent i WTI, kontrakt month ahead (kontrakt ang. month ahead – kontrakt z datą wykonania w następnym
miesiącu) w 2019 i 2020 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE oraz NYMEX.
Średnie zapotrzebowanie na ropę naftową w 2020 r. spadło o 8,86% względem roku poprzedniego i wyniosło 92,22 mln baryłek
dziennie. Zapotrzebowanie na ropę w grupie największych światowych konsumentów spoza OECD (ang. Organisation for Economic
Cooperation and Development – Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju) spadło o 6,28%. Pozostałe kraje azjatyckie
również zanotowały spadek zapotrzebowania. Podaż ropy na świecie została zmniejszona w 2020 r. o 6,31% względem roku
poprzedniego. Produkcja najmocniej spadła w grupie OPEC – o 11,72%. Wydobycie zostało zwiększone jedynie przez Chiny – o
0,82%, a kraje dawnego Związku Radzieckiego zmniejszyły swoją podaż o 1,15%.
Tabela 27 Globalny popyt na rynku ropy
mln bbl/dzień Popyt
2020
2019
OECD
41,93
47,52
w tym Stany Zjednoczone
18,20
20,70
Spoza OECD
50,29
53,66
w tym Chiny
14,30
14,76
Razem Świat
92,22
101,18
Źródło: Opracowanie właśnie na podstawie danych z EIA.
Tabela 28 Globalna podaż na rynku ropy
mln bbl/dzień Podaż
2020
2019
OECD
30,67
31,66
w tym Stany Zjednoczone
18,58
19,47
Spoza OECD
63,59
68,95
w tym Chiny
4,93
4,89
w tym kraje byłego ZSRR
14,63
14,80
w tym OPEC
30,57
34,63
Razem Świat
94,25
100,60
Źródło: Opracowanie właśnie na podstawie danych z EIA.
Tabela 29 Bilans popytu i podaży na rynku ropy
mln bbl/dzień Nadwyżka / (Niedobór)
2020
2019
Razem Świat
0,36
(0,42)
Żródło: Opracowanie właśnie na podstawie danych z EIA.
Sytuacja na rynku ropy naftowej w Europie i na świecie ma przełożenie na wyniki finansowe GK PGNiG głównie ze względu na jej
wpływ na segment Poszukiwanie i Wydobycie (głównie sprzedaż ropy naftowej wydobywanej w Norwegii) oraz koszt pozyskania
gazu z importu w segmencie Obrót i Magazynowanie.
5.1.4 Średnie miesięczne temperatury
W miesiącach zimowych temperatura w 2020 r. kształtowała się powyżej średniej sezonowej i wyniosła średnio 4
○
C w I kwartale i
6,5
○
C w IV kwartale w porównaniu do 3
○
C i 7
○
C w 2019 r. W sezonie wiosenno-letnim temperatury oscylowały średnio w okolicy
15
○
C w II kwartale i 18
○
C w III kwartale w porównaniu do 16,5
○
C i 18
○
C w 2019 r. Wskaźnik jest istotny dla GK PGNiG ze względu
na jego wpływ na wyniki operacyjne segmentów Obrót i Magazynowanie, Dystrybucja i Wytwarzanie.
-40
0
40
80
01.2019 03.2019 05.2019 07.2019 09.2019 11.2019 01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020
USD/bbl
Brent WTI
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 74 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 26 Średnie miesięczne temperatury*
* Punkt referencyjny pomiaru temperatury: Rzeszów.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Obrotu Hurtowego.
5.2 Sytuacja finansowa GK PGNiG w 2020 r.
Tabela 30 Dane finansowe GK PGNiG w latach 2018-2020
GK PGNiG
2020
2019
2018
Zmiana
2020/2019 %
Zmiana 2020/2019
Przychody ze sprzedaży
39 197
42 023
41 234
(7%)
(2 826)
Koszty operacyjne razem
(29 612)
(39 575)
(36 839)
(25%)
9 963
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
13 009
5 504
7 115
136%
7 505
Amortyzacja
(3 424)
(3 056)
(2 720)
12%
(368)
Zysk z działalności operacyjnej
9 585
2 448
4 395
292%
7 137
Zysk przed opodatkowaniem
9 025
2 159
4 502
318%
6 866
Zysk netto
7 340
1 371
3 209
435%
5 969
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
14 118
4 938
5 814
186%
9 180
Przepływy pieniężne netto na działalności inwestycyjnej
(6 254)
(6 152)
(4 704)
2%
(102)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
(3 653)
327
237
(1 217%)
(3 980)
Zmiana stanu środków pieniężnych netto
4 211
(887)
1 347
(575%)
5 098
31.12.2020
31.12.2019
31.12.2018
Zmiana
2020/2019 %
Zmiana 2020/2019
Aktywa razem
62 871
59 185
53 271
6%
3 686
Aktywa trwałe (długoterminowe)
46 243
43 939
38 898
5%
2 304
Aktywa obrotowe (krótkoterminowe), w tym
16 628
15 246
14 373
9%
1 383
Zapasy
2 684
4 042
3 364
(34%)
(1 358)
Zobowiązania i kapitał własny razem
62 871
59 185
53 271
6%
3 686
Kapitał własny razem
44 125
38 107
36 632
16%
6 018
Zobowiązania długoterminowe razem
11 666
10 378
7 255
12%
1 288
Zobowiązania krótkoterminowe razem
7 080
10 700
9 384
(34%)
(3 620)
Zobowiązania razem
18 746
21 078
16 639
(11%)
(2 332)
5.2.1 Omówienie skonsolidowanego rachunku zysków i strat GK PGNiG
Przychody ze sprzedaży
Wykres 27 Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty działalności w latach 2019-2020
PiW: spadek przychodów ze sprzedaży gazu E i Ls/Lw r/r o -596 mln zł (-19%) oraz
spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu o -622 mln zł (-29% r/r).
OiM: spadek przychodów ze sprzedaży gazu E i Ls/Lw o -10% r/r (-2 890 mln zł).
Dystrybucja: wyższe o 4% r/r (181 mln zł) przychody z tytułu świadczenia usługi
dystrybucyjnej przy wyższej o 3,5% taryfie dystrybucyjnej.
Wytwarzanie: wyższe przychody ze sprzedaży ciepła o 10% r/r (139 mln zł) przy
niższej o 0,4C średniej temperaturze r/r i nieznacznie niższych wolumenach
sprzedaży ciepła o -1% (o -323 GJ); niższe przychody ze sprzedaży energii
elektrycznej z wytwarzania o -4% r/r (-35 mln zł) przy niższym wolumenie sprzedaży o
-8% (o -311 GWh).
-6,0
-1,0
4,0
9,0
14,0
19,0
24,0
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
min °C 2014-2018
max °C 2014-2018
2019
2020
C
Dystrybucja
11,7%
Poszukiwanie i
Wydobycie
7,0%
Wytwarzanie
4,7%
Pozostałe
0,4%
Obrot i
Magazynowanie
76,2%
10,7%
8,0%
3,8%
0,4%
77,1%
2020
2019
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 75 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Koszty działalności operacyjnej
Wykres 28 Podziały kosztów operacyjnych w latach 2019-2020
Znaczący spadek kosztów gazu 44% r/r (o 11,8 mld zł) głównie z tytułu zmiany ceny
w aneksie do kontraktu jamlaskiego zawartym z PAO Gazprom/OOO Gazprom
Export - zmniejszenie kosztów o kwotę 4 915 mln zł dotyczy kosztów gazu w latach
2014-2019.
Wzrost zużycia innych surowców i materiałów o -247 mln zł r/r (-8%), w tym energii
elektrycznej na cele handlowe o -327 mln zł r/r (-22%).
Wzrost kosztów z tytułu świadczeń pracowniczych o -7% r/r (-213 mln zł) głównie na
skutek wzrostu świadczeń pracowniczych w segmencie Dystrybucji.
Koszty 8 odwiertów negatywnych i sejsmiki wyniosły -198 mln zł w 2020 r. vs -258
mln zł (10 odwiertów negatywnych) w 2019 r.
Zawiązanie odpisu na majątek trwały w 2020 r. na poziomie -1 588 mln zł wobec
zawiązania odpisu w 2019 r. na poziomie -400 mln zł.
Wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu w kwocie +358 mln zł. W 2019 r.
zawiązanie odpisu na zapasie gazu na poziomie -258 mln zł.
Amortyzacja w 2020 r. na poziomie -3 424 mln zł, w Norwegii -573 mln zł.
EBITDA
Wykres 29 Zmiany w EBITDA w latach 2019-2020
Wykres 30 Zmiany w skorygowanym wyniku EBITDA w latach 2019-2020
Koszty finansowe netto i wynik netto
Koszty finansowe netto w 2020 r. wyniosły 35 mln zł i obejmowały głównie odsetki od zobowiązań z tytułu leasingu (-75 mln zł),
różnice kursowe (47 mln zł) oraz pozostałe koszty finansowe netto (50 mln zł).
Po uwzględnieniu wyniku z inwestycji wycenianych metodą praw własności -595 mln zł (z czego -612 mln zł to wpływ wyceny metodą
praw własności udziałów w PGG na skonsolidowany wynik netto GK PGNiG w 2020 r.) oraz obciążeń podatkowych w kwocie -1 685
mln zł, zysk netto Grupy za 2020 r. wyniósł 7 340 mln zł i był wyższy o 5 969 mln zł r/r.
Szczegółowe noty w zakresie przychodów i kosztów finansowych (nota 3.4), inwestycji w jednostkach wycenianych metodą praw
własności (nota 2.4) oraz podatku dochodowego (nota 4.1) są dostępne w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy
Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
5 504
-2 715
-111
+11 793
-247
-213
-1 002
13 009
EBITDA 2019 Przychody ze
sprzedaży gazu
ziemnego łącznie
Pozostałe
przychody
Koszt gazu Zużycie innych
surowców i
materiałów
Świadczenia
pracownicze
Pozostałe EBITDA 2020
mln zł
5 904
-400
-2 715
-111
+11 793
-247
-213
-1 002
+1 588
14 597
skorygowana
EBITDA 2019
Odpisy
aktualizujące
majątek trwały
w 2019 r.
Przychody ze
sprzedaży
gazu
Pozostałe
przych.
Koszt gazu Zużycie innych
surowców i
materiałów
Świadczenia
pracownicze
Pozostałe Odpisy
aktualizujące
majątek trwały
w 2020 r.
skorygowana
EBITDA 2020
mln zł
7,7%
7,5%
8,0%
4,6%
2,7%
2,0%
67,4%
Amortyzacja
11,6%
Zużycie innych
surowców i
materiałów
10,9%
Świadczenia
pracownicze
11,4%
Pozostałe
usługi
6,4%
Usługi
przesyłowe
3,5%
Pozostałe
5,9%
Koszt gazu
50,3%
2020
2019
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 76 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
5.2.2 Omówienie wyników segmentów
Wykres 31 Zmiany EBITDA pomiędzy latami 2019-2020
Wykres 32 EBITDA w 2020 r. w podziale na segmenty
Poszukiwanie i Wydobycie (PiW)
Tabela 31 Przychody ze sprzedaży w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
2 754
3 351
3 795
Przychody ze sprzedaży między segmentami
1 858
2 471
3 876
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
4 612
5 822
7 671
- gaz wysokometanowy i zaazotowany
2 490
3 086
4 536
- ropa naftowa, kondensat i NGL
1 491
2 112
2 554
- usługi geofizyczne, geologiczne i wiertnicze
227
277
275
Tabela 32 Koszty operacyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Koszty ogółem
(4 933)
(3 518)
(3 714)
- amortyzacja
(1 248)
(1 056)
(1 063)
- zużycie surowców i materiałów
(313)
(356)
(380)
- świadczenia pracownicze
(910)
(890)
(867)
- usługi obce
(618)
(590)
(667)
- usługi przesyłowe
(210)
(223)
(261)
- spisane w koszty odwierty negatywne i sejsmiki
(198)
(258)
(687)
- odpisy aktualizujące majątek trwały
(1 485)
(354)
203
- koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
494
488
506
- pozostałe koszty operacyjne, netto
(445)
(279)
(498)
5 504
-2 433
+10 050
+162
+74
-348
13 009
EBITDA 2019 PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje EBITDA 2020
mln zł
Poszukiwanie i
Wydobycie 927
Obrót i
Magazynowanie
9 580
Dystrybucja
2 157
Wytwarzanie
930
Pozostałe i
eliminacje
-585
-2 000
1 000
4 000
7 000
10 000
13 000
mln zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 77 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 33 Zmiany w EBITDA PiW pomiędzy latami 2019-2020
spadek przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (-29% r/r, o -621 mln zł) przy spadku wolumenu sprzedaży w
Polsce (o -8% r/r) i wzroście w Norwegii (o 41% r/r) oraz o -34% r/r niższej średniej ceny ropy wyrażonej w USD (42 USD/bbl);
wolumeny wydobycia ropy naftowej i NGL w Norwegii wyższe o 40% r/r na poziomie 615 tys. ton;
spadek przychodów ze sprzedaży gazu zimnego łącznie w segmencie (-19% r/r, o -605 mln zł) w wyniku spadku o -25% ceny
gazu RDN na TGE oraz -34% ceny gazu TTF (denominowanego w EUR);
spisane koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki: -198 mln zł w 2020 r. wobec -258 mln zł w 2019 r.;
zawiązanie odpisów na majątek trwały: -1 485 mln zł w 2020 r. wobec zawiązania odpisu na poziomie -354 mln zł w 2019 r.;
pozycja overlift / underlift w Norwegii w 2020 r. – wpływ wyceny na wynik w 2020 r. na poziomie 16 mln zł. W 2019 r. odnotowano
wpływ wyceny pozycji overlift / underlift na wynik w wysokości -12 mln zł.
Tabela 33 Nakłady inwestycyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2019-2020
Nakłady inwestycyjne
*
poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG
2020
2019
2018
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
2 557
2 508
2 232
1
Norwegia
1 572
1 414
1 149
2
Pakistan
75
136
94
3
Libia
4
4
9
* w tym m.in. skapitalizowane koszty finansowania zewnętrznego.
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.1.3. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
Tabela 34 Wyniki finansowe PGNiG UN
PGNiG UN (mln NOK)
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
2 180
2 358
3 569
EBITDA
436
1 515
2 247
EBIT
(945)
721
1 343
Zysk/strata netto
(183)
143
157
Aktywa ogółem
15 219
13 244
10 145
Kapitał własny
1 711
1 894
751
Obrót i Magazynowanie (OiM)
Tabela 35 Przychody ze sprzedaży w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
29 850
32 415
31 038
Przychody ze sprzedaży między segmentami
793
835
666
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
30 643
33 250
31 704
- gazu wysokometanowego i zaazotowanego
25 951
29 334
29 503
- energii elektrycznej
2 858
2 488
2 010
Tabela 36 Koszty operacyjne w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Koszty ogółem
(21 285)
(33 934)
(32 741)
- amortyzacja
(223)
(214)
(189)
- zużycie surowców i materiałów
(19 499)
(31 669)
(30 940)
- świadczenia pracownicze
(441)
(401)
(384)
- usługi obce
(824)
(745)
(707)
- usługi przesyłowe
(171)
(175)
(143)
- odpisy rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie
(5)
(5)
-
- koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
28
22
29
- pozostałe koszty operacyjne, netto
(150)
(747)
(406)
3 360
-605
-621
+16
+60
-1 131
-152
927
EBITDA 2019 Przychody ze
sprzedaży gazu
ziemnego łącznie
Przychody ze
sprzedaży ropy
naftowej i
kondensatu
Pozostałe
przychody
Koszty odwiertów
negatywnych i
sejsmik
Odpis aktualizujący
wartość składników
majątku
Pozostałe koszty EBITDA 2020
mln zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 78 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 34 Zmiany EBITDA OiM pomiędzy latami 2019-2020
pomniejszenie kosztów operacyjnych dot. gazu w wyniku ujęcia wpływu rozliczenia wynikającego z zawarcia aneksu do kontraktu
jamalskiego w kwocie 5 689 mln zł (ok. 4 915 mln zł dotyczy kosztów gazu w latach 2014-2019) oraz dodatni wynik na różnicach
kursowych z wyceny bilansowej wzajemnych rozliczeń (ok. 300 mln zł);
spadek przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego łącznie w segmencie (z uwzględnieniem wpływu transakcji
zabezpieczających) o -10% r/r, o -2,9 mld zł;
wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesionych w wynik finansowy w
wysokości +1 062 mln zł w 2020 r. vs +571 mln zł w 2019 r. ujętych w zapasie gazu jako zwiększnie kosztu pozyskania -286 mln
zł (w 2019 r: +97 mln zł);
nieznacznie wyższy wolumen importu gazu do Polski r/r z kierunku wschodniego (2020 r.: 9,00 mld m
3
vs 2019 r.: 8,95 mld m
3
),
wyższy wolumen importu LNG (o 0,33 mld m
3
r/r) oraz z kierunku zachodniego (2020 r.: 1,71 mld m
3
vs 2019 r.: 2,03 mld m
3
);
przychody ze sprzedaży energii elektrycznej łącznie: 2,86 mld zł, wzrost o 370 mln zł r/r (15%) przy jednoczesnym zwiększeniu
kosztów energii na cele handlowe o -288 mln zł (12% r/r);
wpływ rozwiązania odpisu na zapasie gazu w kwocie +358 mln zł. W 2019 r. zawiązanie odpisu na zapasie gazu na poziomie -
256 mln zł;
wpływ zawiązania rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej: -233 mln zł w 2020 r. wobec -196
mln zł w 2019 r.
Nakłady inwestycyjne poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2020 r. w segmencie Obrót i Magazynowanie wyniosły
90 mln zł.
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.2.3. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
Tabela 37 Wyniki finansowe PGNiG OD
PGNiG OD (mln zł)
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
9 667
10 965
9 097
EBITDA
930
561
76
EBIT
897
534
67
Zysk/strata netto
721
425
54
Aktywa ogółem
3 107
3 445
3 183
Kapitał własny
1 475
1 188
809
Tabela 38 Wyniki finansowe GK PST
GK PST (mln EUR)
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
1 036
1 671
1 531
EBITDA
3
3
0
EBIT
2
2
0
Zysk/strata netto
0
0
(1)
Aktywa ogółem
233
350
418
Kapitał własny
6
6
6
Dystrybucja
Tabela 39 Przychody ze sprzedaży w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
4 603
4 481
4 604
Przychody ze sprzedaży między segmentami
81
106
323
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
4 684
4 587
4 927
- usługa dystrybucji
4 389
4 208
4 414
-470
-3 365
+491
+370
-104
+12 464
-293
+477
9 580
EBITDA 2019 Przychody ze
sprzedaży gazu
ziemnego łącznie
Korekta sprzedaży
gazu z tytułu
transakcji
zabezpieczających
Przychody ze
sprzedaży energii
elektrycznej
Pozostałe przychody Koszt gazu Zużycie innych
surowców i
materiałów
Pozostałe koszty EBITDA 2020
mln zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 79 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 40 Koszty operacyjne w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Koszty ogółem
(3 621)
(3 607)
(3 469)
- amortyzacja
(1 094)
(1 015)
(927)
- zużycie surowców i materiałów
(72)
(246)
(436)
- świadczenia pracownicze
(1 495)
(1 394)
(1 177)
- usługi obce
(233)
(250)
(259)
- usługi przesyłowe
(667)
(655)
(635)
- odpisy rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie
(5)
6
(2)
- koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
367
346
288
- pozostałe koszty operacyjne, netto
(422)
(399)
(321)
Wykres 35 Zmiany w EBITDA Dystrybucji pomiędzy latami 2019-2020
stabilny wolumen dystrybuowanego gazu sięgający 11,57 mld m
3
, przy niższej o 0,4C średniej temperaturze r/r;
przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wyższe o 181 mln zł (4% r/r), na skutek wyższego poziomu taryfy od 3 kwietnia
2020 r. (ok. 3,5% w porównaniu do wcześniej taryfy)
saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: +29 mln zł w 2020 r. wobec -30 mln zł rok wcześniej;
wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o -101 mln zł (+7% r/r) ze względu na wzrost wynagrodzeń oraz innych składników tj.
premii i ubezpieczeń społecznych.
Nakłady inwestycyjne poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2020 r. w segmencie Dystrybucja wyniosły 2 945 mln zł.
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.3.2. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
Tabela 41 Wyniki finansowe GK PSG
GK PSG (mln zł)
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
4 684
4 587
4 927
EBITDA
2 126
1 953
2 337
EBIT
1 018
924
1 398
Zysk/strata netto
738
671
1 110
Aktywa ogółem
19 754
17 564
15 149
Kapitał własny
12 406
11 686
12 088
* Dane zawierają Korektę dostosowującą wyniki Spółki do polityki rachunkowości GK PGNiG. Korekta dotyczy wartości budynku skorygowanej do wartości kosztu
wytworzenia.
Wytwarzanie
Tabela 42 Przychody ze sprzedaży w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
1 844
1 606
1 617
Przychody ze sprzedaży między segmentami
929
959
770
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
2 773
2 565
2 387
- ciepło
1 469
1 330
1 322
- energia elektryczna
1 053
997
802
Tabela 43 Koszty operacyjne w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2020
2020
2019
2018
Koszty ogółem
(2 638)
(2 417)
(2 072)
- amortyzacja
(795)
(707)
(472)
- zużycie surowców i materiałów
(1 166)
(1 120)
(1 034)
- świadczenia pracownicze
(234)
(219)
(205)
- usługi obce
(207)
(195)
(191)
- odpisy rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie
-
-
16
- koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
-
-
1
- pozostałe koszty operacyjne, netto
(232)
(176)
(186)
1 995
+181
-84
+174
-101
-8
2 157
EBITDA 2019 Przychody z usług
dystrybucji
Pozostałe przychody Zużycie surowców i
materiałów razem
Świadczenia
pracownicze
Pozostałe koszty EBITDA 2020
mln zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 80 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 36 Zmiany w EBITDA Wytwarzania pomiędzy latami 2019-2020
niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z wytwarzania o -4% r/r do poziomu 910 mln zł przy wyższych cenach
rynkowych i niższym wolumenie sprzedaży o -311 GWh (-8% r/r);
wyższe przychody ze sprzedaży ciepła (10% r/r) na poziomie 1,47 mld zł przy niższej średniej temperaturze, stabilnych
wolumenach sprzedaży (-1% r/r);
niższe o -7% r/r koszty zakupu węgla na poziomie 815 mln zł w 2020 r. i wyższe o 14 mln zł r/r koszty biomasy;
wzrost kosztów amortyzacji o -88 mln zł r/r (w tym z tytułu CO
2
ok. -89 mln zł).
Nakłady inwestycyjne poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2020 r. w segmencie Wytwarzanie wyniosły 1 076 mln zł
(w tym z tytułu CO
2
500 mln zł).
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.4.2. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
Tabela 44 Wyniki finansowe PGNiG TERMIKA
* Trwała utrata wartości posiadanych akcji w spółce PGG, w lipcu i wrześniu dokonano odpisów aktualizujących wartość udziałów na kwotę -612 mln zł.
5.2.3 Wahania wyników finansowych
Obrót, dystrybucja i magazynowanie paliw gazowych, jak również wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji, stanowiące
oprócz poszukiwań i wydobycia węglowodorów, podstawowy przedmiot działalności GK PGNiG, w dużym stopniu podlegają
wahaniom sezonowym.
W przypadku sprzedaży gazu ziemnego i ciepła, przychody w miesiącach zimowych (I i IV kwartał roku) znacznie przewyższają
wartości osiągane w miesiącach letnich (II i III kwartał roku). Sezonowość jest przede wszystkim skutkiem zmiennych warunków
klimatycznych w Polsce, a zakres wahań wyznaczają wartości temperatur – niskie zimą i wyższe latem. Sezonowość tej części
przychodów w znacznie większym stopniu dotyczy odbiorców indywidualnych, kupujących powyższe produkty na cele grzewcze,
aniżeli odbiorców z sektora produkcyjnego.
Z uwagi na konieczność zapewnienia nieprzerwanych dostaw w okresie szczytowego zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny
oraz ze względu na konieczność utrzymania bezpieczeństwa dostaw gazu, wymagane jest zapełnienie podziemnych magazynów
gazu w okresie letnim oraz zwiększenie zamówień na moce w systemie przesyłowym oraz dystrybucyjnym w okresie zimowym.
Wyniki segmentów podlegają również znaczącym wahaniom spowodowanym zmianami cen produktów. Ponadto, wyniki segmentu
Poszukiwanie i Wydobycie odzwierciedlają zmienność profili produkcji ze złóż węglowodorów.
Wykres 37 Wahania przychodów ze sprzedaży GK PGNiG w latach 2019-2020
856
+139
+56
+13
+59
-105
-88
930
EBITDA 2019 Przychody ze
sprzedaży ciepła
Przychody ze
sprzedaży energii
elektrycznej
Pozostałe
przychody
Zużycie węgla Zużycie pozostałych
surowców i
materiałów
Pozostałe koszty EBITDA 2020
mln zł
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
GK PGNiG PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie
Q1 2019
Q2 2019
Q3 2019
Q4 2019
Q1 2020
Q2 2020
Q3 2020
Q4 2020
mln
PGNiG TERMIKA (mln zł)
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
2 357
2 176
2 016
EBITDA
836
777
687
EBIT
150
147
286
Zysk/strata netto
(519)*
(89)
208
Aktywa ogółem
6 533
6 876
5 949
Kapitał własny
2 612
3 133
3 415
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 81 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 38 Wahania EBITDA GK PGNiG w latach 2019-2020
Tabela 45 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2020 r.
2020
mln zł
GK PGNiG
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
EBITDA I kw
2 078
71
909
771
416
Skor. EBITDA I kw.
2 835
829
909
769
416
EBITDA II kw
7 274
173
6 646
405
117
Skor. EBITDA II kw.
7 371
267
6 647
408
117
EBITDA III kw
1 333
478
632
362
35
Skor. EBITDA III kw.
1 288
433
632
362
35
EBITDA IV kw
2 324
207
1 392
618
362
Skor. EBITDA IV kw.
3 104
883
1397
623
369
Tabela 46 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2019 r.
2019
mln zł
GK PGNiG
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
EBITDA I kw
2 218
1 298
(71)
633
400
Skor. EBITDA I kw.
2 200
1 280
(71)
632
400
EBITDA II kw
962
692
(162)
491
62
Skor. EBITDA II kw.
1 202
898
(160)
487
62
EBITDA III kw
803
676
(221)
415
(19)
Skor. EBITDA III kw.
755
630
(221)
414
(19)
EBITDA IV kw
1 521
694
(16)
456
413
Skor. EBITDA IV kw.
1 747
906
(14)
457
413
5.2.4 Omówienie sprawozdania z sytuacji finansowej GK PGNiG
Bilans na dzień 31 grudnia 2020 r. wykazuje sumę bilansową w wysokości 62 871 mln zł, która jest wyższa od wartości na koniec
2019 r. o 3 686 mln zł, czyli ok. 6%.
Aktywa
Wykres 39 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej - Aktywa
Największą pozycję aktywów GK PGNiG stanowią rzeczowe aktywa trwałe, których wartość na dzień 31 grudnia 2020 r. wyniosła
42 565 mln zł i była o 2 563 mln zł (6% r/r) wyższa od stanu na dzień 31 grudnia 2019 r. Pozycja inwestycje w jednostkach
wycenianych metodą praw własności, w stosunku do końca poprzedniego roku, spadła o -598 mln zł (-38% r/r), co jest głównie
wynikiem wyceny inwestycji w Polską Grupę Górniczą SA.
Aktywa obrotowe GK PGNiG na koniec 2020 r. wynosiły 16 628 mln zł i były o 1 382 mln zł (9% r/r) wyższe niż na koniec 2019 r.
przy wyższym poziomie środków pieniężnych i ich ekwiwalentów o 134% r/r (4 061 mln zł). Jednocześnie spadł poziom zapasów,
które na koniec 2020 r. wyniosły 2 684 mln zł, czyli o 1 358 mln zł (-34% r/r) mniej niż na koniec 2019 r.
-2000
0
2000
4000
6000
8000
GK PGNiG PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie
Q1 2019
Q2 2019
Q3 2019
Q4 2019
Q1 2020
Q2 2020
Q3 2020
Q4 2020
mln
59 185
+2 563
-598
+339
-1 358
-1 080
+4 061
-241
62 871
Aktywa
31.12.2019
Rzeczowe
aktywa trwałe
Inwestycje w
jednostkach
wycenianych
metoda praw
własności
Pozostałe aktywa Zapasy Pochodne
instrumenty
finansowe
Środki pieniężne
i ich ekwiwalenty
Pozostałe aktywa
obrotowe
Aktywa
31.12.2020
mln zł
Aktywa trwałe +2 304 Aktywa obrotowe +1 382
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 82 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Kapitał własny i zobowiązania
Wykres 40 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej – Pasywa
Podstawowym źródłem finansowania aktywów GK PGNiG jest kapitał własny, którego wartość na koniec 2020 r. wynosiła 44 125
mln zł, co oznacza wzrost o 6 018 mln zł (16% r/r) w relacji do 2019 r. Na zmianę poziomu kapitałów własnych wpływ miał przede
wszystkim osiągnięty w bieżącym okresie zysk netto - wartość zysku zatrzymanego r/r wzrosła o 6 842 mln zł oraz wzrost wartości
kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń o 755 mln zł r/r.
Stan zobowiązań długoterminowych na koniec 2020 r. wyniósł 11 666 mln zł i był wyższy od poziomu z dnia 31 grudnia 2019 r. o
1 288 mln zł (12% r/r). Zmiana poziomu zobowiązań długoterminowych wynika m.in. ze zwiększonej rezerwy na koszt likwidacji,
rekultywacji oraz kosztów naprawy środowiska – wzrost o 731 mln zł (29% r/r) w 2020 r.
Na dzień 31 grudnia 2020 r. GK PGNiG posiadała zobowiązania krótkoterminowe na poziomie 7 080 mln zł, co oznacza spadek o -
3 620 zł (-34% r/r) w relacji do końca 2019 r. Na spadek zobowiązań krótkoterminowych wpłynął głównie niższy poziom zobowiązań
z tytułu zadłużenia o -2 920 mln zł (-90% r/r)
Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania z sytuacji finansowej dostępna jest w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym
Grupy Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
5.2.5 Omówienie sprawozdania z przepływów pieniężnych GK PGNiG
Nakłady inwestycyjne w 2020 r. w GK PGNiG w podziale na segmenty:
Poszukiwanie i Wydobycie – 2,6 mld zł; Obrót i Magazynowanie – 0,1
mld zł; Dystrybucja 2,95 mld zł i Wytwarzanie – 1,1 mld zł.
Wypłacona dywidenda w kwocie 520 mln zł, czyli 0,09 zł na akcję.
Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania z przepływów
pieniężnych dostępna jest w Skonsolidowanym Sprawozdaniu
Finansowym Grupy Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
3 037
+14 118
-6 254
-3 653
-150
7 098
Środki
pieniężne i
ich
ekwiwalenty
01.01.2020
Działalność
operacyjna
Działalność
inwestycyjna
Działalność
finansowa
Różnice
kursowe i
odpisy
Środki
pieniężne i
ich
ekwiwalenty
31.12.2020
mln zł
Wykres 41 Wybrane pozycje sprawozdania z przepływów
pieniężnych
59 185
+6 018
+1 288
-3 620
62 871
Pasywa 31.12.2019 Kapitał własny Zobowiązania
długoterminowe
Zobowiązania
krótkoterminowe
Pasywa 31.12.2020
mln zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 83 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
5.2.6 Wskaźniki rentowności
Wykres 42 ROE
Wykres 43 ROA
Wykres 44 Rentowność sprzedaży netto
ROE liczone jako zysk netto do stanu kapitałów
własnych na koniec okresu.
Wyższy poziom wskaźnika ROE i ROA w 2020
r. spowodowany wzrostem zysku netto w 2020
r. w wyniku podpisanego aneksu do kontraktu
jamalskiego.
ROA liczone jako zysk netto w relacji do stanu
aktywów na koniec okresu.
Wyższy poziom wskaźnika ROE i ROA w 2020
r. spowodowany wzrostem zysku netto w 2020
r. w wyniku podpisanego aneksu do kontraktu
jamalskiego.
Rentowność sprzedaży netto liczone jako zysk netto
odniesiony do przychodów ze sprzedaży.
Wyższy poziom wskaźnika ROE i ROA w 2020
r. spowodowany wzrostem zysku netto w 2020
r. w wyniku podpisanego aneksu do kontraktu
jamalskiego.
5.2.7 Przewidywana sytuacja finansowa oraz tendencje na rynku kluczowych produktów
Przewidywana sytuacja finansowa GK PGNiG
Na sytuację finansową GK PGNiG w przyszłych okresach będą w istotnym stopniu oddziaływać zmiany cen węglowodorów na
rynkach surowców oraz zmiany kursów walut. Powyższe czynniki będą szczególnie istotne dla wyników generowanych przez GK
PGNiG w segmentach Poszukiwanie i Wydobycie oraz Obrót i Magazynowanie. Zmiana notowań cen węglowodorów przekłada się
na przychody ze sprzedaży realizowane przez podmioty GK PGNiG zajmujące się wydobyciem oraz ma wpływ na poziom popytu na
usługi sejsmiczne i poszukiwawcze świadczone przez spółki GK PGNiG. Wzrost cen gazu i ropy naftowej wpływa pozytywnie na
wyniki w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie. Długoterminowe prognozy cen węglowodorów mają znaczący wpływ na
prognozowane przepływ pieniężne z majątku produkcyjnego i w konsekwencji na konieczność aktualizacji wartości aktywów trwałych.
Z uwagi na powiązanie cen ropy naftowej z ceną gazu w ramach kontraktu jamalskiego i kontraktu katarskiego, cena ropy naftowej
ma przeciwne do obserwowanego w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie oddziaływanie na wyniki segmentu Obrót i
Magazynowanie. Wzrost cen ropy naftowej przekłada się na wzrost kosztów zakupu gazu ziemnego przez PGNiG. Zależność ta
została istotnie ograniczona w przypadku kontraktu jamalskiego dzięki pozytywnemu dla PGNiG wyrokowi Trybunału Arbitrażowego
w Sztokholmie w kwestii dotyczącej stosowanej w kontrakcie jamalskim formuły cenowej. Na wyniki realizowane przez GK PGNiG
istotny wpływ będzie miała także sytuacja na krajowym rynku walutowym. Umacnianie się złotego względem walut obcych (głównie
względem dolara amerykańskiego) będzie oddziaływać pozytywnie na wyniki segmentu Obrót i Magazynowanie, obniżając koszt
importu gazu ziemnego przez PGNiG, przy czym należy zaznaczyć, iż w wyniku prowadzonej przez spółki GK PGNiG polityki
zabezpieczeń, wpływ zmian kursów walutowych na wyniki jest optymalizowany.
Na sytuację finansową GK PGNiG wpłynie także stanowisko Prezesa URE odnośnie poziomu taryf sprzedaży i dystrybucji paliw
gazowych oraz sprzedaży ciepła. Dodatkowo, postępująca liberalizacja rynku gazu w Polsce będzie w dalszym ciągu wywoływać
presję na wyniki realizowane przez spółki GK PGNiG świadczące usługi sprzedaży gazu działające w segmencie Obrót i
Magazynowanie. Efektem konkurencyjnej walki o klienta są m.in. programy rabatowe kierowane do klientów oraz zmiany warunków
cenowych na rynkowe. Powyższe czynniki mogą wpłynąć na obniżenie rentowności segmentu Obrót i Magazynowanie poprzez
zmniejszenie uzyskiwanych marż na sprzedaży.
Należy jednak dodać, iż spółki GK PGNiG realizują inicjatywy poprawiające efektywność ich funkcjonowania. Podjęte inicjatywy
dotyczą m.in. optymalizacji kosztów działalności, co w pozytywny sposób przełoży się na wyniki realizowane przez GK PGNiG.
W przypadku segmentu Wytwarzanie ważnym z punktu widzenia działalności GK PGNiG będzie kształt programów wsparcia
wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji oraz ze źródeł odnawialnych. Zmiany rynkowe cen uprawnień do
emisji CO
2
będą w coraz większym stopniu wpływać na sytuację finansową GK PGNiG w tym segmencie. Istotnym elementem
kształtującym wyniki segmentu Wytwarzanie będzie poziom cen paliw produkcyjnych wykorzystywanych na potrzeby produkcji ciepła
i energii elektrycznej.
Perspektywy rynku ropy naftowej, gazu ziemnego, energii elektrycznej i uprawnień do emisji CO
2
Na początku 2021 r. amerykańska Administracja Informacji Energetycznej (EIA) opublikowała prognozę ceny ropy naftowej Brent w
2021 r., według której średnia cena kontraktu month-ahead wyniesie 52,75 USD/bbl. W przypadku ropy WTI EIA przewiduje cenę na
poziomie 49,75 USD/bbl. EIA wyjaśnia, że brak większych zmian cenowych wynika z równoważenia się efektów wysokich stanów
magazynowych oraz rozwoju programów szczepień na COVID-19, które mają doprowadzić do powrotu popytu do poziomu
8,8%
3,6%
16,6%
2018 2019 2020
6,0%
2,3%
11,5%
2018 2019 2020
7,8%
3,3%
18,7%
2018 2019 2020
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 84 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
podobnego z 2019 r. Niska cena pomimo zachowania niedoboru surowca na rynkach ma być spowodowana zwiększaniem podaży
krajów z grupy OPEC+.
W dłuższej perspektywie ceny ropy mogą być uwarunkowane światową sytuacją gospodarczą oraz polityką Stanów Zjednoczonych
względem krajowej energetyki. Wyższe ceny węglowodorów w 2021 r. mogą doprowadzić do powrotu dużej części produkcji, która
została wstrzymana z powodu silnych spadków w II kwartale 2020 r. Jednocześnie słaba światowa kondycja gospodarcza może
sprawić, że ceny te wciąż nie będą wystarczająco atrakcyjne, a dostęp do finansowania nowych inwestycji może okazać się
utrudniony.
Cena ropy Brent w 2021 r. będzie podatna na decyzje krajów OPEC+, które obecnie utrzymują cięcia podażowe na wysokim
poziomie, lecz odradzający się popyt może skłonić grupę do zwiększenia produkcji dla utrzymania bądź zwiększenia udziału w rynku.
Powolny wzrost podaży mógłby spowodować, że cena wzrosłaby ponad 60 USD/bbl ropy Brent, jednak to dałoby silny impuls
podażowy dla krajów spoza grupy OPEC+ w 2022 r. W perspektywie długoterminowej prawdopodobnym scenariuszem jest
konsekwentny, lecz niezbyt dynamiczny wzrost cen na skutek wzrostu światowego popytu, co doprowadzi do potrzeby pozyskiwania
ropy z coraz kosztowniejszych w utrzymaniu źródeł.
W ocenie analityków, cena gazu ziemnego w Europie będzie utrzymywać się na podobnym średnim poziomie z 2020 r., lecz z
mniejszą amplitudą cenową w ciągu roku. Zwiększone wydobycie gazu łupkowego w Ameryce Północnej i Australii oraz otwarcie
nowych instalacji skraplających gaz ziemny sprawią, że produkcja LNG powróci do szybkiego tempa wzrostu. Na 2021 r.
zaplanowane jest oddanie do użytku mocy skraplających o rocznej wydajności około 133 TWh, z czego 69 TWh będzie pochodzić
ze Stanów Zjednoczonych. W przypadku pozytywnego scenariusza wychodzenia świata z pandemii, wzrost ten nie spowoduje
spadków cen ze względu na relatywnie niski stan napełnienia europejskich magazynów oraz rosnący popyt w Azji. W 2021 r. ma
dojść również do otwarcia lub rozbudowy terminali regazyfikacyjnych LNG o łącznej mocy 982,8 TWh. Na rynku europejskim
negatywny impuls cenowy może przynieść rozpoczęcie funkcjonowania gazociągu Nord Stream 2. Wyższe oraz zdywersyfikowane
moce importowe mogą doprowadzić do mniejszych różnic cenowych pomiędzy sezonem letnim i zimowym.
Cena uprawnień do emisji CO
2
(EUA - ang. European Emission Allowances) będzie w głównej mierze zależeć od kosztów generacji
gazowej oraz efektywności odnawialnych źródeł energii. Obecny stan, w którym ceny gazu zimą są wysokie (co skłania do spalania
węgla), a generacja OZE na niskim poziomie, doprowadził do cen EUA na poziomie przekraczającym 30 EUR/t CO
2
. Unia Europejska
stosuje mechanizm corocznego ograniczania podaży certyfikatów. Mniejsza ilość dostępna dla członków Unii Europejskiej ma
zniechęcić ich do produkcji energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych. Starania państw członkowskich o dynamiczny wzrost
udziału OZE w krajowym miksie energetycznym mogą zatrzymać wzrost cen certyfikatów przez kilka kolejnych lat, natomiast analitycy
spodziewają się stabilnego, silnego wzrostu notowań po 2025 r.
Analitycy prognozują, że cena energii elektrycznej w Polsce w 2021 r. nie wzrośnie względem średnich cen z 2020 r. Otwarcie
nowych mocy wytwórczych OZE i stabilny poziom cen certyfikatów EUA mogą doprowadzić do spadku cen energii elektrycznej w
krótkim okresie. Wolniejsza dynamika zmian w polskim miksie energetycznym może doprowadzić jednak do wzrostu cen energii,
szczególnie po wypełnieniu unijnych celów na 2025 r. Bardzo duży wpływ na cenę może mieć rosnący koszt certyfikatów na emisję
CO
2
, szczególnie jeśli ograniczenie generacji węglowej nie będzie znaczące.
5.2.8 Prognozy wyników finansowych i operacyjnych
Spółka nie publikuje prognoz wyników finansowych. W opublikowanej w 2017 r. strategii Spółka zapowiedziała wygenerowanie
skumulowanego wyniku EBITDA Grupy na poziomie ok. 33,7 mld zł w latach 2017-2022 dzięki programowi inwestycyjnemu. Na
koniec 2020 r. skumulowana EBITDA wyniosła 32,2 mld zł, co stanowi 96% zaplanowanego wyniku do 2022 r.
Wykres 45 Skumulowana EBITDA GK PGNiG w latach 2017-2020 i cel strategiczny 2022 r.
W dniu 27 stycznia 2021 r. Spółka opublikowała prognozę wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej w latach 2021 – 2023.
6,6
13,7
19,2
32,2
33,7
skumulowana EBITDA 2017 skumulowana EBITDA w
latach 2017-2018
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2019
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2020
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2022
mld zł
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 85 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 47 Prognoza wydobycia gazu ziemnego w latach 2021-2023*
* W przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 MJ/m
3
.
Wydobycie gazu ziemnego w Polsce powinno utrzymać się w najbliższych latach na stabilnym poziomie. Spodziewane mniejsze
wydobycie gazu w 2021 r. wynika z wydłużenia realizacji procesów inwestycyjnych spowodowanych sytuacją pandemiczną, a w
2022 r. – wydłużony przestój kopalni Lubiatów. W 2023 r. prognozuje się wzrost wydobycia w związku z zakończeniem zadań
inwestycyjnych obejmujących zagospodarowanie nowych złóż i podłączenie nowych odwiertów.
Niższe prognozy produkcji gazu w Pakistanie wynikają z opóźnienia budowy instalacji technicznych oraz lokalnego zamrożenia
gospodarki z powodu pandemii. Wzrost produkcji gazu w Norwegii w latach 2021-2023 spowodowany jest akwizycją złóż Kvitebjørn
i Valemon oraz planowanym uruchomieniem produkcji ze złóż Snadd Outer, Duva i pozostałych otworów na strukturze Ærfugl.
Tabela 48 Prognoza wydobycia ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL w latach 2021-2023
Zakładany poziom produkcji ropy w 2021 r. wynika, m.in. z przesunięcia zadania inwestycyjnego związanego z zagospodarowaniem
złoża Kamień Mały z 2020 r. na 2022 r. oraz spadkiem produkcji ropy z kopalni Lubiatów. Mniejsze spodziewane wolumeny
wydobycia w latach 2022-2023 związane są z planowanym wydłużonym przestojem kopalni Lubiatów wskutek jej rozbudowy i
przyłączenia odwiertu Międzychód-8h w 2022 r. Przewidywany wydłużony przestój kopalni Dębno wynikający z rozbudowy kopalni
wpłynie na poziom wydobycia ropy w 2023 r.
W prognozowanym okresie w latach 2021-2022 naturalny proces spadku wydobycia ropy w Norwegii zostanie zahamowany. Taki
stan rzeczy jest konsekwencją akwizycji złóż Kvitebjørn i Valemon oraz planowanym uruchomieniem produkcji ze złóż Snadd Outer,
Duva, Gråsel i pozostałych otworów na strukturze Ærfugl. Dodatkowo zakłada się prowadzenie prac rewitalizacyjnych na złożu
Morvin, mających na celu zwiększenie wydobycia. Spadek wydobycia w Norwegii przewidywany na 2023 r. wynika z naturalnego
procesu sczerpania złóż. Z drugiej strony, spółka podejmuje działania mające na celu pozyskanie nowych złóż ropy i gazu w Norwegii.
5.2.9 Zarządzanie zasobami finansowymi oraz płynność GK PGNiG
Kredyty, pożyczki oraz dłużne papiery wartościowe
W dniu 28 października 2020 r. PGNiG zawarło aneks nr 1 do Umowy Programowej z dnia 21 grudnia 2017 r. w związku z programem
emisji obligacji na kwotę 5 mld złotych z organizatorami emisji: ING Bankiem Śląskim SA, Bankiem Polska Kasa Opieki SA, Bankiem
Handlowym w Warszawie SA oraz Bankiem BNP Paribas Bank Polska SA. Aneks nr 1 dostosowuje program do aktualnego porządku
prawnego i wydłuża czas trwania Programu do dnia 28 października 2025 r. W ramach Programu PGNiG będzie mogło emitować
obligacje z terminem zapadalności do 10 lat o oprocentowaniu stałym lub zmiennym lub jako obligacje zerokuponowe, w trybie oferty
publicznej albo w trybie oferty niepublicznej. Obligacje mogą zostać wprowadzone do alternatywnego systemu obrotu Catalyst.
Obligacje będą emitowane w celu uzyskania środków na zaspokojenie bieżących potrzeb finansowych związanych z realizacją
strategii Grupy PGNiG. Program nie był wykorzystywany w bieżącym okresie sprawozdawczym.
Tabela 49 Najistotniejsze umowy kredytów GK PGNiG na 31 grudnia 2020 r.
Bank
Maksymalna wartość
zadłużenia w ramach
umów w mln
Waluta
Rodzaj
oprocentowania
Rodzaj kredytu
Termin
wymagalności
Konsorcjum 8 banków
500
USD
zmienne
obrotowy/
inwestycyjny
30.06.2026
Bank Gospodarstwa Krajowego
271
PLN
zmienne
długoterminowy
27.08.2027
Pekao S.A.
75
PLN
zmienne
w rachunku bieżącym
16.07.2021
Bank Gospodarstwa Krajowego
45
PLN
zmienne
inwestycyjny
31.12.2023
Pekao S.A.
20
PLN
zmienne
w rachunku bieżącym
27.06.2025
Deutsche Bank
35
EUR
zmienne
obrotowy w rachunku bieżącym,
krótkoterminowy
na wezwanie
PKO Bank Polski
20
EUR
zmienne
obrotowy w rachunku bieżącym,
krótkoterminowy
31.03.2021
Bank Gospodarstwa Krajowego
Bank Pekao S.A.
ING Bank Śląski S.A.
PKO BP S.A.
Caixa Bank S.A. Oddział w Polsce
BNP Paribas Bank Polska S.A.
Societe Generale S.A.
Santander Bank Polska S.A.
Intesa Sanpaolo S.P.A
10 000
PLN
zmienne
kredyt konsorcjalny
24.06.2024
mld m
3
2021
2022
2023
Polska
3,8
3,8
4,0
Zagranica, w tym:
1,2
1,4
1,3
- Norwegia
0,9
1,1
1,0
- Pakistan
0,3
0,3
0,3
Razem
5,0
5,2
5,3
tys. ton
2021
2022
2023
Polska
667
612
616
Zagranica, w tym:
633
918
771
- Norwegia
633
918
771
Razem
1 300
1 530
1 387
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 86 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Szczegółowe informacje na temat pożyczek udzielonych przez PGNiG spółkom zależnym i innym spółkom powiązanym
zaprezentowane zostały w nocie 7.4 Jednostkowego Sprawozdania Finansowego PGNiG za 2020 r.
Emisja papierów wartościowych oraz wykorzystanie wpływów z emisji
W 2020 r. GK PGNiG mogła emitować obligacje w ramach jednego programu. Szczegółowe informacje dot. terminów obowiązywania,
stopnia wykorzystania programu oraz zadłużenia z tytułu emisji znajdują się w nocie 5.2 Skonsolidowanego Sprawozdania
Finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
Na dzień 31 grudnia 2020 r. nie wystąpiło zadłużenie PGNiG z tytułu emisji obligacji w ramach GK PGNiG.
Instrumenty finansowe
Tabela 50 Główne pozycje bilansowe aktywów finansowych w podziale na kategorie
2020
2019
Pozycja bilansowa
Pozycja
szczegółowa
w nocie
Aktywa
finansowe
wyceniane
według
zamortyzowane
go kosztu
Aktywa
finansowe
wyceniane
w wartości
godziwej
przez wynik
finansowy
Instrumenty
finansowe w
rachunkowośc
i zabezpieczeń
Razem
Pożyczki i
należności
wyceniane
według
zamortyzowane
go kosztu
Aktywa
finansowe
wyceniane
w wartości
godziwej
przez
wynik
finansowy
Instrumenty
finansowe w
rachunkowośc
i zabezpieczeń
Razem
Należności
Należności z
tytułu dostaw
i usług
4 449
-
-
4 449
4 511
-
-
4 511
Pochodne instrumenty finansowe
-
1 004
449
1 453
-
1 539
1 088
2 627
Środki pieniężne i ich
ekwiwalenty
7 098
-
-
7 098
3 037
-
-
3 037
Razem
11 547
1 004
449
13 000
7 548
1 539
1 088
10 175
Tabela 51 Główne pozycje bilansowe zobowiązań finansowych w podziale na kategorie
2020
2019
Pozycja bilansowa
Pozycja
szczegółowa
w nocie
Zobowiązania
finansowe
wyceniane wg
zamortyzowaneg
o kosztu
Zobowiązani
a finansowe
wyceniane w
wartości
godziwej
przez wynik
finansowy
Instrumenty
finansowe w
rachunkowoś
ci
zabezpieczeń
Razem
Zobowiązania
finansowe
wyceniane wg
zamortyzowaneg
o kosztu
Zobowiązani
a finansowe
wyceniane w
wartości
godziwej
przez wynik
finansowy
Instrument
y
finansowe
w
rachunkow
ości
zabezpiecz
eń
Razem
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
Kredyty
bankowe
1 995
-
-
1 995
4 893
-
-
4 893
Dłużne
papiery
wartościowe
-
-
-
-
-
-
-
-
Zobowiązania z tytułu dostaw i
podatków
Zobowiązani
a z tytułu
dostaw i
usług
1 199
-
-
1 199
1 608
-
-
1 608
Pochodne instrumenty finansowe
-
780
618
1 398
-
991
305
1 296
Razem
3 194
780
618
4 592
6 501
991
305
7 797
Szczegółowe informacje dotyczące instrumentów finansowych znajdują się w nocie 7.1 Skonsolidowanego Sprawozdania
Finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 87 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wskaźniki zadłużenia
Wykres 46 Dług netto/EBITDA
Dług netto liczony jako suma posiadanych kredytów bankowych
(zarówno krótko jak i długoterminowych), dłużnych papierów
wartościowych oraz zobowiązań z tytułu leasingu oraz pożyczek,
pomniejszoną o środki pieniężne i ich ekwiwalenty oraz środki pieniężne
prezentowane jako aktywa długoterminowe.
W celu analizy zadłużenia GK PGNiG Zarząd korzysta ze wskaźnika
Dług netto/EBITDA. Zgodnie ze Strategią wskaźnik ten nie powinien
przekroczyć poziomu 2,0.
Spadek wskaźników w 2020 r. spowodowany jest niższą wartością
zobowiązań i wzorstem EBITDA.
Wykres 47 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem;
wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem liczony jako suma
zobowiązań w relacji do sumy pasywów.
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ogółem liczony
jako suma zobowiązań do kapitału własnego.
Spadek wskaźników w 2020 r. spowodowany jest niższą wartością
zobowiązań.
Wskaźniki płynności
Wykres 48 Wskaźnik bieżącej i szybkiej płynności
Wskaźnik bieżącej płynności liczony jako aktywa obrotowe do
zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń
pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).
Wskaźnik szybki płynności liczony jako aktywa obrotowe minus zapasy
do zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń
pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).
Wzrost wskaźników w 2020 r. spowodowany jest niższymi
zobowiązaniami krótkoterminowymi.
Ocena zarządzania zasobami finansowymi oraz możliwości realizacji zamierzeń inwestycyjnych
GK PGNiG aktywnie zarządza zasobami finansowymi optymalizując zarówno strukturę zadłużenia, jak i koszty finansowania. Spółki
GK PGNiG dostosowują formę finansowania w zależności od celu, na jaki przeznaczone jest dane finansowanie (działalność
operacyjna, inwestycyjna) oraz okresu na jaki finansowanie ma zostać udzielone. Wśród dostępnych dla spółek GK PGNiG form
finansowania należy wymienić kredyty bankowe, leasing finansowy oraz pożyczki wewnątrzgrupowe udzielanie przez PGNiG.
Ważnym elementem podnoszącym efektywność zarządzania zasobami finansowymi jest system zarządzania płynnością finansową,
w ramach którego możliwe jest wzajemne bilansowanie sald wskazanych rachunków bankowych PGNiG i spółek zależnych, tzw.
cash pooling. Dzięki systemowi cash poolingu w obrębie jednej grupy kapitałowej środki pieniężne podmiotów posiadających
nadpłynność są wykorzystywane do finansowania działalności podmiotów wykazujących niedobór środków pieniężnych. Dzięki
systemowi cash poolingu podnosi się nie tylko efektywność wykorzystania środków pieniężnych w ramach GK PGNiG, ale także
obniża się istotnie koszty odsetek ponoszonych przez spółki finansujące niedobory środków pieniężnych w ramach tego systemu.
Oceniając efektywność zarządzania zasobami finansowymi należy wskazać na optymalny poziom dywersyfikacji portfela instytucji
finansowych. Należy także zauważyć, iż różnorodność dostępnych źródeł finansowania oraz narzędzi zarządzania płynnością
w ramach GK PGNiG powoduje, iż nie występują problemy z wywiązywaniem się spółek GK PGNiG z zaciągniętych zobowiązań
finansowych.
-0,03
0,7
-0,2
2018 2019 2020
31,2%
35,6%
30,0%
45,4%
55,3%
42,8%
2018 2019 2020
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
1,8
1,6
3,0
1,3
1,2
2,6
2018 2019 2020
Wskaźnik bieżącej płynności
Wskaźnik szybkiej płynności
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 88 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Grupa posiada stabilną pozycję finansową, a generowane przepływy pieniężne oraz dostępne źródła finansowania pozwalają na
realizację planowanych zadań inwestycyjnych. Grupa PGNiG zarządza strukturą nakładów inwestycyjnych w zależności od sytuacji
rynkowej i koncentruje się na najbardziej efektywnych projektach inwestycyjnych. Najważniejsze zadania inwestycyjne przewidziane
do realizacji w kolejnych latach znajdują się w rozdziale 2.3.3 Inwestycje w 2021 r.
Udzielone poręczenia, gwarancje oraz pozostałe aktywa i zobowiązania warunkowe
Na dzień 31 grudnia 2020 r. najistotniejszą pozycję zobowiązań warunkowych GK PGNiG stanowiły gwarancje i poręczenia, których
łączna wartość ujawniona w skonsolidowanym sprawozdaniu wynosiła 4,8 mld zł (3,8 mld zł na dzień 31 grudnia 2019 r.).
Główna pozycja dotyczy gwarancji wystawionej przez PGNiG na rzecz państwa norweskiego z tytułu wykonywania przez spółkę
PGNiG UN prac na norweskim szelfie kontynentalnym, której wartość na koniec 2020 r. w przeliczeniu na zł wynosi 2,9 mld zł (2,7
mld zł na koniec 2019 r.).
Umowy gwarancji i poręczeń zawarte w bieżącym okresie na łączną kwotę 1,42 mld zł dotyczyły przede wszystkim zabezpieczenia
dostaw gazu.
5.3 Sytuacja finansowa PGNiG w 2020 r.
Tabela 52 Dane finansowe PGNiG w latach 2018-2020
PGNiG
2020
2019
2018
Zmiana
2020/2019
Zmiana
2020/2019 %
Przychody ze sprzedaży
21 237
22 615
22 344
(1 378)
(6%)
Koszty operacyjne razem, w tym
(13 342)
(22 229)
(20 505)
8 887
(40%)
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
8 714
1 241
2 637
7 472
602%
Amortyzacja
(819)
(856)
(798)
37
(4%)
Zysk z działalności operacyjnej
7 895
386
1 839
7 509
1 945%
Zysk przed opodatkowaniem
8 490
1 989
3 677
6 501
327%
Zysk netto
6 909
1 748
3 289
5 161
295%
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
9 394
1 989
2 658
7 405
372%
Przepływy pieniężne netto na działalności inwestycyjnej
(2 794)
(2 256)
644
(538)
24%
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
(3 591)
(52)
(138)
(3 539)
6 806%
Zmiana stanu środków pieniężnych netto
3 009
(319)
3 164
3 328
(1 043%)
31.12.2020
31.12.2019
31.12.2018
Zmiana
2020/2019
Zmiana
2020/2019 %
Aktywa razem
43 746
41 044
36 993
2 702
7%
Aktywa trwałe (długoterminowe)
30 737
28 885
25 742
1 852
6%
Aktywa obrotowe (krótkoterminowe), w tym
13 009
12 159
11 251
850
7%
Zapasy
2 070
3 230
2 691
(1 160)
(36%)
Zobowiązania i kapitał własny razem
43 746
41 044
36 993
2 702
7%
Kapitał własny razem
36 230
30 618
28 833
5 612
18%
Zobowiązania długoterminowe razem
3 871
3 315
2 551
556
17%
Zobowiązania krótkoterminowe razem
3 645
7 111
5 609
(3 466)
(49%)
Zobowiązania razem
7 516
10 426
8 160
(2 910)
(28%)
W 2020 r. spółka PGNiG odnotowała wynik EBITDA na poziomie 8 714 mln zł, a więc wyższym o 7 473 mln zł niż w analogicznym
okresie ubiegłego roku. Zmiany wyniku EBITDA w poszczególnych segmentach działalności zostały zaprezentowane na poniższym
wykresie.
Wykres 49 Zmiany w EBITDA PGNiG pomiędzy latami 2019-2020
Wzrost wyniku EBITDA (+9 693 mln zł) w segmencie Obrót i Magazynowanie nastąpił głównie w wyniku wygrania przez PGNiG przed
Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie sporu w sprawie warunków cenowych kontraktu jamalskiego. Wyrok zobligował Gazprom
do wypłaty PGNiG środków nadpłaconych przy zakupie po zawyżonej cenie gazu wysokometanowego w latach 2014-2020.
Pozytywny wpływ na wynik EBITDA segmentu wywarła również zmiana stanu odpisów aktualizujących wartość zapasów.
Spadek wyniku EBITDA (-1 894 mln zł) w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie spowodowany jest przede wszystkim niższym
wynikiem na sprzedaży gazu oraz ropy naftowej jako efekt obniżenia cen jednostkowych sprzedaży, wywołanego spadkami cen
surowców notowanych na giełdach. Negatywny wpływ na wynik EBITDA segmentu wywarła także zmiana stanu odpisów
aktualizujących wartość składników majątku trwałego. Spadek wyniku EBITDA (-326 mln zł) w pozostałych segmentach
spowodowany jest głównie wynikiem na różnicach kursowych.
1 241
-1 894
+9 693
-326
8 714
EBITDA 2019 PiW OiM Pozostale EBITDA 2020
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 89 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Analiza wskaźnikowa
Rentowność
Wykres 50 ROE i ROA
Wykres 51 Rentowność sprzedaży netto
ROE liczone jako zysk netto do stanu kapitałów własnych na koniec
okresu.
ROA liczone jako zysk netto w relacji do stanu aktywów na koniec
okresu.
Wyższy poziom wskaźnika ROE i ROA w 2020 r. spowodowany
wzrostem zysku netto w 2020 r. w wyniku wygrania przez PGNiG sporu
z Gazprom.
Rentowność sprzedaży netto liczone jako zysk netto odniesiony do
przychodów ze sprzedaży.
Wyższy r/r poziom wskaźnika Rentowność sprzedaży netto w 2020 r.
spowodowany wzrostem zysku netto w 2020 r. w wyniku wygrania przez
PGNiG sporu z Gazprom.
Wskaźniki zadłużenia
Wykres 52 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem,
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem liczony jako suma
zobowiązań w relacji do sumy pasywów.
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ogółem liczony
jako suma zobowiązań do kapitału własnego.
Spadek wskaźników w 2020 r. spowodowany jest niższą wartością
zobowiązań.
Wskaźniki płynności
Wykres 53 Wskaźnik bieżącej i szybkiej płynności
Wskaźnik bieżącej płynności liczony jako aktywa obrotowe do
zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń
pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).
Wskaźnik szybki płynności liczony jako aktywa obrotowe minus zapasy
do zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń
pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).
Wzrost wskaźników w 2020 r. spowodowany jest niższymi
zobowiązaniami krótkoterminowymi.
Tabela 53 Nakłady inwestycyjne PGNiG w latach 2018-2020
Nakłady inwestycyjne
*
poniesione na rzeczowe aktywa trwałe PGNiG
2020
2019
2018
I
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
884
997
989
1
Poszukiwanie
587
614
764
w tym nakłady na odwierty negatywne
39
109
99
2
Wydobycie
297
384
225
II
Obrót i Magazynowanie
67
93
87
1
Obrót
31
62
0
2
Magazyny segmentu Obrót i Magazynowanie
37
31
87
III
Pozostałe segmenty
75
49
138
IV
Nakłady inwestycyjne łącznie (I+II+III)
1 026
1 140
1 213
* W tym m.in. skapitalizowane koszty finansowania zewnętrznego.
11,4%
5,7%
19,1%
8,9%
4,3%
15,8%
2018 2019 2020
ROE ROA
14,7%
7,7%
32,5%
2018 2019 2020
22,1%
25,4%
17,2%
28,3%
34,1%
20,7%
2018 2019 2020
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
2,2
1,8
4,1
1,7
1,3
3,5
2018 2019 2020
Wskaźnik bieżącej płynności
Wskaźnik szybkiej płynności
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 90 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
6. Ład korporacyjny
6.1 Stosowany zbiór zasad ładu korporacyjnego
6.1.1 Oświadczenie o stosowaniu zasad ładu korporacyjnego
W 2020 r. PGNiG stosowało się do zbioru zasad ładu korporacyjnego zawartego w dokumencie "Dobre Praktyki Spółek Notowanych
na Giełdzie Papierów Wartościowych 2016" (dalej „Dobre Praktyki”), przyjętych Uchwałą Nr 26/1413/2015 z dnia 13 października
2015 r. przez Radę Giełdy.
Tekst wskazanego zbioru zasad wraz ze zmianami jest publicznie dostępny na oficjalnej stronie portalu Giełdy Papierów
Wartościowych w Warszawie S.A. w części poświęconej tematyce ładu korporacyjnego pod adresem www.gpw.pl/dobre-praktyki
oraz na stronie internetowej Emitenta pod adresem: www.pgnig.pl/pgnig/lad-korporacyjny/dobre-praktyki
Zgodnie z Dobrymi Praktykami, PGNiG:
dba o należytą komunikację z inwestorami i analitykami, prowadząc przejrzystą i skuteczną politykę informacyjną. W tym celu
zapewnia łatwy i niedyskryminujący nikogo dostęp do ujawnianych informacji, korzystając z różnorodnych narzędzi komunikacji
– w tym obszarze odstępuje jedynie od zasady I.Z.1.15;
jest kierowana przez zarząd, którego członkowie działają w interesie PGNiG i ponoszą odpowiedzialność za jej działalność. Do
zarządu należy przywództwo w spółce, zaangażowanie w wyznaczanie jej celów strategicznych i ich realizacja oraz zapewnienie
spółce efektywności i bezpieczeństwa.
jest nadzorowane przez skuteczną i kompetentną radę nadzorczą. Członkowie rady nadzorczej działają w interesie PGNiG i
kierują się w swoim postępowaniu niezależnością własnych opinii i osądów. Rada nadzorcza w szczególności opiniuje strategię
spółki i weryfikuje pracę zarządu w zakresie osiągania ustalonych celów strategicznych oraz monitoruje wyniki osiągane przez
spółkę – w tym obszarze odstępuje jedynie od zasady II.Z.7;
utrzymuje skuteczne systemy: kontroli wewnętrznej, zarządzania ryzykiem oraz nadzoru zgodności działalności z prawem
(compliance), a także sprawują skuteczną funkcję audytu wewnętrznego, odpowiednio do wielkości spółki i rodzaju oraz skali
prowadzonej działalności;
zachęca akcjonariuszy do zaangażowania się w sprawy spółki. Walne zgromadzenie obraduje z poszanowaniem praw
akcjonariuszy i dąży do podejmowania uchwał bez naruszania uzasadnionych interesów poszczególnych grup akcjonariuszy –
w tym obszarze odstępuje jedynie od rekomendacji IV.R.2;
posiada przejrzyste procedury zapobiegania konfliktom interesów i zawieraniu transakcji z podmiotami powiązanymi w
warunkach możliwości wystąpienia konfliktu interesów. Procedury przwidują sposoby identyfikacji takich sytuacji, ich ujawniania
oraz zarządzania nimi;
posiada politykę wynagrodzeń określającą formę, strukturę i sposób ustalania wynagrodzeń członków organów spółki i jej
kluczowych menedżerów - w tym obszarze odstępuje jedynie od rekomendacji VI.R.4.
6.1.2 Informacja o odstąpieniu od stosowania postanowień zasad ładu korporacyjnego
Od momentu wprowadzenia do stosowania zasad ładu korporacyjnego Dobrych Praktyk, PGNiG sukcesywnie zmniejsza zakres
odstępstw od określonych w tym dokumencie zasad szczegółowych. W 2016 r. Spółka nie stosowała czterech zasad i dwóch
rekomendacji. W 2020 r. Emitent nie stosował dwóch ze wskazanych poniżej zasad i dwóch rekomendacji Dobrych Praktyk. Poniżej
Emitent przedstawia wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania powyższych zasad i rekomendacji.
Tabela 54 Wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania zasad i rekomendacji Dobrych Praktyk
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
I.Z.1.15
Treść zasady:
Spółka prowadzi korporacyjną stronę internetową i zamieszcza na niej, w czytelnej formie i wyodrębnionym
miejscu, oprócz informacji wymaganych przepisami prawa: informację zawierającą opis stosowanej przez
spółkę polityki różnorodności w odniesieniu do władz spółki oraz jej kluczowych menedżerów; opis powinien
uwzględniać takie elementy polityki różnorodności, jak płeć, kierunek wykształcenia, wiek, doświadczenie
zawodowe, a także wskazywać cele stosowanej polityki różnorodności i sposób jej realizacji w danym okresie
sprawozdawczym; jeżeli spółka nie opracowała i nie realizuje polityki różnorodności, zamieszcza na swojej
stronie internetowej wyjaśnienie takiej decyzji.
Wyjaśnienie: Wiodącymi kryteriami branymi pod uwagę w przypadku postępowania kwalifikacyjnego na
odpowiednie stanowiska do kluczowych Organów Spółki są głównie: doświadczenie zawodowe i
wykształcenie. Spółka nie opracowała polityki różnorodności w stosunku do kluczowych menedżerów.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 91 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Zarząd i Rada Nadzorcza – II.Z.7
Treść zasady:
W zakresie zadań i funkcjonowania komitetów działających w radzie nadzorczej zastosowanie mają
postanowienia Załącznika I do Zalecenia Komisji Europejskiej, o którym mowa w zasadzie II.Z.4. W przypadku
gdy funkcję komitetu audytu pełni rada nadzorcza, powyższe zasady stosuje się odpowiednio.
Wyjaśnienie: W ramach Rady Nadzorczej Emitenta działa Komitet Audytu jako stały komitet.
Zgodnie z Dobrymi Praktykami Spółek Notowanych na Giełdzie Papierów Wartościowych, Emitent powinien
stosować zasady określone w Załączniku I do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r.
dotyczącym roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i
komisji rady (nadzorczej).
Emitent wdrożył wszelkie wymogi gwarantujące udział Komitetu Audytu w nadzorze nad działalnością
Emitenta poza:
zasadą wyrażoną w pkt 4.3.2 ww. załącznika, zgodnie z którą kierownictwo powinno informować Komitet
Audytu o metodach stosowanych przy rozliczaniu znaczących, nietypowych transakcji, kiedy istnieje kilka
sposobów ich ujęcia księgowego;
Na obecnym etapie funkcjonowania Komitetu Audytu Emitent nie widzi potrzeby wprowadzania bardzo
szczegółowych regulacji precyzujących funkcjonowanie tego komitetu w tym wdrożenia zalecenia określonego
w pkt 4.3.2. Załącznika I do Zalecenia Komisji Europejskiej..
Emitent podejmie stosowne działania w przyszłości, jeżeli znajdą one swoje uzasadnienie w praktyce
funkcjonowania Komitetu Audytu.
Walne zgromadzenie i relacje z
akcjonariuszami
IV.R.2;
Treść rekomendacji:
Jeżeli jest to uzasadnione z uwagi na strukturę akcjonariatu lub zgłaszane spółce oczekiwania akcjonariuszy,
o ile spółka jest w stanie zapewnić infrastrukturę techniczną niezbędną dla sprawnego przeprowadzenia
walnego zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, powinna umożliwić
akcjonariuszom udział w walnym zgromadzeniu przy wykorzystaniu takich środków, w szczególności poprzez:
1) transmisję obrad walnego zgromadzenia w czasie rzeczywistym,
2) dwustronną komunikację w czasie rzeczywistym, w ramach której akcjonariusze mogą wypowiadać się w
toku obrad walnego zgromadzenia, przebywając w miejscu innym niż miejsce obrad walnego zgromadzenia,
3) wykonywanie, osobiście lub przez pełnomocnika, prawa głosu w toku walnego zgromadzenia.
Wyjaśnienie: Spółka postanowiła odstąpić od stosowania rekomendacji, ponieważ obecna struktura
akcjonariatu, a także wysoka reprezentacja akcjonariuszy na Walnych Zgromadzeniach nie wskazuje na
potrzebę wprowadzenia możliwości udziału w Walnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków
komunikacji elektronicznej. Spółka nie wyklucza wprowadzenia takiej możliwości w przyszłości.
Wynagrodzenia
VI.R.4.
Treść rekomendacji:
Poziom wynagrodzenia członków zarządu i rady nadzorczej oraz kluczowych menedżerów powinien być
wystarczający dla pozyskania, utrzymania i motywacji osób o kompetencjach niezbędnych dla właściwego
kierowania spółką i sprawowania nad nią nadzoru. Wynagrodzenie powinno być adekwatne do powierzonego
poszczególnym osobom zakresu zadań i uwzględniać pełnienie dodatkowych funkcji, jak np. praca w
komitetach rady nadzorczej.
Wyjaśnienie: Emitent stosuje rekomendację VI.R.4 w zakresie dotyczącym kształtowania wynagrodzenia
Zarządu oraz kluczowych menedżerów. Emitent nie ma możliwości zastosowania tej rekomendacji w
przypadku członków Rady Nadzorczej, których wynagrodzenia ustalane są na podstawie obowiązującego
prawa powszechnego tj. ustawy z dnia 9 czerwca 2016 r. o zasadach kształtowania wynagrodzeń osób
kierujących niektórymi spółkami (tj. Dz.U. z 2017 r. poz. 2190).
6.1.3 Akcjonariusze posiadający bezpośrednio lub pośrednio znaczne pakiety akcji
W 2020 r. jedynym akcjonariuszem posiadającym ponad 5% udziału w kapitale zakładowym był Skarb Państwa, reprezentowany
przez Ministra Aktywów Państwowych (ul. Krucza 36/Wspólna 6, 00-522 Warszawa).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 92 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 55 Struktura akcjonariatu Emitenta na dzień 31 grudnia 2020 r.
Liczba akcji
Udział w kapitale
zakładowym Emitenta
Liczba głosów na Walnym
Zgromadzeniu Emitenta
Udział w ogólnej liczbie głosów na
Walnym Zgromadzeniu Emitenta
Skarb Państwa
4 153 706 157
71,88 %
4 153 706 157
71,88 %
Pozostali
1 624 608 700
28,12 %
1 624 608 700
28,12 %
Razem
5 778 314 857
100,00 %
5 778 314 857
100,00 %
6.1.4 Wykaz posiadaczy akcji, które dają specjalne uprawnienia kontrolne, wraz z opisem tych uprawnień
Zgodnie ze Statutem tak długo, jak Skarb Państwa pozostaje akcjonariuszem Emitenta, Skarb Państwa reprezentowany przez
podmiot uprawniony do wykonywania praw z akcji należących do Skarbu Państwa, jest uprawniony do powoływania i odwoływania
jednego członka Rady Nadzorczej.
Dodatkowo, na podstawie Statutu, Skarb Państwa (jako akcjonariusz) wyraża, w formie pisemnej, zgodę: (i) na zmianę istotnych
postanowień obowiązujących umów handlowych dotyczących importu gazu ziemnego do Polski oraz na zawarcie nowych takich
umów handlowych, jak również (ii) na realizację strategicznych przedsięwzięć inwestycyjnych lub udział Spółki w przedsięwzięciach
inwestycyjnych mogących trwale lub przejściowo pogorszyć efektywność ekonomiczną działalności Spółki, ale koniecznych dla
zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Skarb Państwa jest uprawniony do żądania zwołania Walnego Zgromadzenia (WZ) oraz do żądania umieszczenia poszczególnych
spraw w porządku obrad niezależnie od udziału w kapitale zakładowym Emitenta.
6.1.5 Wskazanie wszelkich ograniczeń do wykonywania prawa głosu w spółce PGNiG
Statut PGNiG ogranicza prawo głosowania akcjonariuszy w ten sposób, że żaden z nich (z wyjątkiem opisanym poniżej) nie może
wykonywać na WZ więcej niż 10% ogólnej liczby głosów istniejących w Spółce w dniu odbywania WZ, z zastrzeżeniem, że dla potrzeb
ustalania obowiązków nabywców znacznych pakietów akcji, takie ograniczenie prawa głosowania uważane będzie za nieistniejące.
Ograniczenie prawa głosowania nie dotyczy akcjonariuszy, którzy w dniu powzięcia uchwały WZ wprowadzającej ograniczenie, są
uprawnieni z akcji reprezentujących więcej niż 10% ogólnej liczby głosów istniejących w Spółce, oraz akcjonariuszy działających z
akcjonariuszami reprezentującymi więcej niż 10% ogólnej liczby głosów, na podstawie zawartych porozumień dotyczących
wspólnego wykonywania prawa głosu z akcji.
Dla potrzeby ograniczenia prawa do głosowania, głosy należące do akcjonariuszy, między którymi istnieje stosunek dominacji lub
zależności, kumuluje się; w przypadku, gdy skumulowana liczba głosów przekracza 10% ogółu głosów w Spółce, podlega ona
redukcji.
6.1.6 Ograniczenia dotyczące przenoszenia prawa własności papierów wartościowych emitenta
Zgodnie z art. 13 pkt 24 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym (Dz.U. z 2016 r. poz. 2259
z poźn. zm.) nie mogą być zbyte akcje Emitenta należące do Skarbu Państwa.
6.1.7 Opis zasad zmiany statutu Emitenta
Zgodnie z Kodeksem spółek handlowych oraz Statutem Emitenta zmiana Statutu wymaga uchwały WZ podjętej odpowiednią
większością głosów oraz wpisu do rejestru przedsiębiorców. Zmianę Statutu Zarząd zgłasza do sądu rejestrowego. Zgłoszenie
zmiany Statutu nie może nastąpić po upływie trzech miesięcy od dnia powzięcia uchwały przez WZ w sprawie zmiany Statutu.
Jednolity tekst Statutu Emitenta przygotowywany jest przez Zarząd, a następnie przyjmowany przez Radę Nadzorczą.
W dniu 22 lipca 2020 r. zakończono postępowanie rejestrowe zmian w Statucie Emitenta podjętych Uchwałą Nr 23/2020 ZWZ PGNiG
z 24 czerwca 2020 r.
6.1.8 Sposób działania Walnego Zgromadzenia PGNiG, zasadniczych uprawnień, prawa akcjonariuszy i
sposób ich wykonywania
Walne Zgromadzenie (WZ) działa według zasad określonych w Kodeksie spółek handlowych, Statucie oraz w Regulaminie WZ.
Regulamin WZ określa w szczególności zasady prowadzenia obrad i podejmowania uchwał i jest dostępny na stronie internetowej
Emitenta (www.pgnig.pl).
6.1.9 Zwołanie i odwołanie Walnego Zgromadzenia spółki
Zwyczajne Walne Zgromadzenie (WZ) zwołuje Zarząd, nie później niż w terminie 6 miesięcy po upływie roku obrotowego.
Akcjonariusze przedstawiający co najmniej 50% kapitału zakładowego lub co najmniej 50% ogółu głosów w spółce mogą zwołać
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie (NWZ).
Rada Nadzorcza może zwołać Zwyczajne WZ, jeżeli Zarząd nie zwoła go w terminie określonym w Kodeksie spółek handlowych lub
w Statucie, oraz NWZ, jeżeli zwołanie go uzna za stosowne.
WZ zwołuje się poprzez ogłoszenie dokonywane na stronie internetowej oraz w sposób określony dla przekazywania informacji
bieżących zgodnie z przepisami o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego
systemu obrotu oraz o spółkach publicznych. Ogłoszenie powinno być dokonane co najmniej na 26 dni przed terminem WZ.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 93 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W przypadku wystąpienia ważnych przyczyn, Zarząd uprawniony jest do odwołania WZ, zwołanego z własnej inicjatywy.
6.1.10 Zasadnicze uprawnienia Walnego Zgromadzenia
WZ jest organem stanowiącym Emitenta. Poza wszelkimi sprawami związanymi z działalnością Spółki i sprawami określonymi w
przepisach prawa, Walne Zgromadzenie podejmuje uchwały m.in. w sprawie:
rozpatrzenia i zatwierdzenia sprawozdania finansowego za ubiegły rok obrotowy oraz sprawozdania Zarządu z działalności
Emitenta;
udzielenia absolutorium członkom organów Emitenta z wykonania obowiązków;
podziału zysku lub pokrycia straty;
ustalenia dnia dywidendy lub rozłożenia wypłaty dywidendy na raty;
powołania i odwołania członków Rady Nadzorczej;
rozpatrzenia i zatwierdzenia skonsolidowanego sprawozdania grupy kapitałowej oraz sprawozdania z działalności grupy
kapitałowej za ubiegły rok obrotowy;
zawieszenia członków Zarządu w czynnościach oraz ich odwołania;
zbycia i wydzierżawienia przedsiębiorstwa Emitenta lub jego zorganizowanej części oraz ustanowienia na nich ograniczonego
prawa rzeczowego;
podwyższenia i obniżenia kapitału zakładowego Emitenta;
emisji obligacji zamiennych lub z prawem pierwszeństwa i emisji warrantów subskrypcyjnych;
nabycia akcji własnych, które mają być zaoferowane do nabycia pracownikom lub osobom, które były zatrudnione przez Emitenta
lub spółkę z nim powiązaną przez okres co najmniej trzech lat;
przymusowego wykupu akcji;
tworzenia, użycia i likwidacji kapitałów rezerwowych;
użycia kapitału zapasowego;
połączenia, przekształcenia oraz podziału Emitenta;
zmiany Statutu i zmiany przedmiotu działalności Emitenta;
ustalenia zasad i wysokości wynagrodzenia członków Rady Nadzorczej oraz ustalenia zasad wynagradzania członków Zarządu.
6.1.11 Opis praw akcjonariuszy w ramach Walnego Zgromadzenia i sposobu ich wykonywania
Uczestnictwo w Walnym Zgromadzeniu
Zasady uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu Akcjonariuszy PGNiG reguluje Regulamin Walnego Zgromadzenia dostępny na
stronie internetowej Emitenta pod adresem: http://pgnig.pl/lad-korporacyjny/walne-zgromadzenie/regulamin.
Najważniejsze zapisy zasad uczestnictwa w WZ:
Do udziału w Walnym Zgromadzeniu (WZ) uprawniony jest każdy akcjonariusz Emitenta.
Prawo uczestniczenia w WZ Spółki mają osoby będące akcjonariuszami Emitenta na 16 dni przed datą WZ (dzień rejestracji
uczestnictwa w WZ). Dzień rejestracji uczestnictwa w WZ jest jednolity dla uprawnionych z akcji na okaziciela i akcji imiennych.
Uprawnieni z akcji imiennych i świadectw tymczasowych oraz zastawnicy i użytkownicy, którym przysługuje prawo głosu, mają
prawo uczestniczenia w WZ, jeżeli są wpisani do księgi akcyjnej w dniu rejestracji uczestnictwa w WZ.
Akcjonariusze mogą uczestniczyć w WZ oraz wykonywać prawo głosu osobiście, przez przedstawicieli lub pełnomocników.
Podczas obrad WZ Zarząd jest obowiązany do udzielenia akcjonariuszowi na jego żądanie informacji dotyczących Emitenta,
jeżeli jest to uzasadnione dla oceny sprawy objętej porządkiem obrad. Zarząd odmawia udzielenia informacji, jeżeli mogłoby to
wyrządzić szkodę Emitentowi albo spółce z nim powiązanej, albo spółce lub spółdzielni zależnej, w szczególności przez
ujawnienie tajemnic technicznych, handlowych lub organizacyjnych przedsiębiorstwa.
Akcjonariusz może żądać przesłania mu listy akcjonariuszy, nieodpłatnie pocztą elektroniczną, a także przeglądać księgę
protokołów oraz żądać wydania poświadczonych przez Zarząd odpisów uchwał WZ.
Podczas obrad WZ akcjonariusz biorący udział w WZ może zgłaszać wnioski porządkowe.
Głosowanie na Walnym Zgromadzeniu
Jedna akcja uprawnia do wykonania jednego głosu na WZ.
Głosowanie na WZ jest jawne. Tajne głosowanie zarządza się przy wyborach organów Emitenta albo likwidatora Emitenta oraz
nad wnioskiem o odwołanie członków organów Emitenta lub likwidatorów, o pociągnięcie ich do odpowiedzialności, jak również
w sprawach osobowych. Poza tym głosowanie tajne zarządza się na żądanie choćby jednego z akcjonariuszy obecnych lub
reprezentowanych na WZ.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 94 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
6.2 Organy zarządcze, nadzorujące i ich komitety w PGNiG
6.2.1 Zarząd
Skład Zarządu na dzień 1 stycznia 2020 r:
Piotr Woźniak - Prezes Zarządu,
Maciej Woźniak - Wiceprezes Zarządu ds. Handlowych,
Łukasz Kroplewski - Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju,
Michał Pietrzyk - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych,
Robert Perkowski - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych,
Magdalena Zegarska - Wiceprezes Zarządu.
W związku z upływem 3 letniej wspólnej kadencji, w dniu 9 stycznia 2020 r. Rada Nadzorcza odwołała następujące osoby:
Piotra Woźniaka,
Macieja Woźniaka,
Roberta Perkowskiego,
Łukasza Kroplewskiego,
Michała Pietrzyka.
W dniu 9 stycznia 2020 r. Rada Nadzorcza powołała w skład Zarządu następujące osoby:
z dniem 10 stycznia 2020 r. – Jerzego Kwiecińskiego na stanowisko Prezesa Zarządu,
z dniem 10 stycznia 2020 r. – Jarosława Wróbla na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Handlowych,
z dniem 10 stycznia 2020 r. – Roberta Perkowskiego na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych,
z dniem 15 stycznia 2020 r. – Przemysława Wacławskiego na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych,
z dniem 15 stycznia 2020 r. – Arkadiusza Sekścińskiego na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Rozwoju,
na wspólną kadencję, kończącą się dnia 10 stycznia 2023 r.
W dniu 23 stycznia 2020 r. Rada Nadzorcza zmieniła stanowisko Jarosława Wróbla – z Wiceprezesa Zarządu ds. Handlowych na
Wiceprezesa Zarządu.
W związku z upływem trzyletniej wspólnej kadencji, w dniu 27 lutego 2020 r. Rada Nadzorcza odwołała ze składu Zarządu Magdalenę
Zegarską i powołała ją na stanowisko Wiceprezes Zarządu, w wyniku ponownego wyboru przez pracowników PGNiG, na wspólną
kadencję kończącą się dnia 10 stycznia 2023 r.
W dniu 21 października 2020 r. Jerzy Kwieciński – Prezes Zarządu, złożył rezygnację z pełnienia funkcji Prezesa Zarządu z końcem
dnia 22 października 2020 r. W dniu 28 października 2020 r. Rada Nadzorcza powierzyła tymczasowo obowiązki Prezesa Zarządu
Jarosławowi Wróblowi. W dniu 10 listopada 2020 r. Rada Nadzorcza powołała z dniem 12 listopada 2020 r. Pawła Majewskiego na
stanowisko Prezesa Zarządu na wspólną kadencję kończącą się w dniu 10 stycznia 2023 r.
Skład Zarządu na dzień 31 grudnia 2020 r.:
Paweł Majewski - Prezes Zarządu,
Robert Perkowski - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych,
Arkadiusz Sekściński - Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju,
Przemysław Wacławski - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych,
Jarosław Wróbel - Wiceprezes Zarządu.
Magdalena Zegarska - Wiceprezes Zarządu.
W dniu 17 lutego 2021 r. Jarosław Wróbel złożył rezygnację z pełnienia funkcji Członka Zarządu – Wiceprezesa Zarządu, z końcem
dnia 1 marca 2021 r. W dniu 2 marca 2021 r. Rada Nadzorcza PGNiG podjęła decyzję o powołaniu z dniem 16 marca 2021 r. Artura
Cieślika na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Strategii i Regulacji, na okres trwania VI kadencji Zarządu Spółki, kończącej się 10
stycznia 2023 r.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 95 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Paweł Majewski - Prezes Zarządu PGNiG
Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Jagiellońskiego oraz studiów podyplomowych
Executive Master of Business Administration (MBA) na Wyższej Szkole Menadżerskiej w Warszawie.
Menadżer z wieloletnim doświadczeniem w zarządzaniu spółkami kapitałowymi, w tym także z udziałem
Skarbu Państwa. Pełnił funkcję prezesa Zarządu Grupy LOTOS S.A., wiceprezesa Zarządu Huty
Stalowa Wola S.A., członka Zarządu w DO & CO Poland Sp. z o.o. oraz prezesa Zarządu Airport
Cleaning Service Sp. z o.o. Posiada również długoletnie doświadczenie zawodowe na kierowniczych
stanowiskach m.in. w PETROLOT Sp. z o.o. (obecnie ORLEN Aviation Sp. z o.o.), a także jako dyrektor
Pionu Zarządzania Marżą Zmienną i Produkcją w PGNiG TERMIKA S.A.
Członek Rady Nadzorczej Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A. Ponadto, zasiadał w radach
nadzorczych m.in.: ZEM Łabędy Sp. z o.o., Jelcz Sp. z o.o. oraz Lotniczy Catering Service Sp. z o.o.
Prezes Zarządu sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) strategii personalnych, systemów wynagradzania i czasu pracy,
2) polityki zatrudnienia i płac,
3) ochrony informacji niejawnych,
4) ochrony danych osobowych,
5) realizacji zadań obronnych oraz ochrony obiektów Spółki,
6) zarządzania Grupą Kapitałową PGNiG, w tym sprawowania nadzoru właścicielskiego w ramach Grupy Kapitałowej PGNiG,
7) tworzenia podmiotów Grupy Kapitałowej PGNiG do realizacji nowych przedsięwzięć w ramach realizacji strategii Grupy Kapitałowej PGNiG,
8) kreowania optymalnego kształtu Grupy Kapitałowej PGNiG,
9) funkcjonowania kontroli i audytu wewnętrznego zgodnie z powszechnie uznawanymi standardami audytu wewnętrznego,
10) kompleksowej obsługi prawnej zabezpieczającej prawne interesy PGNiG S.A.,
11) wydawania zarządzeń i pism okólnych obowiązujących w Spółce,
12) organizacyjno-technicznej obsługi władz Spółki,
13) programu Społecznej Odpowiedzialności Biznesu /CSR/,
14) kreowania i realizacji polityki sponsoringowej i wizerunku marki Spółki w Polsce i za granicą,
15) polityki informacyjnej Spółki oraz komunikacji korporacyjnej,
16) planowania i realizacji polityki handlowej Spółki, w szczególności w zakresie sprzedaży gazu ziemnego i energii elektrycznej, w tym
zawierania i rozliczania umów sprzedaży gazu ziemnego i energii elektrycznej,
17) polityki sprzedaży gazu, energii elektrycznej i innych produktów,
18) kreowania rozwoju rynku gazu ziemnego,
19) polityki importowej gazu ziemnego, w tym w zakresie dywersyfikacji dostaw,
20) monitorowania i analizowania rynków zagranicznych oraz nawiązywania kontaktów z firmami zagranicznymi, organizacjami
międzynarodowymi oraz administracją obcych państw, w zakresie stosunków handlowych,
21) współpracy z podmiotami zewnętrznymi w zakresie obrotu skroplonego gazu ziemnego,
22) przygotowania okresowych bilansów paliw gazowych, zgodnych z umowami i planami sprzedaży gazu,
23) okresowych rozliczeń realizacji dostaw paliw gazowych,
24) służby informacyjnej, w tym przyjmowania informacji o zdarzeniach i sytuacjach kryzysowych we wszystkich obszarach działalności Spółki,
25) działalności Oddziału Obrotu Hurtowego.
Artur Cieślik - Wiceprezes Zarządu ds. Strategii i Regulacji
Absolwent Wydziału Prawa, Prawa Kanonicznego i Administracji Katolickiego Uniwersytetu Lubelskiego,
Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego we współpracy z University of Florida
Fredric G. Levin College of Law, Center for American Law Studies. Uczestnik studiów podyplomowych
Executive Master of Business Administration organizowanych przez Uniwersytet Gdański we współpracy
z Gdańską Fundacją Kształcenia Menedżerów oraz Porto Business School.
Prawnik i menadżer posiadający ponad 20-letnie doświadczenie zawodowe zdobyte w instytucjach rynku
kapitałowego, spółkach publicznych oraz międzynarodowej kancelarii prawnej.
Karierę zawodową rozpoczynał w Dziale Prawnym Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A.
w 1997 r., gdzie był zatrudniony do 2004 r. Wykładowca na Wydziale Prawa i Administracji Uczelni
Łazarskiego w okresie od 2000 r. do 2005 r. W latach 2004 - 2006 zatrudniony w SYGNITY S.A.
Następnie od 2006 r. do 2018 r. współpracował z międzynarodową kancelarią prawną DENTONS Europe
Dąbrowski i Wspólnicy sp.k. jako Senior Associate, a następnie Counsel. Od 2018 r. związany z PKN ORLEN S.A. gdzie wykonywał
obowiązki Doradcy Zarządu oraz Dyrektora Wykonawczego ds. Strategii. W okresie od 24 sierpnia 2020 r. do 15 marca 2021 r. pełnił
funkcję Wiceprezesa Zarządu ds. Strategii i Rozwoju Grupy LOTOS S.A.
Wiceprezes Zarządu ds. Strategii i Regulacji sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) przygotowania i monitorowania realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG,
2) realizacji inwestycji oraz akwizycji Grupy Kapitałowej PGNiG,
3) kreowania polityki regulacyjnej we współpracy z organami administracji publicznej, organami UE oraz organizacjami branżowymi,
4) współpracy z URE w zakresie opracowywania projektów taryf i cen na produkty i usługi PGNiG S.A. oraz uzyskania przez Spółkę koncesji,
5) funkcjonowania zagranicznego przedstawicielstwa Spółki w Brukseli, Moskwie, Kijowie i Sankt Petersburgu,
6) administrowania majątkiem podziemnych magazynów gazu Spółki,
7) kształtowania relacji z operatorem systemu dystrybucyjnego,
8) kształtowania relacji z operatorem systemu magazynowania,
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 96 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
9) opracowywania i rozwoju zasad zarządzania ryzykiem w Spółce,
10) zarządzania procesami.
Robert Perkowski - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych
Pan Robert Perkowski jest ekonomistą, samorządowcem, doktorem nauk ekonomicznych. Jest
absolwentem studiów podyplomowych “analityka zarządzania” Instytutu Organizacji i Zarządzania w
Przemyśle “ORGMASZ”, w którym ukończył Międzynarodowe Studia Doktoranckie. Przewód doktorski
został otwarty i przeprowadzony w Instytucie Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk. W
Prywatnej Wyższej Szkole Businessu i Administracji, w Warszawie ukończył dzienne studia magisterskie
na dwóch specjalizacjach: marketing i kierowanie oraz finanse i bankowość. Jest autorem kilkunastu
artykułów naukowych.
Doświadczenie zawodowe zdobywał od 2001 r. odbywając staż w departamencie finansowym firmy
“Dacon Corp. LTD” przy Queen’s University w Kanadzie. Następnie w 2002 r. rozpoczął pracę w resorcie
sprawiedliwości, gdzie zajmował się m.in. opracowywaniem projektów planów finansowych w zakresie
płac Służby Więziennej. W okresie 2006-2018 pełnił funkcję Burmistrza Miasta Ząbki. Jednocześnie
pełnił funkcję prezesa jednej z korporacji samorządowych “Związek Samorządów Polskich”, świadczył
również usługi szkoleniowe oraz uzyskał mandat radnego gminnego i powiatowego.
Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) strategii zakupów w ramach Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG,
2) polityki, założeń i programów poszukiwania i wydobycia węglowodorów ,
3) prowadzenia całości spraw koncesyjnych związanych z poszukiwaniem i rozpoznawaniem oraz eksploatacją złóż węglowodorów, a także
składowaniem odpadów w górotworze i bezzbiornikowym magazynowaniem substancji, stosownie do odpowiednich postanowień prawa
geologicznego i górniczego,
4) wypracowywania założeń i przepisów technicznych, norm i standardów obowiązujących w obszarze górnictwa naftowego,
5) funkcjonowania i bezpieczeństwa systemów wydobywczych,
6) standaryzacji nad jednolitymi systemami jakości w Spółce,
7) wdrażania celów strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w PGNiG S.A. oraz w podmiotach Grupy Kapitałowej PGNiG w zakresie procesów
akwizycyjnych upstreamu zagranicznego,
8) działalności Oddziału Geologii i Eksploatacji, z wyłączeniem administrowania majątkiem podziemnych magazynów gazu,
9) energetyki,
10) eksploatacji złóż gazu ziemnego i ropy naftowej,
11) podziemnego składowania odpadów,
12) składowania CO
2
,
13) podziemnego magazynowania substancji,
14) odazotowania gazu ziemnego,
15) produkcji: helu, skroplonego gazu ziemnego (LNG), mieszaniny gazu propan-butan, kondensatu węglowodorowego oraz pianki płynnej,
16) zarządzania, nadzoru dyspozytorskiego i eksploatacji systemu gazociągów, mieszalni, stacji redukcyjnych, punktów pomiarowo-
rozliczeniowych,
17) sprzedaży bezpośredniej poza systemowego gazu ziemnego oraz innych produktów i usług Oddziałów PGNiG S.A. w Odolanowie, Sanoku,
Zielonej Górze oraz współdziałaniu w procesach sprzedaży produktów Oddziałów PGNiG S.A. w Odolanowie, Sanoku, Zielonej Górze w
zakresie prowadzonej przez PGNiG S.A. działalności handlowej,
18) rekonstrukcji i likwidacji odwiertów, wykonywaniu zabiegów stymulacyjnych, pomiarów i testowaniu odwiertów,
19) działalności Oddziałów PGNiG S.A. w Odolanowie, Sanoku, Zielonej Górze i Oddziału Ratownicza Stacja Górnictwa Otworowego w
Krakowie,
20) funkcjonowania Oddziałów Zagranicznych.
Arkadiusz Sekściński - Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju
Pan Arkadiusz Sekściński jest absolwentem Uniwersytetu Warszawskiego, doktorem nauk społecznych
w zakresie nauk o polityce. Był organizatorem programu studiów na kierunku „Bezpieczeństwo
wewnętrzne,” specjalność „Bezpieczeństwo energetyczne” i wykładowcą przedmiotów takich jak
„Polityka energetyczna Polski”, „Polityki energetyczne państw współczesnych”, „Odnawialne źródła
energii” oraz „Planowanie i finansowanie inwestycji w sektorze energetycznym”. Jest autorem artykułów
naukowych w językach polskim i angielskim. Posiada tytuł Master of Business Administration (MBA)
uzyskany na Uczelni Łazarskiego w ramach Programu MBA Energetyka.
Był stypendystą Fundacji Rozwoju Systemu Edukacji (Uniwersytet w Bergen, Norwegia), Programu
Leonardo da Vinci (Biuro Regionalne Województwa Podlaskiego, Bruksela, Belgia), Programu Socrates
– Erasmus (Uniwersytet Kapodystriański w Atenach, Grecja).
Doświadczenie zawodowe w sektorze energetycznym zdobywał od 2007 r. jako konsultant w firmach
doradzających podmiotom zajmujących się ciepłownictwem i elektroenergetyką, a następnie od 2011 r. jako dyrektor i członek
zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. Od 2016 r. był związany z PGE Energia Odnawialna S.A., gdzie jako
wiceprezes i p.o. prezesa nadzorował obszary inwestycji, innowacji, eksploatacji aktywów wytwórczych, komunikacji, zasobów
ludzkich i bezpieczeństwa. Był prezesem spółek celowych odpowiedzialnych za budowę farm wiatrowych na lądzie oraz rozwój
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 97 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
projektów farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Pełnił też funkcję Dyrektora Programu rozwoju fotowoltaiki w Grupie Kapitałowej
PGE.
Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) przedsięwzięć badawczych, innowacyjnych i rozwojowych realizowanych z udziałem PGNiG S.A.,
2) rozpoznawania i monitorowania możliwości pozyskania funduszy unijnych na finansowanie działalności prowadzonej przez Spółkę,
3) działalności normalizacyjnej w Spółce,
4) wypracowywania założeń i przepisów technicznych, norm i standardów obowiązujących w obszarze gazownictwa,
5) działalności Oddziału Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze,
6) wdrażania celów strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w podmiotach Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze projektów badawczych,
innowacyjnych i rozwojowych oraz współpracy ze start-upami.
7) kształtowania produktów i usług dla klientów detalicznych w ramach Grupy Kapitałowej PGNiG,
8) efektywności energetycznej i energetyki odnawialnej w Grupie Kapitałowej PGNiG.
Przemysław Wacławski - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych
Pan Przemysław Wacławski jest absolwentem Wydziału Zarządzania Akademii Górniczo-Hutniczej w
Krakowie. Obecnie jest uczestnikiem studiów The international FLEX Executive MBA, ze specjalnością
Digital Transformation na MIP Politecnico di Milano we Włoszech.
W latach 2002-2006 pracował w Ernst & Young w obszarze m.in. audytu finansowego i due-dilligence.
Od czerwca 2006 r. do września 2010 r. obejmował stanowiska Dyrektora działu Kontrolingu i Dyrektora
ds. Inwestycji i Sprzedaży na Rynku Bałkańskim w Tele-Fonika Kable S.A. Od października 2010 r.
pełnił funkcję Członka Zarządu ds. Finansowych, a od lutego 2011 r. do maja 2013 r. – Prezesa Zarządu
TF Kable Fabrika Kablova Zajecar d.o.o. w Serbii. Od lutego 2013 r. do września 2018 r. był Dyrektorem
działu Kontrolingu w Tele-Fonika Kable S.A., pełniąc w tym okresie także funkcje Członka Zarządów
spółek zagranicznych Grupy Tele-Fonika Kable.
W październiku 2018 r. został powołany na stanowisko Członka Zarządu ds. Finansowych Unipetrol a.s.
w Czechach, gdzie był odpowiedzialny za piony: finansów, zarządzania łańcuchem dostaw i IT,
sprawując również nadzór nad pionem finansów Grupy Kapitałowej Unipetrol.
Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) realizacji celów strategicznych Spółki w aspekcie ekonomicznym i finansowym,
2) przygotowania i realizacji Planu Działalności Gospodarczej Spółki,
3) analiz i ocen ekonomiczno-finansowych projektów rozwojowych i inwestycyjnych,
4) planowania i kontroli polityki inwestycyjnej w zakresie finansowym,
5) monitorowania wykorzystania środków finansowych kierowanych na realizację planów eksploatacyjnych, inwestycyjnych i remontowych,
6) funkcjonowania wewnętrznych rozliczeń Spółki,
7) operacji finansowych PGNiG S.A.,
8) przepływów pieniężnych w Grupie Kapitałowej PGNiG,
9) budżetowania i kontroli kosztów i przychodów Spółki,
10) polityki kredytowej Spółki,
11) polityki podatkowej i zobowiązań podatkowych Spółki,
12) zarządzania ryzykiem finansowym,
13) analizy ekonomiczno-finansowej nowych przedsięwzięć kapitałowych,
14) funkcjonowania i rozwoju rachunkowości,
15) ustalania zasad i nadzorowania sporządzania sprawozdań finansowych,
16) relacji inwestorskich,
17) planowania, rozwoju i funkcjonowania systemów informatycznych Spółki,
18) wdrażania celów strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w podmiotach Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze rozwoju IT,
19) zarządzania obszarem IT.
Magdalena Zegarska - Wiceprezes Zarządu
Pani Magdalena Zegarska jest absolwentką Prywatnej Wyższej Szkoły Ochrony Środowiska w
Radomiu. Ponadto ukończyła studia Master of Business Administration dla firm sektora naftowego i
gazowniczego oraz posiada absolutorium uzyskane w Wyższej Szkole Zarządzania i Marketingu
Stowarzyszenia Inicjatyw Gospodarczych w Warszawie o kierunku zarządzanie dużym
przedsiębiorstwem. Ukończyła liczne kursy i szkolenia z psychologii zarządzania zespołami
pracowniczymi, kurs na członków Rad Nadzorczych i zdała egzamin państwowy przed Komisją
Skarbu Państwa. W latach 2011-2014 pełniła funkcję Sekretarza Rady Pracowników II kadencji oraz
w latach 2010-2014 Sekretarza Zakładowej Komisji Koordynacyjnej NSZZ „Solidarność” w PGNiG
SA. W latach 2014-2017 pełniła funkcję członka Rady Nadzorczej PGNiG, Sekretarza Rady
Nadzorczej oraz Wiceprzewodniczącego Komitetu Audytu.
Pracę w PGNiG rozpoczęła w 1998 r. w Mazowieckiej Spółce Gazownictwa, następnie pracowała w
Mazowieckim Oddziale Handlowym. Od 2013 r. zajmowała różne stanowiska w Centrali Spółki w
Departamencie Handlu Detalicznego, Departamencie Infrastruktury, a następnie w Departamencie Majątku i Administracji gdzie
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 98 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
pełniła obowiązki zastępcy Dyrektora Departamentu Majątku i Administracji. Od stycznia 2016 r. pełni funkcję Pełnomocnika Zarządu
PGNiG ds. Systemu Zarządzania Jakością, Bezpieczeństwem Pracy, Ochroną Zdrowia i Środowiska. W okresie od kwietnia 2016
do marca 2017 r. zajmowała stanowisko Zastępcy Dyrektora Departamentu ds. QHSE z powierzonymi zadaniami kierowania pracami
Departamentu.
Otrzymała odznaczenia honorowe: zasłużona dla Górnictwa Naftowego i Gazownictwa oraz Mazowieckiego Oddziału Handlowego.
Posiada tytuł Dyrektora Górniczego III stopnia.
Wiceprezes Zarządu wybrany przez pracowników Spółki sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) zapewnienia warunków bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej,
2) współpracy ze związkami zawodowymi, Radą Pracowników i innymi organizacjami pracowniczymi w zakresie dotyczącym Spółki i Grupy
Kapitałowej PGNiG,
3) przeprowadzenia procesu wydania akcji uprawnionym pracownikom Spółki,
4) administrowania majątkiem Spółki z wyłączeniem majątku sieciowego, majątku górniczego i podziemnych magazynów gazu,
5) zagospodarowania majątku nieprodukcyjnego, w tym nieruchomości Spółki,
6) obszarów ochrony środowiska,
7) kształtowania polityki socjalnej.
Zasady dotyczące powoływania i odwoływania osób zarządzających oraz ich uprawnień, w szczególności prawo do
podjęcia decyzji o emisji lub wykupie akcji
Zgodnie ze Statutem, członków Zarządu lub cały Zarząd powołuje i odwołuje Rada Nadzorcza. Powołanie na członka Zarządu
następuje po przeprowadzeniu postępowania kwalifikacyjnego wg uregulowań zawartych w Statucie oraz w oparciu o wymogi dla
kandydatów określone w art. 22 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym (Dz.U. z 2016 r.
poz. 2259 z poźn. zm.). Powyższy tryb wyboru nie dotyczy członka Zarządu wybieranego przez pracowników.
Do czasu, gdy Skarb Państwa jest akcjonariuszem Emitenta, a Emitent zatrudnia średniorocznie powyżej 500 pracowników, Rada
Nadzorcza powołuje w skład Zarządu jedną osobę wybraną przez pracowników, na okres kadencji Zarządu. Za kandydata na członka
Zarządu wybranego przez pracowników uznaje się osobę, która w wyborach uzyskała nie mniej niż 50% plus 1 ważnie oddanych
głosów, a wynik głosowania jest wiążący dla Rady Nadzorczej pod warunkiem udziału w nim co najmniej 50% wszystkich
pracowników Emitenta.
Członków Zarządu powołuje się na okres wspólnej kadencji, która trwa trzy lata.
Członek Zarządu może złożyć rezygnację z pełnionej funkcji Emitentowi, reprezentowanemu przez innego członka Zarządu lub
prokurenta, oraz przekazać do wiadomości Przewodniczącemu Rady Nadzorczej i ministrowi właściwemu do spraw aktywów
państwowych. Rezygnacja wymaga zachowania formy pisemnej pod rygorem bezskuteczności wobec Emitenta.
W przypadku członka Zarządu wybranego przez pracowników, jego odwołanie może nastąpić także na pisemny wniosek co najmniej
15% ogółu pracowników Emitenta. Głosowanie zarządza Rada Nadzorcza, a jego wynik jest wiążący dla Rady Nadzorczej, o ile w
głosowaniu brało udział co najmniej 50% wszystkich pracowników Emitenta i uzyskano większość niezbędną dla wyboru członka
Zarządu.
Zgodnie ze Statutem decyzję o emisji akcji lub skupie akcji (nabyciu akcji własnych) podejmuje Walne Zgromadzenie Emitenta.
Zasady działania Zarządu Emitenta
Zarząd prowadzi sprawy Emitenta i reprezentuje go we wszystkich czynnościach sądowych i pozasądowych. Do kompetencji
Zarządu należą wszelkie sprawy związane z prowadzeniem spraw Emitenta niezastrzeżone przepisami prawa lub Statutu dla
Walnego Zgromadzenia lub Rady Nadzorczej. Zarząd obowiązany jest w szczególności do opracowywania planów działalności
gospodarczej, w tym planów inwestycyjnych, oraz Strategii Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG oraz strategicznych planów wieloletnich
i przedkładania ich Radzie Nadzorczej do zatwierdzenia.
Tryb działania Zarządu określa Regulamin uchwalony przez Zarząd i zatwierdzony przez Radę Nadzorczą. Regulamin Zarządu jest
dostępny na stronie internetowej Emitenta pod adresem: www.pgnig.pl/lad-korporacyjny/zarzad/regulamin
Informacje o odbytych posiedzeniach Zarządu i podjętych uchwałach
W 2020 r. Zarząd Spółki odbył 52 posiedzenia Zarządu i podjął 728 uchwał.
6.2.2 Rada Nadzorcza oraz komitety
Skład Rady Nadzorczej PGNiG w okresie od 1 stycznia do 31 grudnia 2020 r.:
Bartłomiej Nowak - Przewodniczący Rady Nadzorczej;
Piotr Sprzączak - Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej;
Sławomir Borowiec - Sekretarz Rady Nadzorczej;
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 99 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Piotr Broda - Członek Rady Nadzorczej;
Roman Gabrowski - Członek Rady Nadzorczej;
Andrzej Gonet - Członek Rady Nadzorczej;
Mieczysław Kawecki - Członek Rady Nadzorczej;
Stanisław Sieradzki - Członek Rady Nadzorczej;
Grzegorz Tchorek - Członek Rady Nadzorczej.
Rada Nadzorcza oraz komitety
Bartłomiej Nowak - Przewodniczący Rady Nadzorczej
Pan Bartłomiej Nowak jest absolwentem kierunku Zarządzania Akademii Leona Koźmińskiego w Warszawie
oraz Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego. Od 2009 r. posiada stopień naukowy
Doctor of Laws - European University Institute, a od 2013 r. – stopień doktora habilitowanego nadany przez
Instytutu Nauk Prawnych Polskiej Akademii Nauk. Bartłomiej Nowak specjalizuje się m.in. w prawie
energetycznym, gospodarczym i konkurencji oraz prawie Unii Europejskiej. W latach 2007-2009 pracował na
rzecz Dyrekcji Generalnej Komisji Europejskiej ds. Transportu i Energii oraz jako doradca Prezesa URE. W
latach 2010-2014 pełnił funkcję doradcy w Kancelarii Domański Zakrzewski Palinka sp.k. oraz Członka Rady
Nadzorczej PTE WARTA SA. Od 2009 r. związany z Akademią Leona Koźmińskiego w Warszawie na
stanowiskach: Adiunkta, a później Profesora Nadzwyczajnego w Kolegium Prawa, oraz Prorektora ds. Studiów
Ekonomiczno-Społecznych. Członek Rady Naukowej Narodowego Centrum Badań Jądrowych.
Bartłomiej Nowak oświadczył, że spełnia kryterium niezależności zarówno w zakresie wynikającym z art. 129 Ustawy z dnia 11 maja
2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, jak i Zaleceń Komisji Europejskiej 2005/162/WE z
dnia 15 lutego 2005 r.
Piotr Sprzączak - Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej
Piotr Sprzączak jest absolwentem Uniwersytetu Marii Curie-Skłodowskiej w Lublinie oraz Krajowej Szkoły
Administracji Publicznej w Warszawie. Doświadczenie zawodowe zdobywa od 2011 r., pracując w
Departamencie Ropy i Gazu na rzecz Ministerstwa Gospodarki i następnie Ministerstwa Energii. Aktualnie
pełni funkcję Naczelnika Wydziału Infrastruktury w Ministerstwie Energii. W ramach obowiązków służbowych
zajmuje się m.in. negocjacjami aktów prawnych UE, m.in. rewizją dyrektywy gazowej, rozporządzeniem
dotyczącym środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego, czy kształtowania otoczenia
regulacyjnego w ramach tzw. pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”. Koordynuje działania
wynikające ze współpracy międzynarodowej, członkostwa Polski w Unii Europejskiej oraz międzynarodowych
organizacjach i porozumieniach energetycznych. W latach 2011-2014 zajmował się opracowaniem i
aktualizacją Oceny ryzyka związanego z bezpieczeństwem dostaw gazu ziemnego, Planu działań
zapobiegawczych oraz Planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
Sławomir Borowiec - Sekretarz Rady Nadzorczej
Sławomir Borowiec w 1992 r. ukończył Akademię Górniczo-Hutniczą w Krakowie, Wydział Wiertniczo-
Naftowy. W tym samym roku rozpoczął pracę w Zielonogórskim Zakładzie Górnictwa Nafty i Gazu. W 2001 r.
ukończył Państwową Szkołę Zawodową w Gorzowie Wielkopolskim, Instytut Zarządzania i Finansów w
zakresie Zarządzania i Marketingu, a w 2004 r. ukończył kierunek Rachunkowość o specjalności
Rachunkowość Jednostek Gospodarczych na Politechnice Koszalińskiej. Obecnie zatrudniony na stanowisku
Kierownika Ośrodka Kopalń. Posiada uprawnienia Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego. W 2002 r. zdał
egzamin na członków Rad Nadzorczych, a w 2010 r. otrzymał Stopień Górniczy: Dyrektor Górniczy II Stopnia.
Piotr Broda - Członek Rady Nadzorczej
Piotr Broda jest absolwentem Wydziału Handlu Zagranicznego Szkoły Głównej Handlowej oraz studiów
Executive MBA na Uniwersytecie w Minnesocie. Doświadczenie zdobywał w czołowych instytucjach
finansowych, rozpoczynając karierę zawodową w 1991 r. w Bank Austria Creditanstalt S.A. Warszawa. Pełnił
m.in. funkcje Zastępcy Dyrektora Wydziału Skarbu (w latach 1995-1998), a następnie Dyrektora Wydziału
Skarbu i Przewodniczącego Komitetu Zarządzania Aktywami i Pasywami (w latach 1998-2000). W listopadzie
2000 r. został Managerem Zespołu Inwestycji w Allianz S.A., a w 2002 r. objął stanowisko Zastępcy Dyrektora
Biura Inwestycji Finansowych PZU S.A. Pracę na rzecz Grupy PZU kontynuował jako Dyrektor Biura
Instrumentów Dłużnych i Pochodnych oraz Wiceprezes Zarządu PZU Asset Management S.A. w latach 2008-
2011, a także jako Wiceprezes Zarządu PZU TFI S.A. (w latach 2009-2013). Przez ponad 4 lata (2013-2017)
był Członkiem Zarządu TFI BGK S.A. Od lipca 2018 Dyrektor Finansowy ElectroMobility Poland S.A. Posiada
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 100 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
wieloletnie doświadczenie jako Członek Rad Nadzorczych - funkcję tę pełnił w latach 2002-2004 w PZU Asset Management S.A.
oraz PZU NFI Management S.A., a następnie w latach 2005-2006 w Lentex S.A. oraz w latach 2006-2007 w Jago S.A. Jest autorem
publikacji o tematyce finansowej w ramach współpracy eksperckiej z Instytutem Sobieskiego.
Piotr Broda oświadczył, że spełnia kryterium niezależności zarówno w zakresie wynikającym z art. 129 Ustawy z dnia 11 maja 2017
r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, jak i Zaleceń Komisji Europejskiej 2005/162/WE z dnia
15 lutego 2005 r.
Roman Gabrowski - Członek Rady Nadzorczej
Jest absolwentem Politechniki Wrocławskiej Wydziału Elektrycznego (specjalność: automatyka stosowana)
oraz Wałbrzyskiej Wyższej Szkoły Zarządzania i Przedsiębiorczości (specjalizacja: zarządzanie strategiczne).
Ukończył studia podyplomowe na Politechnice Warszawskiej z zakresu zarządzania podmiotami Skarbu
Państwa z branży energetycznej oraz na Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu na Wydziale Zarządzania i
Informatyki w zakresie „Zarządzania finansami firmy”. Doświadczenie zawodowe zdobywał m.in. na
stanowiskach menadżerskich w branży elektroenergetycznej, w tym w podmiotach Grupy Tauron. W latach
1993 - 1997 pełnił funkcję przewodniczącego rady nadzorczej ZE Wałbrzych SA. W latach 1998 – 2002 pełnił
funkcję prezesa zarządu ZE Wałbrzych SA, a w latach 2007 – 2008 EnergiaPro Gigawat (obecnie: Tauron
Obsługa Klienta). W latach 2016 – 2019 pełnił funkcję prezesa zarządu Tauron Ekoenergia. Zasiadał również
w Radach Nadzorczych, m.in. Jeleniogórskich Elektrowni Wodnych (obecnie: Tauron Ekoenergia) oraz
Tauron Ekoserwis.
Andrzej Gonet - Członek Rady Nadzorczej
Andrzej Gonet ukończył z wyróżnieniem studia na Wydziale Wiertniczo-Naftowym Akademii Górniczo-
Hutniczej w 1975 r., a następnie podjął pracę na tym wydziale, gdzie w 1980 r. obronił z wyróżnieniem pracę
doktorską. W 1989 r. uzyskał stopień doktora habilitowanego nauk technicznych. W 1998 r. otrzymał tytuł
profesora nauk technicznych i jest zatrudniony na stanowisku profesora zwyczajnego w AGH. Ukończył kilka
studiów podyplomowych na AGH, UJ i PAN oraz kurs dla kandydatów na członków rad nadzorczych w
spółkach z udziałem Skarbu Państwa. Był członkiem Rady Nadzorczej w ZUN Sp. z o. o. w Krośnie w okresie
2000-2002 r. i PNiG Sp. z o. o. w Krakowie (w latach 2011 – 2013). Jest autorem i współautorem ponad 300
prac publikowanych, 260 niepublikowanych prac naukowo-badawczych, 29 zatwierdzonych i zgłoszonych
patentów oraz 8 licencji. Posiada certyfikat biegłego Wojewody Małopolskiego z zakresu oceny oddziaływania
na środowisko, rzeczoznawcy SITPiG oraz krajowe i zagraniczne doświadczenie zawodowe. Wielokrotny
konsultant i recenzent prac naukowych i projektów naukowo-badawczych. Członek Sekcji Wiertnictwa i Górnictwa Otworowego
Komitetu Górnictwa PAN. Podczas wieloletniej pracy zawodowej pełnił różne funkcje, m.in. kierownika Zakładu Wiertnictwa, zastępcy
dyrektora Instytutu Wiertniczo-Naftowego, przez 2 kadencje - prodziekana i dziekana Wydziału Wiertnictwa, Nafty i Gazu AGH, którą
to funkcję pełnił 3 kadencję. Ponadto był współorganizatorem Państwowej Wyższej Szkoły Zawodowej w Krośnie, gdzie pełnił funkcję
prorektora i rektora.
Mieczysław Kawecki - Członek Rady Nadzorczej
Mieczysław Kawecki jest absolwentem Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, magistrem inżynierem o
specjalności eksploatacja otworowa. Ukończył studia podyplomowe w zakresie podziemnego magazynowania
gazu oraz kierunek ochrony środowiska w gospodarce na AGH w Krakowie. Posiada uprawnienia kierownika
ruchu zakładu górniczego oraz I stopień Dyrektora Górniczego. Pracę zawodową rozpoczął w 1976 r. w
Sanockim Zakładzie Górnictwa Nafty i Gazu na kopalni ropy naftowej Wańkowa. W 1984 r. został kierownikiem
nowo powstałej kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego Lublin, a w 1986 r. objął funkcję kierownika na kopalni
ropy naftowej Wielopole. W latach 1991-2017 pracował na stanowisku kierownika PMG Strachocina. Od 2017
r. na stanowisku kierownika Działu Podziemnego Magazynowania Gazu w Oddziale PGNiG w Sanoku. Prezes
Zarządu Stowarzyszenia Naukowo-Technicznego – SITPNiG Oddział w Sanoku. W latach 1990 – 1992 był
członkiem Rady Pracowniczej w Sanockim Zakładzie Górnictwa Nafty i Gazu oraz delegatem na Ogólne
Zebranie Delegatów PGNiG Warszawa. Od 1994 r. do momentu przekształcenia w spółkę był członkiem Rady Pracowniczej PGNiG
Warszawa w VI i VII kadencji. Do 1998 r. członek grupy konsultacyjnej przy PGNiG. W latach 2003-2005 Przewodniczący Związku
Zawodowego „KADRA” w Oddziale w Sanoku i członek Związkowej Komisji Koordynacyjnej. Członek a następnie sekretarz Rady
Nadzorczej PGNiG w latach 2005-2014.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 101 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Stanisław Sieradzki - Członek Rady Nadzorczej
Stanisław Sieradzki jest absolwentem geologii stratygraficzno-poszukiwawczej Uniwersytetu Wrocławskiego.
Ukończył studia podyplomowe na Akademii Górniczo-Hutniczej w zakresie inżynierii złożowej. Od 1986 r.
nieprzerwanie pracuje w PGNiG, najpierw na stanowisku samodzielnego geologa, później specjalisty geologa
w Dziale Geologii Ruchowej, następnie Kierownika Działu Rozpoznawania i Dokumentowania Złóż w Oddziale
PGNiG w Sanoku. Z chwilą powstania Oddziału Geologii i Eksploatacji powołany na funkcję Kierownika
Ośrodka Projektowego w Sanoku. Obecnie zajmuje stanowisko Zastępcy Kierownika Działu Projektowego w
Jaśle, biuro w Sanoku. W swojej dotychczasowej pracy zajmował się głównie pracami poszukiwawczymi za
ropą naftową i gazem ziemnym. Uzyskał między innymi: uprawnienia Ministra Środowiska do wykonywania,
dozorowania i kierowania pracami geologicznymi w kategorii I w zakresie poszukiwania i rozpoznawania złóż
ropy naftowej i gazu ziemnego, kwalifikacje osoby wyższego dozoru ruchu w specjalności geologicznej oraz
uprawnienia geologa górniczego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi, nadane przez Prezesa
Wyższego Urzędu Górniczego. Ponadto posiada uprawnienia audytora wewnętrznego systemu zarządzania.
Grzegorz Tchorek - Członek Rady Nadzorczej
Grzegorz Tchorek jest absolwentem Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego. W 2007 r. obronił
pracę doktorską i rozpoczął pracę jako adiunkt na Wydziale Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego oraz
w Narodowym Banku Polskim jako doradca (od 2009 r.). Jako ekspert zajmuje się obecnie oceną
konkurencyjności gospodarek i przedsiębiorstw, globalnymi łańcuchami dostaw oraz rozwojem
niskoemisyjności w Polsce. Realizuje projekty badawcze związane z elektromobilnością, gazomobilnością,
mobilnością współdzieloną i technologiami wodorowymi.
Grzegorz Tchorek oświadczył, że spełnia kryterium niezależności zarówno w zakresie wynikającym z art. 129
Ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, jak i
Zaleceń Komisji Europejskiej 2005/162/WE z dnia 15 lutego 2005 r.
Kompetencje Rady Nadzorczej PGNiG
Rada Nadzorcza sprawuje stały nadzór nad Emitentem we wszystkich dziedzinach jego działalności oraz opiniuje wszelkie sprawy
przedkładane przez Zarząd do rozpatrzenia Walnemu Zgromadzeniu (WZ). W szczególności do kompetencji Rady Nadzorczej
należy:
ocena sprawozdania Zarządu z działalności Emitenta oraz sprawozdania finansowego za ubiegły rok obrotowy w zakresie ich
zgodności z księgami, dokumentami, jak i ze stanem faktycznym;
ocena wniosków Zarządu co do podziału zysku lub pokrycia straty;
składanie WZ pisemnego sprawozdania z wyników czynności, o których mowa w pkt 1 i 2;
ocena skonsolidowanego sprawozdania finansowego zarówno co do zgodności z księgami i dokumentami, jak i ze stanem
faktycznym, ocena skonsolidowanego sprawozdania Zarządu z działalności grupy kapitałowej oraz składanie WZ sprawozdania
z wyników tych czynności;
wybór biegłego rewidenta do przeprowadzenia badania sprawozdania finansowego;
zatwierdzanie planów działalności gospodarczej, w tym planów inwestycyjnych;
zatwierdzanie Strategii Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG oraz strategicznych planów wieloletnich;
uchwalanie regulaminu szczegółowo określającego tryb działania Rady Nadzorczej;
przyjmowanie jednolitego tekstu Statutu, przygotowanego przez Zarząd Emitenta;
zatwierdzanie regulaminu Zarządu;
powoływanie i odwoływanie członków Zarządu;
ustalanie zasad i wysokości wynagrodzenia członków Zarządu, chyba że znajdujące zastosowanie przepisy prawa bezwzględnie
obowiązującego stanowią inaczej.
Zasady działania Rady Nadzorczej
Rada Nadzorcza działa zgodnie z zasadami określonymi w Kodeksie spółek handlowych, Statucie oraz w Regulaminie Rady
Nadzorczej. Regulamin Rady Nadzorczej został przyjęty uchwałą Rady Nadzorczej i jest dostępny na stronie internetowej Emitenta
pod adresem: http://pgnig.pl/lad-korporacyjny/rada-nadzorcza/regulamin.
Rada Nadzorcza Emitenta składa się z 5 do 9 członków powoływanych przez Walne Zgromadzenie, przy czym jeden z członków
Rady Nadzorczej powinien spełniać określone w Statucie kryteria niezależności. Przez okres, w którym Skarb Państwa pozostaje
akcjonariuszem Spółki, Skarb Państwa reprezentowany przez ministra właściwego do spraw aktywów państwowych jest uprawniony
do powoływania i odwoływania jednego członka Rady Nadzorczej. W Radzie Nadzorczej liczącej do sześciu członków dwóch
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 102 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
członków powoływanych jest spośród osób wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek
zależnych, a w Radzie Nadzorczej liczącej od siedmiu do dziewięciu członków - trzech.
Członków Rady Nadzorczej powołuje się na wspólną kadencję, która trwa 3 lata.
Posiedzenia Rady Nadzorczej zwoływane są przez Przewodniczącego lub Wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej w każdym
przypadku, gdy wymaga tego interes Emitenta, nie rzadziej jednak niż raz na 2 miesiące.
Rada Nadzorcza lub jej członkowie oddelegowani do samodzielnego pełnienia określonych czynności nadzorczych mają prawo
kontrolować pełny zakres działalności Emitenta, a w szczególności badać wszystkie dokumenty Emitenta, żądać od Zarządu i
pracowników Emitenta sprawozdań i wyjaśnień lub dokonywać rewizji stanu majątku Emitenta.
Rada Nadzorcza może powoływać komitety stałe lub doraźne, tworzone w miarę potrzeb, działające jako kolegialne organy doradcze
i opiniodawcze Rady.
Komitety Rady Nadzorczej
W 2020 r. w Spółce działały dwa komitety – Komitet Audytu i Komitet Strategii.
Skład Komitetu Audytu Rady Nadzorczej PGNiG w 2020 r.:
Grzegorz Tchorek - Przewodniczący Komitetu Audytu;
Piotr Broda - Zastępca Przewodniczącego Komitetu Audytu;
Bartłomiej Nowak - Członek Komitetu Audytu.
W 2020 r. nie zaszły zmiany w składzie Komitetu Audytu Rady Nadzorczej Spółki.
W skład Komitetu Audytu wchodzi co najmniej 3 członków Rady Nadzorczej, w tym przynajmniej jeden członek posiadający wiedzę
i umiejętności w zakresie rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych.
Wszyscy członkowie Komitetu Audytu złożyli oświadczenia o spełnianiu kryterium niezależności zarówno w zakresie wynikającym z
art. 129 Ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, jak i Zaleceń Komisji
Europejskiej 2005/162/WE z dnia 15 lutego 2005 r. Dwóch członków Komitetu Audytu posiada wiedzę i umiejętności w zakresie
rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych:
Pan Grzegorz Tchorek - Przewodniczący Komitetu Audytu jest magistrem zarządzania i marketingu, w zakresie zarządzania
gospodarczego, absolwentem Wydział Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego oraz doktorem nauk ekonomicznych w zakresie
nauk o zarządzaniu Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego.
Pan Piotr Broda - Zastępca Przewodniczącego Komitetu Audytu, jest Absolwentem Szkoły Głównej Handlowej w Warszawie,
magistrem nauk ekonomicznych w zakresie handlu zagranicznego o specjalizacji rynki finansowe.
Pan Bartłomiej Nowak – Członek Komitetu Audytu, posiada wiedzę i umiejętności z zakresu branży, w której działa Emitent, będąc
doktorem hab. nauk prawnych Polskiej Akademii Nauk (Instytut Nauk Prawnych), w dyscyplinie prawo gospodarcze oraz doktorem
nauk prawnych EUI FLORENCE i pełnił funkcje Doradcy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w latach 2007-2009 i pracował na
rzecz Dyrekcji Generalnej Komisji Europejskiej ds. Transportu i Energii w latach 2007-2008.
Zasady działania Komitetu Audytu i jego kompetencje
Komitet Audytu działa w ramach Rady Nadzorczej jako stały komitet, służący pomocą Radzie Nadzorczej w zakresie jego zadań.
Posiedzenia Komitetu Audytu odbywają się w miarę potrzeb, nie rzadziej niż raz na pół roku i zwoływane są przez Przewodniczącego
Komitetu. Co sześć miesięcy Komitet Audytu składa Radzie Nadzorczej sprawozdania ze swojej działalności, które są udostępniane
akcjonariuszom Emitenta na najbliższym Walnym Zgromadzeniu.
Do zadań Komitetu Audytu należą w szczególności zadania wymienione w art. 130 Ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych
rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, m.in.:
monitorowanie:
o procesu sprawozdawczości finansowej,
o skuteczności systemów kontroli wewnętrznej i systemów zarządzania ryzykiem oraz audytu wewnętrznego, w tym w
zakresie sprawozdawczości finansowej,
o wykonywania czynności rewizji finansowej, w szczególności przeprowadzania przez firmę audytorską badania, z
uwzględnieniem wszelkich wniosków i ustaleń Komisji Nadzoru Audytowego wynikających z kontroli przeprowadzonej
w firmie audytorskiej;
kontrolowanie i monitorowanie niezależności biegłego rewidenta i firmy audytorskiej, w kontekście przestrzegania limitów na
wynagrodzenie za świadczenie na rzecz badanej Spółki dozwolonych usług innych niż badanie sprawozdań finansowych;
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 103 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
informowanie Rady Nadzorczej lub innego organu nadzorczego lub kontrolnego Spółki o wynikach badania oraz wyjaśnianie, w
jaki sposób badanie to przyczyniło się do rzetelności sprawozdawczości finansowej w Spółce a także jaka była rola Komitetu
Audytu w procesie badania;
dokonywanie oceny niezależności biegłego rewidenta oraz wyrażanie zgody na świadczenie przez niego dozwolonych usług
niebędących badaniem w Spółce;
opracowywanie polityki wyboru firmy audytorskiej do przeprowadzania badania;
opracowywanie polityki świadczenia przez firmę audytorską przeprowadzającą badanie, przez podmioty powiązane z tą firmą
audytorską oraz przez członka sieci firmy audytorskiej dozwolonych usług niebędących badaniem;
określanie procedury wyboru firmy audytorskiej przez Spółkę;
przedstawianie Radzie Nadzorczej lub innemu organowi nadzorczemu lub kontrolnemu, lub organowi, o którym mowa w art. 66
ust. 4 ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, rekomendacji, o której mowa w art. 16 ust. 2 rozporządzenia nr
537/2014, zgodnie z politykami, o których mowa w pkt e i f;
przedkładanie zaleceń mających na celu zapewnienie rzetelności procesu sprawozdawczości finansowej w Spółce.
Informacje o odbytych posiedzeniach Komitetu Audytu i podjętych uchwałach
Komitet Audytu Rady Nadzorczej odbył w 2020 r. 10 posiedzeń i podjął 6 uchwał. Na 3 posiedzeniach Komitet Audytu odbył spotkanie
z biegłym rewidentem.
Zasady współpracy z firmą audytorską
W wyniku wyboru dokonanego przez Radę Nadzorczą PGNiG z dnia 20 grudnia 2018 r. podmiotem uprawnionym do badania i
przeglądu sprawozdań finansowych PGNiG oraz części spółek zależnych oraz skonsolidowanych sprawozdań GK PGNiG jest firma
PKF Consult Sp. z o.o. Sp.k. Umowa została zawarta w dniu 12 kwietnia 2019 r. i obejmuje lata 2019 – 2020.
W 2020 r. firma audytorska świadczyła następujące, dozwolone usługi nieaudytowe na rzecz PGNiG:
Przegląd kwartalnego jednostkowego oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego za okresy zakończone 31 marca 2020
r. oraz 30 września 2020 r.
Przegląd półrocznego jednostkowego oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego za okres zakończony 30 czerwca
2020 r.
Przeprowadzenie weryfikacji uzgodnionych procedur, na potrzeby banków finansujących PGNiG, dotyczących wskaźników
finansowych wynikających z zawartych przez PGNiG umów kredytowych oraz umów objęcia obligacji i warunków ich emisji - za
okresy dwunastomiesięczne zakończone 31 grudnia 2019 r. oraz 30 czerwca 2020.
W dniu 20 maja 2020 r., na skutek wyboru dokonanego przez Radę Nadzorczą PGNiG została zawarta umowa z PKF Consult Sp. z
o.o. Sp.k. dotycząca badania i przeglądu sprawozdań finansowych PGNiG oraz części spółek zależnych oraz skonsolidowanych
sprawozdań finansowych GK PGNiG. Umowa obejmuje lata 2021-2022, a jej przedmiotem w zakresie usług świadczonych dla PGNiG
jest:
badanie rocznych jednostkowych oraz skonsolidowanych sprawozdań finansowych,
przegląd kwartalnego jednostkowego oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego,
przegląd półrocznego jednostkowego oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego,
przeprowadzenie weryfikacji uzgodnionych procedur, na potrzeby banków finansujących PGNiG, dotyczących wskaźników
finansowych wynikających z zawartych przez PGNiG umów kredytowych oraz umów objęcia obligacji i warunków ich emisji.
Ponadto Komitet Audytu oświadczył, że rekomendacja jest sporządzona w następstwie procedury wyboru firmy audytorskiej,
przeprowadzonej przez PGNiG zgodnie z postanowieniami ustawy z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo Zamówień Publicznych (Dz.U.
tj. z 2019 r. poz. 1843), i procedura ta spełnia kryteria wskazane w art. 130 ust. 3 ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych
rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym (Dz. U. 2019 poz.1421)
Skład Komitetu Strategii
Komitet Strategii został powołany w dniu 23 stycznia 2020 r. w składzie:
Piotr Sprzączak - Przewodniczący Komitetu Strategii;
Sławomir Borowiec - Członek Komitetu Strategii;
Roman Gabrowski - Członek Komitetu Strategii;
Mieczysław Kawecki - Członek Komitetu Strategii;
Stanisław Sieradzki - Członek Komitetu Strategii;
Grzegorz Tchorek - Członek Komitetu Strategii.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 104 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
W 2020 r. nie zaszły zmiany w składzie Komitetu Strategii Rady Nadzorczej.
W skład Komitetu Strategii wchodzi co najmniej 3 członków Rady Nadzorczej. Przewodniczącego Komitetu Strategii oraz pozostałych
jego członków powołuje Rada Nadzorcza spośród jej członków przy zachowaniu zasady rotacji.
Zasady działania Komitetu Strategii i jego kompetencje
Komitet Strategii jest organem pomocniczym przy wykonywaniu przez Radę Nadzorczą jej zadań. Posiedzenia Komitetu odbywają
się w miarę potrzeb, nie rzadziej niż raz na pół roku. Komitet Strategii składa Radzie Nadzorczej roczne sprawozdanie ze swojej
działalności.
Do zadań Komitetu Strategii należy:
opiniowanie i przedstawianie rekomendacji Radzie Nadzorczej dotyczących wniosków lub informacji o charakterze strategicznym
kierowanych do Rady Nadzorczej i wymagających jej akceptacji lub opinii, w szczególności dotyczących:
o Strategii Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG oraz strategicznych planów wieloletnich;
o celów zarządczych (MBO) dla członków Zarządu Spółki;
o planów działalności gospodarczej, w tym planów inwestycyjnych;
o planowanych i podejmowanych inwestycji i dezinwestycji;
o innych kwestii strategicznych;
wykonywanie innych zadań zleconych przez Radę Nadzorczą.
Informacje o odbytych posiedzeniach Komitetu Strategii.
W 2020 r. Komitet Strategii Rady Nadzorczej odbył 5 posiedzeń.
6.3 Wynagrodzenia
6.3.1 Polityka wynagrodzeń w PGNiG
Podstawową regulację wewnętrzną w zakresie polityki wynagradzania stanowi Zakładowy Układ Zbiorowy Pracy (ZUZP) zawarty z
zakładowymi organizacjami związków zawodowych w dniu 15 lipca 2009 r. Dodatkowo system wynagrodzeń regulowany jest przez
wewnętrzne regulaminy jednostek organizacyjnych oraz umowy społeczne zawarte z organizacjami związkowymi.
Zgodnie z przyjętymi zasadami polityki płacowej stawki wynagrodzeń zasadniczych kształtowane są w oparciu o wartościowanie
stanowisk pracy. Wysokość stawek zależy od poziomu kwalifikacyjnego, do którego zostało przypisane dane stanowisko, zgodnie z
rodzajem wykonywanej pracy, wymaganymi kwalifikacjami oraz doświadczeniem zawodowym.
Regulacje płacowe zapewniają pracownikom dodatkowe składniki wynagrodzeń, w tym do najistotniejszych należy zaliczyć nagrody
i premie, nagrodę barbórkową, nagrody jubileuszowe oraz odprawy emerytalne, premię roczną.
6.3.2 System motywacyjny
W PGNiG funkcjonuje system premiowania, do którego podstawowych elementów należy zaliczyć:
MBO (Zarządzanie przez Cele) - obejmuje stanowiska kadry menedżerskiej, na których realizowane są kluczowe cele dla PGNiG.
Wysokość premii MBO zależna jest od jakości i stopnia realizacji przypisanych celów;
Uznaniowa nagroda okresowa - dotyczy pozostałych pracowników, przyznawana kwartalnie zgodnie z uznaniową oceną
wyników pracy przez przełożonego;
Uznaniowa nagroda zadaniowa - indywidualne, uznaniowe nagrody dla pracowników uzyskujących wyróżniające wyniki w pracy
zawodowej (fundusz w dyspozycji Zarządu PGNiG);
Uznaniowa nagroda projektowa - obejmuje pracowników zaangażowanych w realizację zadań projektowych, wysokość nagrody
zależna jest od stopnia i jakości wykonania konkretnych zadań.
6.3.3 Świadczenia na rzecz pracowników
PGNiG oferuje swoim pracownikom pracowniczy program emerytalny (PPE) w rozumieniu ustawy z dnia 20 kwietnia 2004 r. o
pracowniczych programach emerytalnych (Dz. U. Nr 116, poz. 1207). W programie uczestniczyć może każdy pracownik, który
pozostaje nieprzerwanie w zatrudnieniu co najmniej 3 miesiące.
6.3.4 Polityka wynagrodzeń członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG
Polityka Wynagrodzeń członków Zarządu i Rady Nadzorczej PGNiG została przyjęta przez ZWZ PGNiG w dniu 24 czerwca 2020 r.
Wynagrodzenie członków Zarządu Spółki składa się z części stałej, stanowiącej podstawowe wynagrodzenie miesięczne oraz części
zmiennej, stanowiącej wynagrodzenie uzupełniające za rok obrotowy Spółki. Miesięczna kwota wynagrodzenia jest ustalana przez
Radę Nadzorczą Spółki, z zastrzeżeniem, że Wynagrodzenie Stałe Prezesa Zarządu oraz pozostałych członków Zarządu jest
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 105 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
ustalane w przedziale kwotowym mieszczącym się od 7 do 15 –krotności podstawy wymiaru w rozumieniu art. 1 ust. 3 pkt 11 Ustawy
o zasadach kształtowania wynagrodzeń. Wynagrodzenie Zmienne jest uzależnione od poziomu realizacji wyznaczonych Celów
Zarządczych i nie może przekroczyć 100% rocznego Wynagrodzenia Stałego.
Wynagrodzenie członków Rady Nadzorczej ustala się jako wynagrodzenie miesięczne. Wynagrodzenie stanowi iloczyn podstawy
wymiaru w rozumieniu art. 1 ust. 3 pkt 11 Ustawy z dnia 9 czerwca 2016 r. o zasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami oraz mnożnika określanego w odrębnej uchwale Walnego Zgromadzenia. Wspomniany mnożnik wynosi 1,7 dla
przewodniczącego Rady Nadzorczej, 1,6 dla wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej i sekretarza Rady Nadzorczej oraz 1,5 dla
pozostałych członków Rady nadzorczej.
Tabela 56 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2020 r.
Okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2020 r.
Imię i nazwisko
Łączna kwota wynagrodzeń,
świadczeń dodatkowych oraz
nagród w 2020 r. wypłaconych
i należnych z tytułu pełnienia funkcji
w PGNiG z uwzględnieniem VAT
Łączna kwota wynagrodzeń
z tytułu pełnienia funkcji
w jednostkach
podporządkowanych w 2020 r. z
uwzględnieniem VAT
Razem
wynagrodzenie
w 2020 r.
(w tysiącach złotych)
Razem Zarząd w tym:
5 912
398
6 310
Paweł Majewski – Prezes Zarządu
1)
108
14
122
Robert Perkowski – Wiceprezes Zarządu
1 221
258
1 479
Arkadiusz Sekściński – Wiceprezes Zarządu
2)
875
-
875
Przemysław Wacławski – Wiceprezes Zarządu
2)
916
126
1 042
Jarosław Wróbel – Wiceprezes Zarządu
3)
932
-
932
Magdalena Zegarska – Wiceprezes Zarządu
1 860
-
1 860
Osoby nie pełniące swoich funkcji na 31 grudnia 2020 r.:
4 988
2 148
7 136
Radosław Bartosik
– Wiceprezes Zarządu
4)
471
409
880
Łukasz Kroplewski
– Wiceprezes Zarządu
5)
947
-
947
Jerzy Kwieciński
– Prezes Zarządu
3) 6)
853
278
1 131
Michał Pietrzyk
– Wiceprezes Zarządu
5)
765
535
1 300
Maciej Woźniak
– Wiceprezes Zarządu
5)
947
-
947
Piotr Woźniak
– Prezes Zarządu
5)
1 005
926
1 931
Razem Rada Nadzorcza w tym:
767
-
767
Sławomir Borowiec
88
-
88
Piotr Broda
84
-
84
Roman Gabrowski
82
-
82
Andrzej Gonet
82
-
82
Mieczysław Kawecki
84
-
84
Bartłomiej Nowak
93
-
93
Stanisław Sieradzki
82
-
82
Piotr Sprzączak
89
-
89
Grzegorz Tchorek
83
-
83
Razem wynagrodzenie członków organów
11 667
2 546
14 213
1) Pełni funkcję od dnia 12 listopada 2020 r.
2) Pełni funkcję od dnia 15 stycznia 2020 r.
3) Pełni funkcję od dnia 10 stycznia 2020 r.
4) Pełnił funkcję do dnia 16 stycznia 2019 r.
5) Pełnił funkcję do dnia 9 stycznia 2020 r.
6) Pełnił funkcję do dnia 22 października 2020 r.
Tabela 57 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2019 r.
Okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2019 r.
Imię i nazwisko
Łączna kwota wynagrodzeń,
świadczeń dodatkowych oraz nagród
w 2019 r. wypłaconych
i należnych z tytułu pełnienia funkcji w
PGNiG z uwzględnieniem VAT
Łączna kwota wynagrodzeń
z tytułu pełnienia funkcji
w jednostkach
podporządkowanych w 2019
r. z uwzględnieniem VAT
Razem
wynagrodzenie
w 2019 r.
(w tysiącach złotych)
Razem Zarząd w tym:
9 503
291
9 794
Piotr Woźniak – Prezes Zarządu
1 984
154
2 138
Łukasz Kroplewski – Wiceprezes Zarządu
1 846
-
1 846
Michał Pietrzyk – Wiceprezes Zarządu
1 843
137
1 980
Maciej Woźniak – Wiceprezes Zarządu
1 848
-
1 848
Robert Perkowski – Wiceprezes Zarządu
698
-
698
Magdalena Zegarska – Wiceprezes Zarządu
1 284
-
1 284
Osoby nie pełniące swoich funkcji na 31 grudnia 2019 r.:
965
14
979
Radosław Bartosik - Wiceprezes Zarządu
1)
965
14
979
Razem Rada Nadzorcza w tym:
695
-
695
Sławomir Borowiec
86
-
86
Piotr Broda
81
-
81
Gabrowski Roman
29
-
29
Andrzej Gonet
82
-
82
Mieczysław Kawecki
79
-
79
Bartłomiej Nowak
92
-
92
Stanisław Sieradzki
81
-
81
Piotr Sprzączak
86
-
86
Grzegorz Tchorek
79
-
79
Razem wynagrodzenie członków organów
11 163
305
11 468
1) Pełnił funkcję Członka Zarządu do dnia 16 stycznia 2019 r.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 106 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
6.4 Systemy kontroli wewnętrznej w organizacji i zarządzania ryzykiem w odniesieniu do
procesu sporządzania sprawozdań finansowych i skonsolidowanych sprawozdań
finansowych
System kontroli wewnętrznej Emitenta realizowany jest poprzez:
stosowanie jednolitych dla GK zasad rachunkowości w zakresie wyceny, ujęcia i ujawnień zgodnie z Międzynarodowymi
Standardami Sprawozdawczości Finansowej (MSSF) oraz stosowanie jednolitych wzorców jednostkowych i skonsolidowanych
sprawozdań finansowych;stosowanie wewnętrznych mechanizmów kontrolnych, w tym: rozdział obowiązków, kilkustopniowa
autoryzacja danych, weryfikacja poprawności otrzymanych danych, niezależne sprawdzenia itp.;
stosowanie wewnętrznych procedur operacyjnych, wprowadzonych do stosowania na mocy Zarządzeń Prezesa Zarządu;
zdefiniowanie kompetencji w zakresie wykonywania zadań z zakresu rachunkowości, sprawozdawczości finansowej oraz
rozliczeń podatkowych w Spółce w księdze zadań i regulaminach zatwierdzanych przez Zarząd i Radę Nadzorczą;
zdefiniowanie zasad przeprowadzania kontroli przestrzegania obiegu dokumentów finansowo-księgowych oraz weryfikacji w
zakresie merytorycznym, formalnym i rachunkowym;
prowadzenie ewidencji zdarzeń gospodarczych w zintegrowanym systemie finansowo-księgowym, którego konfiguracja
odpowiada obowiązującym w Spółce zasadom rachunkowości oraz zawiera instrukcje i mechanizmy kontrolne zapewniające
spójność i integralność danych, w tym: kontrole spójności danych, kontrole sprzętowe, kontrole operacyjne i kontrole uprawnień;
funkcjonowanie systemu informatycznego wspierającego proces konsolidacji, umożliwiającego usprawnienie procesu
konsolidacji finansowej i zarządczej oraz skrócenie czasu sporządzania skonsolidowanych sprawozdań;
stosowanie jednolitych zasad i procedur konsolidacji danych finansowych, poprzez ujednolicone raporty, automatyczne walidacje
spójności oraz kompletności raportowanych przez spółki danych oraz dwustopniowy proces zatwierdzania i akceptacji danych w
systemie do konsolidacji;
sformalizowany proces sporządzania sprawozdania finansowego (zadania z określonym terminem wykonania i
przyporządkowania odpowiedzialności za ich realizację);
wieloetapowy proces opiniowania oraz autoryzacji sprawozdań uwzględniający również udział Rady Nadzorczej;
działania podejmowane przez Departament Audytu i Kontroli oraz Departament Bezpieczeństwa Grupy Kapitałowej PGNiG
zmierzające do bieżącej estymacji ryzyka sprawozdawczego;
niezależną ocenę rzetelności i prawidłowości sprawozdania finansowego dokonywaną przez niezależnego audytora
zewnętrznego w formie przeglądów sprawozdań;
sukcesywny wzrost formalnych uregulowań i procedur w Grupie Kapitałowej, mający na celu standaryzację procesów
sprawozdawczych i ciągłe ich doskonalenie.
Istotną rolę w procesie kontrolnym w zakresie rachunkowości i sprawozdawczości finansowej pełni zintegrowany system finansowo-
księgowy. Nie tylko umożliwia on kontrolę prawidłowości zaewidencjonowanych operacji, ale także pozwala na identyfikację osób
wprowadzających i akceptujących poszczególne transakcje. Dostęp do danych finansowych jest ograniczony przez system
uprawnień. Uprawnienia dostępu do systemu są nadawane w zakresie zależnym od przypisanej roli i zakresu odpowiedzialności
danej osoby i podlegają ścisłej kontroli.
Wprowadzono dodatkowy szczebel kontrolny sprawozdania finansowego GK poprzez rozdział funkcji sporządzania sprawozdania
finansowego Emitenta oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego GK pomiędzy dwa Departamenty w Centrali Spółki, które
podobnie jak sprawozdania innych konsolidowanych spółek jest wprowadzane do zintegrowanego systemu informatycznego.
Kontrola prawidłowości danych w procesie konsolidacji prowadzona jest w sposób automatyczny, poprzez zaimplementowane
walidacje i uzupełniana o logiczne procedury weryfikacji prowadzone przez wyspecjalizowanych pracowników GK.
Zasady Rachunkowości dla Grupy Kapitałowej PGNiG zawierają postanowienia, których celem jest zapewnienie zgodności
rachunkowości Emitenta oraz sporządzanych sprawozdań finansowych z obowiązującymi regulacjami, w tym w szczególności MSSF.
W celu zapewnienia zgodności Zasad Rachunkowości z nowelizowanymi przepisami są one okresowo aktualizowane. Ostatnia
aktualizacja Zasad Rachunkowości miała miejsce w 2020 r.
Ograniczenie ryzyka sporządzania sprawozdania finansowego jest także realizowane poprzez poddawanie sprawozdań kwartalnej
weryfikacji przez niezależnego biegłego rewidenta. Stosowane przez Emitenta procedury wyboru biegłego rewidenta zapewniają
jego niezależność przy realizacji powierzonych zadań (wyboru dokonuje Rada Nadzorcza po rekomendacji Komitetu Audytu) i wysoki
standard usług.
Audytor przeprowadza badanie sprawozdania rocznego, natomiast sprawozdania za I kwartał, półrocze i III kwartał są poddawane
przeglądowi. Wyniki przeglądów i badań są przedstawiane przez audytora Zarządowi i Komitetowi Audytu Rady Nadzorczej. W
prowadzonej działalności Emitent zarządza ogólnym bezpieczeństwem finansowym wykorzystując wyspecjalizowane systemy do
zarządzania m.in. płynnością, ryzykiem finansowym oraz tworzeniem i kontrolą budżetów.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 107 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Proces raportowania finansowego jest odpowiednio ustrukturyzowany i zawiera mechanizmy kontrolne pozwalające minimalizować
ryzyko błędu. Podlega ponadto bieżącej weryfikacji zarządczej jak również okresowej weryfikacji prowadzonej przez audyt
wewnętrzny i zewnętrzny, w istotnym stopniu zabezpieczając Spółkę przed poważnymi nieprawidłowościami w sprawozdawczości.
6.5 Zarządzanie ryzykiem
Zgodnie z przeprowadzanym co roku przeglądem systemów kontroli wewnętrznej i zarządzania ryzykiem w GK PGNiG nie
funkcjonuje kompleksowy, korporacyjny system zarządzania ryzykiem. Na poziomie PGNiG sformalizowano i zdefiniowano procesy
zarządzania ryzykiem w najistotniejszych obszarach działalności. Obszary te identyfikują, adresują i oceniają ryzyka zgodnie z
przyjętymi metodykami i skalami oceny. Procesy obszarowego zarządzania ryzykiem oparte są na wypracowanych wewnętrznie
modelach i rejestrach ryzyk, zaś na potrzeby prowadzonych działań ryzyka identyfikuje się i przedkłada do oceny przez
przedstawicieli poszczególnych jednostek organizacyjnych (kadra kierownicza).
Spółka dostrzega jednakże konieczność budowy kompleksowego i zintegrowanego systemu zarządzania ryzykiem. W Spółce na
poziomie strategicznym prowadzony jest projekt mapowania procesów w przekroju całej GK PGNiG. Przewiduje się, iż w ramach
projektu zostanie zdefiniowany i ustrukturalizowany również proces integrujący zarządzanie ryzykiem na poziomie Grupy PGNiG.
Rysunek 8 Macierz ryzyk
Ryzyka operacyjne
Tabela 58 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk operacyjnych na GK PGNiG
Ryzyko
Opis ryzyka
Odkrycia i szacowanie zasobów
Działalność poszukiwawcza obarczona jest przede wszystkim ryzykiem braku odkrycia złoża, tzw. ryzykiem
poszukiwawczym - nie w każdym zidentyfikowanym potencjalnym obiekcie złożowym istnieje
nagromadzenie węglowodorów spełniające kryteria definicji złoża. Ponadto, ilość i jakość nagromadzonych
Legenda: Poziom istotności ryzyka: niski ; średni ; wysoki
Prawdopodobieństwo materializacji ryzyka: niskie ; średnie ; wysokie
Zmiana poziomu ryzyka względem poprzedniego roku: wzrost ; spadek ; bez zmian
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 108 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Polska:
Norwegia:
węglowodorów mogą być inne od szacowanych. W sytuacji, gdy wyniki zakończonej sukcesem działalności
poszukiwawczej w postaci udokumentowanych nowych zasobów nie zrównoważą wydobycia z obecnych
złóż, udokumentowane zasoby wydobywalne w złożach GK PGNiG będą zmniejszać się wraz z ich
postępującą eksploatacją.
Wielkości zasobów i prognozy wydobycia są obarczone błędami wynikającymi z niedoskonałości sprzętu
oraz technologii, które wpływają na jakość uzyskiwanych informacji geologiczno-złożowych. Niezależnie od
stosowanych metod, dane w zakresie ilości i jakości ekonomicznie opłacalnych do eksploatacji zasobów
gazu ziemnego i ropy naftowej mają zawsze charakter szacunkowy. Rzeczywista produkcja, przychody i
koszty w odniesieniu do złóż mogą różnić się w poważnym stopniu od dokonanych szacunków. Powyższe
ryzyko ma szczególne znaczenie z tego względu, że w cyklu produkcji ze złoża okres od rozpoczęcia
poszukiwania do udostępnienia złoża do eksploatacji trwa 6-8 lat, a wydobycie z tego złoża zamyka się w
okresie 10-40 lat. Określone w trakcie dokumentowania parametry złóż są weryfikowane podczas
eksploatacji. Każda ujemna korekta wielkości zasobów czy wielkości wydobycia może prowadzić do
zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne GK PGNiG.
Konkurencja
W segmencie Poszukiwanie i
Wydobycie
Polska:
Norwegia:
W segmencie Obrót i
Magazynowanie
W segmencie Poszukiwanie i Wydobycie: Zarówno w kraju, jak i za granicą istnieje ryzyko wystąpienia
konkurencji ze strony innych firm w zakresie nabywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż,
choć należy podkreślić, że w ciągu ostatniego roku ryzyko to znaczącą zmalało na rynku krajowym. Niektórzy
konkurenci PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową oraz większe niż
PGNiG zasoby finansowe. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te przystąpią do przetargów
i będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych, oferując lepsze warunki, niż
pozwalają na to zasoby finansowe i ludzkie PGNiG. Przewaga ta jest szczególnie istotna na arenie
międzynarodowej.
W segmencie Obrót i Magazynowanie: Podmioty konkurencyjne podobnie jak w latach poprzednich
intensyfikują działania w zakresie sprzedaży paliwa gazowego - konkurują ceną paliwa gazowego bądź łączą
w swej ofercie sprzedaż gazu ziemnego i energii elektrycznej. Na uwagę zasługuje też rosnąca aktywność
na rynku gazu ziemnego w Polsce największych spółek energetycznych w kraju.
W związku z utrzymującą się (na podstawie danych URE) tendencją liczby zmian sprzedawcy, należy
przyjąć, że liczba ta w kolejnych latach może się zwiększać.
Opóźnienia prac
Polska:
Norwegia:
Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy
uwzględnieniu przepisów prawa krajowego, trwa od jednego do półtora roku. W działalności zagranicznej
okres oczekiwania na ratyfikowanie kontraktu po wygraniu przetargu na koncesje może trwać nawet dwa
lata. Powyższe czynniki stwarzają ryzyko opóźnień prac poszukiwawczych. Przeszkody w aspekcie
formalno-prawnym, niezależne od PGNiG, są związane m.in. z:
brakiem lub zmianą uchwalonych miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego (MPZP)
przez jednostki samorządu terytorialnego;
problemami z wprowadzeniem inwestycji do MPZP;
uzyskiwaniem decyzji administracyjnych (w tym środowiskowych) lub innych formalno-prawnych
(pozwolenie na budowę);
zmianami aktualnej koncepcji projektu inwestycyjnego;
trudnościami z uzyskiwaniem zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.
Są to czynniki istotnie opóźniające działania inwestycyjne i wejście w teren z pracami budowlanymi. Ponadto,
obowiązek stosowania przez PGNiG ustawy Prawo zamówień publicznych często wpływa na wydłużenie
procedury przetargowej. Przedłużający się proces inwestycyjny zwiększa ryzyko związane z szacowaniem
nakładów na prace inwestycyjne.
Przepisy w zakresie
bezpieczeństwa, ochrony
środowiska i zdrowia
Polska:
Norwegia:
Dostosowanie do regulacji ochrony środowiska w Polsce i za granicą może znacząco zwiększyć koszty
działalności GK PGNiG. Aktualnie GK PGNiG ponosi znaczne nakłady kapitałowe i koszty w celu
dostosowania swojej działalności do coraz bardziej skomplikowanych wymagających regulacji odnoszących
się do ochrony zdrowia i bezpieczeństwa oraz ochrony środowiska naturalnego. Działalność wydobywcza
prowadzona na morzu obarczona jest istotnym ryzykiem zanieczyszczenia środowiska na skutek wycieku
ropy do morza. Ryzyko jest na bieżąco monitorowane i operatorzy złóż wprowadzają szereg barier i
rozwiązań technicznych, mających zminimalizować takie ryzyko.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 109 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Koszty prac poszukiwawczych
Polska:
Norwegia:
Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii oraz materiałów. Koszty
prac poszukiwawczych są szczególnie wrażliwe na poziom cen stali, które przekładają się na ceny rur
okładzinowych i wydobywczych, stosowanych w pracach wiertniczych. Wzrost cen energii i materiałów
powoduje wzrost kosztów prac poszukiwawczych. Istotny wpływ na rentowność zagranicznych projektów
poszukiwawczych mają ceny produktów ropopochodnych oraz wahania kursów walutowych. W celu
obniżenia kosztów prac wiertniczych, w 2011 r. PGNiG wprowadziła system daily rate przy wyborze i
rozliczaniu wykonawców tych prac.
Nieprzewidziane zdarzenia i
awarie
Polska:
Norwegia:
Eksploatowane przez GK PGNiG złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co
związane jest z występowaniem w nich bardzo wysokich ciśnień, dodatkowo wiele złóż w składzie
chemicznym zawiera siarkowodór. Powyższe czynniki stanowią podwyższone ryzyko wystąpienia erupcji lub
wycieku węglowodorów, co z kolei może powodować zagrożenie dla ludzi (pracowników i okolicznych
mieszkańców) i środowiska naturalnego, a także urządzeń produkcyjnych.
Zmiany prawne
Polska:
Norwegia:
W niektórych krajach następują częste i niespodziewane zmiany przepisów prawnych, które powodują
utrudnienia w działalności poszukiwawczo-wydobywczej. Może to być szczególnie niebezpieczne w krajach,
gdzie zmiany prawa podporządkowane są decyzjom autorytarnych rządów.
Sytuacja polityczno-gospodarcza
GK PGNiG:
W państwach, w których GK PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą, istnieje ryzyko
konfliktów z oraz ataków terrorystycznych, których efektem może być ograniczenie, zawieszenie lub
zaprzestanie tej działalności.
W rejonach działalności GK PGNiG istnieje także ryzyko destabilizacji społecznej i politycznej. Zmiany ekip
rządzących mogą doprowadzić do wstrzymywania wydawania zezwoleń przez administrację rządową
odnośnie działalności naftowej. Ponadto, w krajach tych istnieje ryzyko wybuchu konfliktów wewnętrznych i
niepokojów społecznych spowodowane złą sytuacją socjalną i demograficzną ludności zamieszkującej te
państwa. W przypadku wystąpienia tych czynników ryzyka działalność Spółki może być ograniczona,
zawieszona lub wstrzymana.
W niektórych krajach działalność firm poszukiwawczych utrudnia brak odpowiedniej infrastruktury, co
stwarza potencjalne problemy z dostarczaniem sprzętu, ludzi i materiałów w rejon działalności
poszukiwawczej. Mogą również wystąpić problemy z transportem zaopatrzenia oraz trudności z
zapewnieniem odpowiednich standardów opieki medycznej. Występowanie powyższych czynników ryzyka
może wpłynąć na ograniczenie lub zawieszenie działalności poszukiwawczej.
Opór społeczny
Protesty mieszkańców rejonów, w których prowadzone były prace wiertnicze dotyczą m.in. hałasu
emitowanego przez pracujące całą dobę urządzenia wiertnicze, wzmożony ruch pojazdów oraz niszczenie
dróg, a także obawy przed zanieczyszczeniem środowiska (woda, gleba). Konsekwencją protestów są
opóźnienia / wstrzymania prac wiertniczych, przedłużanie się procedur administracyjnych oraz osłabienie
wizerunku Spółki. W celu minimalizacji ryzyka analizuje się poszczególne lokalizacje odwiertów pod
względem potencjalnych konfliktów, prowadzi się kampanie informacyjne dostosowane do danych sytuacji.
Zjawiskiem coraz częstszym jest oczekiwanie na bezpośrednie korzyści przez społeczności lokalne.
Administracyjne ustalanie cen
gazu ziemnego i liberalizacja
rynku gazu w Polsce
Obrót gazem ziemnym prowadzony na giełdowym rynku gazu ziemnego zwolniony jest z obowiązku
taryfowania. W związku z postępującym procesem liberalizacji rynku gazu w Polsce nastąpiło stopniowe
uwolnienie cen gazu dla odbiorców. W pierwszej kolejności zwolnieni zostali odbiorcy hurtowi oraz odbiorcy
biznesowi. Aktualnie sprzedaż w Polsce do największych odbiorców odbywa się na zasadach rynkowych,
czy to poprzez TGE, czy też z uwzględnieniem rynkowych indeksów cenowych. Ze względu na fakt, że
struktura sprzedażowa nie ma idealnego pokrycia w strukturze zakupu (m.in. poprzez wydobycie własne)
oraz to, że ceny na poszczególnych rynkach mogą się różnić istnieje ryzyko nietrafionego oszacowania
wysokości kosztów i przychodów, co może niekorzystnie wpłynąć na wyniki finansowe.
Kluczowym czynnikiem wpływającym na działalność regulowaną PGNiG OD jest uzależnienie przychodów
spółki m.in. od taryf zatwierdzanych przez Prezesa URE. Poziom taryf decyduje o możliwości uzyskania
przychodów pokrywających ponoszone koszty uzasadnione wraz ze zwrotem z zaangażowanego kapitału.
W obecnych warunkach znacząca wielkość tych przychodów jest zależna od cen sprzedaży paliwa
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 110 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
gazowego i podlega regulacji. Nietrafiony szacunek zapotrzebowania na gaz (przenosząca się na wielkość
prognozowanych zakupów) oraz niemożliwe do dokładnego zaprognozowania zmiany cen gazu ziemnego
nabywanego na TGE mogą niekorzystnie wpłynąć na wyniki finansowe PGNiG OD.
Zakłócenia w dostawach gazu z
kierunku wschodniego
W 2020 r. nie wystąpiły znaczące zakłócenia w dostawach gazu ziemnego z kierunku wschodniego. PGNiG
było przygotowane na wypadek wystąpienia od 1 stycznia 2020 r. ograniczeń lub wstrzymania dostaw gazu
ziemnego z kierunku ukraińskiego z uwagi na wygasającą z końcem 2019 r. umową tranzytową pomiędzy
PAO Gazprom i NAK Naftogaz Ukrainy. W związku z podpisaniem umowy tranzytowej pomiędzy Rosją i
Ukrainą, nie wystąpiło ryzyko zakłóceń w dostawach, została zachowana ciągłość dostaw gazu.
Kontrakty na dostawę gazu na
zasadach take or pay
PGNiG jest stroną kontraktów długoterminowych na dostawę paliwa gazowego do Polski posiadających tzw.
klauzulę take or pay. Spółka dba o należyte wypełnienie zobowiązań z nich wynikających. Przy założeniu
utrzymania portfela klientów PGNiG na dotychczasowym poziomie realizacja tychże kontraktów w ilościach
określonych w odpowiednich klauzulach take or pay oznaczać będzie optymalizację zakupów wolumenów
gazu wynikających z zawartych kontraktów długoterminowych i wolumenów z dostaw gazu spotowego, w
tym dostaw LNG. W przypadku utraty rynku przez PGNiG istnieje ryzyko konieczności szukania nowych
możliwości zagospodarowania nadwyżek gazu w portfelu.
Ograniczenia rozwoju rynku w
aspekcie zasilania sieci
dystrybucyjnej
Ograniczenia na punktach wejścia do systemu dystrybucyjnego wynikają z ograniczenia sieci zasilającej i
niewystarczającej przepustowości stacji gazowych. W konsekwencji mogą mieć miejsca ograniczenia w
przyłączeniu nowych odbiorców oraz realizacji nowych gazyfikacji. Dodatkowo może nastąpić utrata
odbiorców końcowych na rzecz konkurencji bezpośredniej lub substytucyjnej.
Brak długoterminowej polityki
regulacyjnej
Ryzyko związane jest z brakiem długoterminowych zasad kształtowania poziomu taryfy dystrybucyjnej.
Materializacja ryzyka skutkować może ustaleniem stawek taryfowych na poziomie niezapewniającym
oczekiwanego zwrotu z kapitału zainwestowanego w dystrybucję paliw gazowych oraz pojawieniem się
trudności z zatwierdzeniem każdej kolejnej taryfy. Działaniem zabezpieczającym przed materializacją ryzyka
jest dążenie do wdrożenia zmian prawnych zobowiązujących Prezesa URE do ustalenia wieloletniego
modelu regulacji taryfy, wypracowanie modelu regulacyjno-ekonometrycznego oraz porozumienie w tym
obszarze z URE.
Roszczenia właścicieli
nieruchomości
Ryzyko związane jest z brakiem uregulowania trwałego tytułu prawnego do nieruchomości na etapie
realizacji inwestycji oraz wzrostem świadomości prawnej właścicieli nieruchomości. Do konsekwencji
materializacji ryzyka zaliczyć można wygórowane (nierynkowe) roszczenia właścicieli nieruchomości,
eskalację postępowań sądowych, koszty sądowe, roszczenia o usunięcie lub przebudowę infrastruktury,
roszczenia związane bezumownym korzystaniem z nieruchomości oraz konieczność zawiązywania rezerwy
na bezumowne korzystanie z nieruchomości.
Substytucja
Ryzyko substytucji związane jest z pojawieniem się niższych kosztów użytkowania paliw alternatywnych
oraz brakiem dostępności i przepustowości sieci gazowej. Ryzyko może wynikać z braku możliwości
korzystania z szerokiego katalogu narzędzi marketingowych ze względu na charakter prowadzonej
działalności - rozdzielenie działalności dystrybucyjnej od handlowej, a także wynikać może z kierunków
rozwoju polityki energetycznej państwa czy notowania paliw na giełdach. Materializacja ryzyka substytucji
może skutkować ograniczeniami w realizacji programów gazyfikacji nowych obszarów czy ograniczeniami
wzrostu przychodów i wolumenu. Skutkować może również spadkiem efektywności wybudowanych sieci.
Ograniczenie kwoty alokacji
środków UE na finansowanie
projektów z obszaru dystrybucji
Ryzyko to wynikać może z priorytetyzacji kierunków alokacji środków przyjętej przez instytucje rozdziału
środków UE. Tym samym może to skutkować brakiem możliwości finansowania zgłoszonych projektów lub
niską efektywnością inwestycji, które nie otrzymają dofinansowania.
Ograniczone możliwości rynku
wykonawców inwestycji
Ryzyko to wynikać może z niedostatecznej liczby wykwalifikowanych wykonawców, pogorszenia
konkurencyjności na rynku wykonawców, wzrostu kosztów pracy, cen materiałów i usług. Konsekwencją
materializacji ryzyka może być wolniejsza niż zakładana realizacja zaplanowanego procesu inwestycyjnego.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 111 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Cena energii elektrycznej
Zmienność ceny energii elektrycznej jest jednym z podstawowych czynników ryzyka oddziałujących na wynik
finansowy segmentu Wytwarzanie. Sprzedaż energii elektrycznej podlega zasadom ograniczającym
ekspozycję na jej zmienność. Negatywny wpływ niższych cen na wyniki ogranicza sprzedaż w powiązaniu z
zakupem uprawnień do emisji CO
2
.
Cena uprawnień do emisji CO
2
Grupa dokonuje zakupów uprawnień do emisji CO
2
w ilościach stanowiących różnicę pomiędzy emisją a
przydziałem bezpłatnych uprawnień do emisji. Zakupy uprawnień do emisji CO
2
objęte są określonymi
zasadami, w szczególności w zakresie horyzontu dokonywanych zakupów oraz ukierunkowania na
wysokość osiąganych wyników.
Ceny paliw
W segmencie Wytwarzanie do produkcji ciepła i energii elektrycznej wykorzystywane są głównie węgiel i w
dalszej kolejności biomasa. Powiązywanie czasowe sprzedaży energii elektrycznej i certyfikatów
pochodzenia energii z zakupem paliw umożliwia w pewnym stopniu ograniczanie negatywnego wpływu
wzrostu cen paliw na wyniki.
Realizacja zakupu i dostawy
węgla
Zakupy węgla dokonywane są w głównie poprzez kontraktowanie z odpowiednim wyprzedzeniem,
zapewniającym utrzymywanie strategicznych zapasów węgla na poziomie przekraczającym zapas
wymagany Rozporządzeniem Ministra Gospodarki. Zakupy usługi przewozu węgla są dokonywane zgodnie
z ustawą Prawo Zamówień Publicznych.
Dostosowanie do wymagań BAT
Kolejnym etapem po dostosowaniu instalacji do wymagań wynikających bezpośrednio ze wskazanych w
Dyrektywie w sprawie emisji przemysłowych (IED) standardów emisyjnych, jest dostosowanie do tzw.
granicznych wielkości emisyjnych wprowadzonych decyzją ustanawiającą Konkluzje BAT dla dużych
obiektów energetycznego spalania. Termin dostosowania upływa z dniem 17 sierpnia 2021 r. lub w
przypadku jednostek objętych derogacjami określonymi w IED – po zakończeniu ich trwania. W celu
wypełnienia powyższego obowiązku sformułowano założenia planu inwestycyjnego PGNiG TERMIKA,
gwarantujące spełnienie parametrów emisyjnych i technologicznych dokumentu Konkluzji BAT. Proces
uzyskiwania zmian pozwoleń zintegrowanych w zakresie dostosowania instalacji do BAT jest na końcowym
etapie. Prowadzone jest bieżące monitorowanie procesu wdrożenia postanowień Konkluzji BAT oraz
wyjaśnianie wątpliwości interpretacyjnych.
Ryzyko wolumenu
Wielkość sprzedaży ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu zależy w okresie grzewczym od warunków
pogodowych. Występujące wyższe od średnich temperatury powietrza skutkują niższą sprzedażą i w efekcie
obniżeniem wyniku segmentu Wytwarzanie. W związku z występowaniem ryzyka wolumenu plany
produkcyjne dostosowywane są do trendów klimatycznych.
Ryzyka regulacyjne
Tabela 59 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk regulacyjnych na GK PGNiG
Ryzyko
Opis ryzyka
Obowiązek dywersyfikacji dostaw
gazu z zagranicy
Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 kwietnia 2017 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji
dostaw gazu z zagranicy określa poziomy maksymalnego udziału gazu importowanego z jednego kraju
pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku. W latach 2017-2022
poziom ten nie może być wyższy niż 70%. W związku z przyjętymi w rozporządzeniu dywersyfikacyjnym
rozwiązaniami ryzyko regulacyjne związane z jego naruszeniem jest niskie, tak samo jak
prawdopodobieństwo jego materializacji.
Europejski Zielony Ład
Wraz z publikacją komunikatu Komisji Europejskiej (KE) ws. Europejskiego Zielonego Ładu (EZŁ),
zaprezentowana została bardzo ambitna klimatycznie agenda nowej Komisji Europejskiej. W 2020 r. trwały
w KE prace nad konkretnymi projektami aktów prawnych wdrażających politkę EZŁ. W komunikacie wprost
wskazano, że KE będzie dążyła do ograniczenia dostępnych środków finansowych dla instalacji związanych
z paliwami kopalnymi oraz do (wynikającego z celu osiągnięcia neutralności klimatycznej) ograniczenia w
dłuższej perspektywie wykorzystania paliw kopalnych.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 112 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Nowy europejski pakiet
legislacyjny dla rynku gazu
ziemnego
Komisja Europejska obecnie przeprowadza analizy mające na celu identyfikację luk regulacyjnych dla
sektora gazu ziemnego. Na potencjalny nowy pakiet gazowy mają się składać zarówno przepisy dot.
funkcjonowania rynku gazu ziemnego w Unii Europejskiej jak również przepisy mające przyśpieszyć proces
dekarbonizacji sektora gazu ziemnego w UE. W tym względzie spodziewane jest zaproponowanie regulacji,
które prawdopodobnie będą w znacznie korzystniejszy sposób traktowały tzw. gazy
zdekarbonizowane/odnawialne.
Ryzyko braku zgodności
Tabela 60 Opis zakresu zmian i wpływu ryzyka braku zgodności na GK PGNiG
Ryzyko braku zgodności
W PGNiG istnieje wyodrębniona funkcjonalnie oraz organizacyjnie funkcja compliance. Model systemu
zarządzania ryzykiem braku zgodności zakłada istnienie wyspecjalizowanych liderów merytorycznych w
poszczególnych obszarach ryzyk braku zgodności (tzw. zarządzających obszarami ryzyka braku zgodności),
na których spoczywa podstawowy ciężar wsparcia w przestrzeganiu standardów zgodności. W 2020 r.
przyjęto „Procedurę zarządzania ryzykiem braku zgodności w PGNiG” (Program zgodności”), która
formalizuje obowiązujący w Spółce model zarządzania zgodnością.
Ryzyka braku zgodności (ryzyka naruszeń standardów zgodności) mogą powstać w licznych obszarach ryzyk
braku zgodności i przejawiać się:
bezpośrednio w wymiarze finansowym, jako kary, odszkodowania, zadośćuczynienia i inne należności,
do których zapłaty Spółka może być zobowiązana,
w odniesieniu do wizerunku Spółki, którego utrata może również mieć swoje reperkusje finansowe,
w działalności operacyjnej Spółki oraz
z punktu widzenia wartości dla interesariuszy, w tym akcjonariuszy.
W ramach przeciwdziałania korupcji, w Spółce obowiązuje „Polityka antykorupcyjna i prezentowa GK
PGNiG”. Ponadto, w GK przyjęto „System zarządzania etyką i Compliance w GK PGNiG”, którego skutkiem
było zintegrowanie obszarów etyki i compliance w ramach Działu Compliance. Przyjęto również „Politykę
transparentności Menadżerów”, której podstawowym zadaniem jest eliminowanie ryzyka konfliktu interesów
oraz występowania nieprzejrzystości w procesach decyzyjnych w ramach GK PGNiG. W GK PGNiG
obowiązuje także „Kodeks Etyki GK PGNiG”, bazujący na czterech wartościach: jakości, wiarygodności,
odpowiedzialności i partnerstwie. W PGNiG wdrożono także „Procedurę zgłaszania i rozpatrywania zgłoszeń
nieprawidłowości w PGNiG”, określającą zasady zgłaszania przez pracowników naruszeń prawa oraz
procedur i standardów etycznych a także tryb ich rozpatrywania.
W 2020 r. uruchomiono także zewnętrzny kanał zgłaszania nieprawidłowości poprzez formularz na stronie
internetowej Spółki.
Ryzyka finansowe
PGNiG i GK PGNiG prowadząc swoją działalność gospodarczą narażone są na ryzyko finansowe, a w szczególności na następujące
rodzaje tego ryzyka:
ryzyko kredytowe Więcej informacji – Skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGNiG nota 7.3.1,
ryzyko rynkowe Więcej informacji – Skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGNiG nota 7.3.2,
ryzyko płynności Więcej informacji – Skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGNiG nota 7.3.3.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 113 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
7. Sprawozdanie GK PGNiG na temat informacji niefinansowych
Zgodnie z par. 49b pkt. 9 Ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości Spółka informuje, że publikuje Sprawozdanie Grupy
Kapitałowej PGNiG na temat informacji niefinansowych (dalej: Sprawozdanie niefinansowe) w osobnym dokumencie stanowiącym
integralną część Skonsolidowanego Raportu Rocznego za 2020 r., które będzie dostępne na stronie internetowej pod adresem
http://www.pgnig.pl.
Sprawozdanie niefinansowe jest sporządzane zgodnie z wymogami art. 49b i 55 ustawy o rachunkowości – z 29 września 1994 r. o
rachunkowości (Dz. U. 2019 poz. 351), która zobowiązuje jednostki zainteresowania publicznego do ujawniania danych
pozafinansowych. Zawiera informacje niefinansowe dotyczące PGNiG i Grupy Kapitałowej PGNiG za okres od 1 stycznia 2020 r. do
31 grudnia 2020 r. Dokument obejmuje wszystkie jednostki zależne ujęte w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy
Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
Wśród prezentowanych w Sprawozdaniu niefinansowym informacji znajdują się m.in. opisy: modelu biznesowego GK PGNiG,
strategii biznesowej i CSR, zarządzania kulturą organizacyjną, jak również dane dotyczące oddziaływania GK PGNiG w podziale na
aspekty związane z obszarami: strategicznym, ekonomicznym, środowiskowym, społecznym i etycznym. W Sprawozdaniu
niefinansowym wskazane są m.in.: znaczenie działalności GK PGNiG w gospodarce i zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego
kraju, projekty z obszaru B+R+I, prowadzone działania skierowane do lokalnych społeczności, inicjatywy sponsoringowe,
charytatywne i kulturalne czy aktywności w zakresie budowania etyki pracy w GK PGNiG.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 114 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
8. Informacje pozostałe dotyczące Grupy Kapitałowej PGNiG
8.1 Informacje o zawartych umowach przez spółki GK PGNiG
8.1.1 Istotne umowy dla działalności GK PGNiG
Do istotnych umów dla działalności GK PGNiG zawartych w 2020 r. należą:
umowa regazyfikacji w ramach „Procedury Udostępnienia Terminalu LNG w Świnoujściu 2020” (więcej informacji w rozdziale
4.2.2.1)
aneks do kontraktu jamalskiego pomiędzy PGNiG a PAO Gazprom/OOO Gazprom Export (więcej informacji w rozdziale 4.2.2.1),
umowa z Ørsted Salg & Service A/S na zakup gazu ziemnego przez PST (więcej informacji w rozdziale 4.2.2.2)
umowa inwestycyjna dotycząca kierunkowych zasad współpracy przy budowie bloku energetycznego w technologii zasilania
paliwem gazowym w Elektrowni Ostrołęka „C” (więcej informacji w rozdziale 4.4.2)
aneks do Kontraktu Indywidualnego na dostawy paliwa gazowego do Grupy Kapitałowej PKN ORLEN (więcej informacji w
rozdziale 4.2.2.1)
8.1.2 Istotne transakcje zawarte z podmiotami powiązanymi
W 2020 r. PGNiG oraz spółki od niej zależne nie zawierały żadnych istotnych transakcji z podmiotami powiązanymi na innych
warunkach niż rynkowe. Szczegółowe informacje na temat transakcji z podmiotami powiązanymi zostały przedstawione w nocie 8.4
Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG za 2020 r.
8.2 Postępowania sądowe
Tabela 61 Postępowania sądowe
Strony postępowania
Przedmiot sporu
Opis sprawy
Postępowania w
związku z obowiązkiem
publicznej sprzedaży
gazu ziemnego
Strony: PGNiG, Prezes
URE
brak realizacji obliga giełdowego w
2013 i 2014 r.
W dniu 25 maja 2016 r. Prezes URE podjął z urzędu postępowanie w sprawie
wymierzenia PGNiG kary pieniężnej w związku z niewykonaniem obliga
giełdowego w 2013 r. W dniu 17 czerwca 2016 r. Spółka złożyła (na podstawie
art. 56 ust. 6a ustawy Prawo energetyczne) wniosek o odstąpienie od
wymierzenia kary. Do dnia Sprawozdania Prezes URE nie zakończył
postępowania.
W dniu 10 października 2018 r. Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów
uwzględnił odwołanie PGNiG i zmniejszył administracyjną karę pieniężną za
brak realizacji obliga giełdowego w 2014 r. z 15 mln zł na 5 mln zł, a także
zniósł koszty pierwszej instancji pomiędzy stronami. W dniu 12 listopada 2020
r. Sąd Apelacyjny w Warszawie oddalił apelację Spółki. Wyrok jest
prawomocny. Spółka oczekuje na doręczenie wyroku wraz z uzasadnieniem i
rozważa wykorzystane dalszych kroków prawnych.
Postępowanie
antymonopolowe
rozpoczęte w dniu
28 grudnia 2010 r.
Strony: PGNiG, Prezes
UOKiK
nadużywanie pozycji dominującej na
krajowym rynku hurtowej sprzedaży
gazu ziemnego, polegające na
ograniczaniu zbytu ze szkodą dla
kontrahentów lub konsumentów oraz
przeciwdziałaniu ukształtowania się
warunków niezbędnych do powstania
bądź rozwoju konkurencji poprzez
odmowę sprzedaży paliwa gazowego
na zasadach umowy kompleksowej
na rzecz przedsiębiorcy
zamierzającego dokonywać dalszej
odsprzedaży gazu ziemnego
Wyrokiem z dnia 8 czerwca 2017 r. Sąd Apelacyjny w Warszawie uchylił wyrok
Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów z dnia 12 maja 2014 r. oraz
przekazał sprawę do ponownego rozpoznania temu sądowi. W dniu 10
października 2019 r. SOKiK rozpoznając sprawę ponownie podtrzymał
decyzję Prezesa UOKiK i ponownie nałożył na Spółkę karę zmieniając jej
wysokość do 5 mln 508 tys. zł. Spółka złożyła w tej sprawie apelację do Sądu
Apelacyjnego w dniu 28 listopada 2019 r.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 115 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Postępowanie
antymonopolowe
rozpoczęte w dniu
3 kwietnia 2013 r.
Strony:
PGNiG, Prezes UOKiK
nadużywanie przez PGNiG pozycji
dominującej na krajowym rynku
hurtowej i detalicznej sprzedaży
paliwa gazowego, polegające na
przeciwdziałaniu ukształtowaniu się
warunków niezbędnych do powstania
bądź rozwoju konkurencji przez:
ograniczanie odbiorcom biznesowym
możliwości zmniejszania
zamawianych ilości paliwa gazowego
i mocy umownej, ograniczanie
odbiorcom biznesowym możliwości
odsprzedaży paliwa gazowego,
wymaganie określenia w umowie
przez odbiorców biznesowych
maksymalnej ilości kupowanego
paliwa gazowego przeznaczonego
przez nich do dalszej odsprzedaży,
nieprzyznanie odbiorcom hurtowym
prawa do częściowej zmiany
sprzedawcy.
W dniu 20 września 2018 r. Spółka złożyła skargę kasacyjną. Pismem z dnia
10 października 2018 r. Prezes UOKiK ustosunkował się do skargi kasacyjnej.
W dniu 22 stycznia 2020 r. Sąd Najwyższy oddalił skargę kasacyjną Spółki
odnoszącą się do nałożonej kary w wysokości 10,4 mln zł i zasądzonych
kosztów postępowania na rzecz Prezesa UOKiK w wysokości 360 zł.
Postępowanie w
sprawie derogacji NS2
AG
Strony:
PGNiG, PST, NS2 AG,
BNetzA, Wyższy Sąd
Krajowy w Düsseldorfie
Wniosek
W dniu 10 stycznia 2020 r. spółka Nord Stream 2 AG złożyła wniosek do
niemieckiego regulatora BNetzA o derogację (odstępstwo) z przepisów
Dyrektywy gazowej (2009/73/WE), znowelizowanej w 2019 r. Niemiecka
spółka powołała się na art. 49a Dyrektwy pomimo niespełnienia jednej z
przesłanek przewidzianych prawem dotyczących konieczności ukończenia
gazociągu w dniu 23 maja 2019 r. (dzień wejścia w życie nowelizacji). PGNiG
SA oraz PST w dniu 19 lutego 2020 r. złożyły wniosek o przyłączenie do tego
postępowania prowadzonego przez BNetzA. W dniu 18 marca 2020 r.
niemiecki regulator podjął decyzję o przyłączeniu w/w Spółek. W dniu 15 maja
2020 r. niemiecki regulator poinformował o odrzuceniu wniosku spółki Nord
Stream 2 AG. Zgodnie ze stanowiskiem prezentowanym przez PGNiG S.A. i
PST BNetzA uznała, że gazociąg nie był ukończony w dniu 23 maja 2019 r. W
dniu 15 czerwca 2020 r. Nord Stream 2 AG odwołała się od decyzji BNetzA do
Wyższego Sądu Krajowego w Düsseldorfie oraz w dniu 14 września 2020 r.
złożyła uzasadnienie odwołania. W dniu 30 lipca 2020 r. PGNiG S.A. i PST
złożyły pismo o przystąpieniu w charakterze czynnych uczestników, a w dniu
14 stycznia 2021 r. złożyły pismo procesowe ze stanowiskiem w sprawie.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 116 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Postępowanie w
sprawie gazociągu
OPAL
Strony:
PGNiG, Sąd UE
PST, Sąd UE
niedopuszczalności skargi; wydanie
zarządzenia tymczasowego
(zastosowanie środka tymczasowego
Skarga oraz wniosek o zastosowanie środka tymczasowego do Sądu Unii
Europejskiej skierowane zostały przeciwko decyzji Komisji Europejskiej z dnia
28 października 2016 r., w drodze której Komisja zezwoliła na dokonanie
zmian w zasadach zwolnienia gazociągu OPAL spod regulacji wspólnego
rynku gazu (zwł. zasady dostępu stron trzecich - TPA), zgodnie z treścią
krajowego aktu stosowania prawa przedstawionego przez niemieckiego
regulatora – Federalną Agencję Sieciową (Bundesnetzagentur), z
zastrzeżeniem modyfikacji wskazanych w decyzji Komisji.
W dniu 4 grudnia 2019 r. Trybunał Sprawiedliwości UE odrzucił odwołania
wniesione przez PST i PGNiG podtrzymując rozstrzygnięcie Sądu UE i
referując wyłącznie do kwestii formalnych, a nie analizy merytorycznej sprawy.
W dniu 4 grudnia 2019 r. Trybunał Sprawiedliwości UE oddalił również
odwołanie Rzeczpospolitej w sprawie dotyczącej PST wskazując, że niniejsze
rozstrzygnięcie Sądu UE nie ma wpływu na odrębnie prowadzoną sprawę ze
skargi Rzeczpospolitej o sygnaturze T-883/16.
Skarga oraz wniosek o wydanie zarządzenia tymczasowego (zastosowanie
środka tymczasowego) do Wyższego Sądu Krajowego w Duesseldorfie
(Oberlandesgericht Duesseldorf) skierowane są w pierwszym rzędzie
przeciwko ugodzie administracyjnej zawartej pomiędzy niemieckim
regulatorem, OPAL Gastransport GmbH & Co. KG, OAO Gazprom, OOO
Gazprom Export, określającej zmienione warunki zwolnienia gazociągu OPAL
spod regulacji wspólnego rynku gazu (zwł. zasady TPA).
W dniu 9 stycznia 2019 r. Federalna Agencja Sieciowa (Bundesnetzagentur)
wznowiła postępowanie dotyczące poprzedniej decyzji o warunkach
wyłączenia regulacyjnego gazociągu Opal z 2009 r., jednocześnie
zawieszając to postępowanie. PGNiG oraz PST w dniu 28 stycznia 2019 r.
wystąpiły z wnioskiem o dołączenie do niniejszego postępowania. W
odpowiedzi z dnia 25 lutego 2019 r., niemiecki organ regulacyjny
poinformował, że wniosek zostanie rozpatrzony po rozstrzygnięciu trwających
postępowań sądowych. W dniu 13 września 2019 r. Federalna Agencja
Sieciowa (Bundesnetzagentur) zobowiązała operatora systemu przesyłowego
Opal Gastransport GmbH do zredukowania przepływów gazociągiem Opal,
reagując w ten sposób na wyrok Sądu UE z dnia 10 września 2019 r. w sprawie
ze skargi Rzeczpospolitej Polskiej o sygnaturze T-883/16 stwierdzający
nieważność decyzji Komisji Europejskiej z dnia 28 października 2016 r.
dotyczącej zasad korzystania z gazociągu Opal. Odwołanie od wyroku złożył
rząd RFN, sprawa prowadzona jest obecnie przed Trybunałem
Sprawiedliwości.
8.3 Szczegółowy opis organizacji GK PGNiG oraz zmian w strukturze
Według stanu na dzień 31 grudnia 2020 r. GK PGNiG składała się z 37 podmiotów gospodarczych, w tym:
PGNiG jako podmiot dominujący,
34 spółki zależne o profilu produkcyjnym, handlowym i usługowym oraz 2 towarzystwa ubezpieczeń wzajemnych, w tym:
o 18 podmiotów bezpośrednio zależnych od PGNiG,
o 18 podmiotów pośrednio zależnych od PGNiG.
Jednostka dominująca
Nazwa
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna
Siedziba
ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224 Warszawa
Rejestracja
Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy Wydział XVI Gospodarczy (aktualnie Spółka jest wpisana do rejestru przedsiębiorców
prowadzonego przez Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy, XIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego)
KRS
0000059492
Strona www
www.pgnig.pl
Relacje Inwestorskich
ri@pgnig.pl
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 117 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
8.3.1 Szczegółowa struktura organizacji GK PGNiG
Tabela 62 Wykaz spółek zależnych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2020 r.
Lp.
Nazwa spółki
Kapitał zakładowy
[w zł o ile nie podano
inaczej]
Udział kapitałowy
PGNiG
[w zł o ile nie podano
inaczej]
% kapitału
PGNiG
(bezpośrednio)
% kapitału GK
PGNiG
(bezpośrednio
i pośrednio)
Spółki zależne - I stopnia
1
PGNiG GAZOPROJEKT S.A.
4 000 000
3 749 000
93,73%
93,73%
2
EXALO Drilling S.A.
981 500 000
981 500 000
100%
100%
3
GEOFIZYKA Toruń S.A.
75 240 000
75 240 000
100%
100%
4
Geovita S.A.
113 407 782
113 407 782
100%
100%
5
Gas Storage Poland Sp. z o.o.
15 290 000
15 290 000
100%
100%
6
PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.
625 307 815
625 307 815
100%
100%
7
PGNiG Serwis Sp. z o.o.
9 995 000
9 995 000
100%
100%
8
PGNiG Technologie S.A.
272 727 240
272 227 240
100%
100%
9
PGNiG TERMIKA SA
1 740 324 950
1 740 324 950
100%
100%
10
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
10 488 917 050
10 488 917 050
100%
100%
11
PGNiG Supply & Trading GmbH
10 000 000 EUR
10 000 000 EUR
100%
100%
12
PGNiG Upstream Norway AS
1 100 000 000 NOK
1 100 000 000 NOK
100%
100%
13
PGNiG Upstream North Africa B.V.
20 000 EUR
20 000 EUR
100%
100%
14
GAS - TRADING S.A.
2 975 000
1 291 350
43,41%
79,58%
2)
15
PGNiG Ventures Sp. z o.o.
1 240 000
1 240 000
100%
100%
16
PGNiG SPV 6 Sp. z o.o.
51 381 000
51 381 000
100%
100%
17
PGNiG SPV 7 Sp. z o.o.
250 000
250 000
100%
100%
18
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
40 000 000
40 000 000
100%
100%
Spółki zależne - II stopnia
19
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
370 836 300
370 836 300
-
100%
9)
20
GAZ Sp. z o.o.
300 000
300 000
-
100%
3)
21
PSG Inwestycje Sp. z o.o.
81 131 000
81 131 000
-
100%
3)
22
Oil Tech International F.Z.E.
20 000 USD
20 000 USD
-
100%
4)
23
EXALO DRILLING UKRAINE LLC
20 000 EUR
20 000 EUR
-
100%
4)
24
PST Europe Sales GmbH
1 000 000 EUR
1 000 000 EUR
-
100%
5)
25
Ośrodek Badawczo - Rozwojowy Górnictwa Surowców
Chemicznych CHEMKOP Sp. z o.o.
3 000 000
2 565 350
-
85,51%
6)
26
CIFL Sp. z o.o. w likwidacji
1 360 000
1 360 000
-
100%
7)
27
Gas-Trading Podkarpacie Sp. z o.o.
6 670 627
5 257 524
-
78,82%
8)
28
PGNiG Serwis Doradztwo Ubezpieczeniowe sp. z o.o.
5 000
5 000
100%
1)
29
PGNiG TERMIKA Energetyka Rozproszona sp. z o.o.
13 550 000
13 550 000
100%
9)
30
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o.
5 000
5 000
-
100%
9)
31
Zakład Gospodarki Mieszkaniowej Sp. z o.o.
1 806 500
1 806 500
-
100%
4)
32
Exalo Diament Sp. z o.o. w organizacji
5 000
5 000
-
100%
4)
33
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na
Życie
25 000 000
25 000 000
100%
100%
12)
Spółki zależne - III stopnia
34
XOOL GmbH
500 000 EUR
500 000 EUR
-
100%
10)
35
"SEJ-Serwis" Sp. z o.o.
200 000
200 000
-
100%
11)
36
PST Verwaltungs GmbH
25 000 EUR
25 000 EUR
-
100%
1) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Serwis sp. z o.o.
2) Udział bezpośredni PGNiG S.A. w spółce wynosi 43,41%, udział pośredni poprzez spółkę PGNiG SPV 6 Sp. z o.o. wynosi 36,17%.
3) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
4) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę Exalo Drilling S.A.
5) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH.
6) Udział pośredni PGNiG S.A. poprzez spółkę Gas Storage Poland Sp. z o.o.
7) Udział pośredni PGNiG S.A. w spółce wynosi 100%: 99,98% przez spółkę PGNiG SPV 6 Sp. z o.o. oraz 0,02% przez spółkę PGNiG Ventures Sp. z o.o.
8) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę GAS TRADING S.A.
9) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A.
10) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH oraz przez spółkę PST Europe Sales GmbH
11) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A. oraz przez spółkę PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
12) Udział pośredni PGNiG S.A. przez Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
8.3.2 Pozostałe powiązania organizacyjne i kapitałowe
Tabela 63 Wykaz spółek współzależnych i stowarzyszonych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2020 r.
Lp.
Nazwa spółki
Kapitał zakładowy
[w zł o ile nie podano
inaczej]
Udział kapitałowy
PGNiG
[w zł o ile nie podano
inaczej]
% kapitału
PGNiG
(bezpośrednio)
% kapitału GK
PGNiG
(bezpośrednio
i pośrednio)
Spółki współzależne i stowarzyszone - I stopnia
1
SGT EUROPOL GAZ S.A.
80 000 000
38 400 000
48,00%
51,18%
1)
2
PFK GASKON S.A.
13 061 325
6 000 000
45,94%
45,94%
3
ZWUG "INTERGAZ" Sp. z o.o.
4 700 000
1 800 000
38,30%
38,30%
4
"Dewon" ZSA
11 146 800 UAH
4 055 205,84 UAH
36,38%
36,38%
Spółki współzależne i stowarzyszone - II stopnia
5
Zakład Separacji Popiołów Siekierki Sp. z o.o.
10 000 000
7 000 000
-
70%
2)
6
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
28 200 000
14 100 000
-
50%
2)
7
Polska Grupa Górnicza S.A.
3 916 718 200
800 000 000
-
20,43%
2)
8
Polimex-Mostostal S.A.
473 237 604
78 000 048
-
16,48%
3)
Spółki współzależne i stowarzyszone – III i IV stopnia
9
Śląskie Centrum Usług Wspólnych Sp. z o.o.
10 835 000
2 213 591
-
20,43%
4)
10
Gardia Broker Sp. z o.o.
55 000
11 237
-
20,43%
5)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 118 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
1) Udział bezpośredni PGNiG S.A. w spółce wynosi 48,00%, udział pośredni poprzez spółkę GAS-TRADING SA wynosi 3,18%.
2) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A.
3) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG Technologie SA.
4) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A. oraz Polska Grupa Górnicza S.A.
5) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A. oraz Polska Grupa Górnicza S.A. oraz Śląskie Centrum Usług Wspólnych Sp. z o.o.
Inwestycje poza grupą jednostek powiązanych
W 2020 r. GK PGNiG nie dokonywała istotnych inwestycji kapitałowych poza grupą jednostek powiązanych. Łączna nominalna
wartość zaangażowania kapitałowego PGNiG poza grupą jednostek powiązanych na koniec 2020 r. wyniosła 85,7 mln zł. Łączna
nominalna wartość zaangażowania kapitałowego GK PGNiG (PGNiG oraz spółek GK PGNiG) poza grupą jednostek powiązanych
na koniec 2020 r. wyniosła 115,8 mln zł.
Zwiększenie zaangażowania kapitałowego PGNiG poza grupą jednostek powiązanych w stosunku do końca 2019 r. wynika z faktu
ogłoszenia w dniu 12 marca 2020 r. przez Sąd upadłości spółki GEOFIZYKA Kraków S.A. w likwidacji, a tym samym
przekwalifikowania spółki GEOFIZYKA Kraków S.A. w likwidacji w upadłości likwidacyjnej z grupy jednostek powiązanych do spółek
spoza grupy jednostek powiązanych. Zaangażowanie kapitałowe PGNiG w tej spółce na dzień 31 grudnia 2020 r. wynosi 64,4 mln
zł.
8.3.3 Zmiany w strukturze GK PGNiG
Tabela 64 Zmiany w strukturze udziałowej GK PGNiG w 2020 r.
Rodzaj zmiany/transakcji
Data
Udział w liczbie głosów po zmianie
Podwyższenie kapitału zakładowego spółki
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na Życie
16.07.2020
100%
PGNiG Ventures sp. z o.o.
04.11.2020
100%
Zmiana nazwy spółki
Z „Górnośląska Spółka Brokerska Sp. z o.o.” na „Gardia Broker Sp. z o.o.”
22.05.2020
20,43%
Utworzenie spółki
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o.
04.12.2020
100%
Exalo Diament Sp. z o.o.
22.12.2020
100%
Pozostałe zmiany
Upadłość likwidacyjna Spółki Geofizyka Kraków S.A. w likwidacji
12.03.2020
0%
Nieodpłatne nabycie przez PST Europe Sales GmbH 100% udziałów w spółce PST Verwaltungs
GmbH
17.09.2020
100%
8.4 Akcje własne PGNiG oraz akcje i udziały w jednostkach GK PGNiG w posiadaniu osób
zarządzających i nadzorujących
Tabela 65 Akcje PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących na dzień 31 grudnia 2020 r.
Na dzień sporządzenia sprawozdania PGNiG nie posiada informacji o umowach, w wyniku których w przyszłości mogą nastąpić
istotne zmiany w proporcjach posiadanych akcji przez dotychczasowych akcjonariuszy. W 2020 r. Spółka nie nabyła akcji własnych.
8.5 System kontroli programów akcji pracowniczych
W związku ze zbyciem na zasadach ogólnych w dniu 26 czerwca 2008 r. przez Ministra Skarbu Państwa jednej akcji PGNiG,
uprawnieni pracownicy zyskali prawo do nieodpłatnego nabycia ogółem nie więcej niż 750 000 000 akcji Spółki. Zawieranie umów
nieodpłatnego zbycia akcji rozpoczęło się 6 kwietnia 2009 r., a prawo do nieodpłatnego nabycia akcji PGNiG przez uprawnionych
pracowników wygasło 1 października 2010 r. Na dzień 31 grudnia 2020 r. blisko 60 tys. uprawnionych pracowników objęło
728 294 tys. akcji. Akcje nieodpłatnie nabyte przez uprawnionych pracowników mogły być przedmiotem obrotu od 1 lipca 2010 r.,
natomiast akcje nieodpłatnie nabyte przez członków Zarządu Spółki – od 1 lipca 2011 r.
Na dzień 31 grudnia 2020 r. 59 256 pracownikom spośród 61 516 uprawnionych przekazano 728 293 842 akcji Emitenta,
reprezentujących 12,60 % kapitału zakładowego i ogólnej liczby głosów na Walnym Zgromadzeniu Emitenta.
Imię i nazwisko
Funkcja
Liczba akcji/głosów
wynikających z akcji na
dzień 31.12.2019 r.
Wartość
nominalna akcji
w zł
Liczba akcji/głosów
wynikających z akcji na
dzień 31.12.2020 r.
Wartość
nominalna akcji
w zł
Mieczysław Kawecki
Członek Rady Nadzorczej
9 500
9 500
9 500
9 500
Stanisław Sieradzki
Członek Rady Nadzorczej
17 225
17 225
17 225
17 225
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 119 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
8.6 Zdarzenia po zakończeniu okresu sprawozdawczego
Styczeń 2021 r.
8.01 – Rejestracja połączenia PST Verwaltungs GmbH z PST Europe Sales GmbH
13.01 – Zatwierdzenie przez Prezesa URE wzrostu średnich stawek w taryfie dystrybucyjnej PSG o 3,6%
29.01 – Wygaśnięcie okresu wyłączności negocjacyjnej dotyczącej nabycia spółki TAURON Ciepło Sp. z o.o.
Luty 2021 r.
10.02 - Odstąpienie PGNiG od udziału w procesie nabycia polskich aktywów Grupy CEZ
17.02 – Rezygnacja Jarosława Wróbla z pełnienia funkcji członka zarządu PGNiG z końcem dnia 1 marca 2021 r.
19.02 – Wykreślenie spółki CIFL sp. z o.o. w likwidacji z eKSR
Marzec 2021 r.
02.03 – Rejestracja PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl Sp. z o.o. w KRS
02.03 – Powołanie Artura Cieślika na stanowisko Wiceprezesa Zarządu PGNiG
Definicje
Skrót
Objaśnienie
Nazwy własne spółek i oddziałów
PGNiG, Spółka, Emitent
PGNiG SA jako podmiot dominujący grupy kapitałowej
GK PGNiG, Grupa PGNiG
Grupa Kapitałowa PGNiG, w skład której wchodzi PGNiG SA jako podmiot dominujący oraz spółki zależne
CLPB
Oddział Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze PGNiG
ECSW
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
EXALO
EXALO Drilling S.A.
Gazoprojekt
PGNiG GAZOPROJEKT S.A.
Geofizyka Kraków
GEOFIZYKA Kraków Sp. z o.o. w likwidacji
Geofizyka Toruń
GEOFIZYKA Toruń Sp. z o.o.
GEOVITA
GEOVITA S.A.
GSP
Gas Storage Poland Sp. z o.o.
OGiE
Oddział Geologii i Eksploatacji, oddział PGNiG
OOG
Oddział Obrotu Hurtowego, oddział PGNiG
PGG
Polska Grupa Górnicza S.A.
PGNiG OD
PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.
PGNiG Serwis
PGNiG Serwis Sp z o.o.
PGNiG Technologie
PGNiG Technologie Sp. z o.o.
PGNiG Termika
PGNiG TERMIKA S.A.
PGNiG Termika EP
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
PGNiG UN
PGNiG Upstream Norway AS
PGNiG UNA
PGNiG UPSTREAM NORTH AFRICA B.V.
PGNiG Ventures
PGNiG Ventures Sp z o.o.
Polski Gaz TUW
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń wzajemnych
PSG
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
PST
PGNiG Supply & Trading GmbH
PST ES
PST Europe Sales GmbH
Nazwy instytucji, podmiotów rynku kapitałowego i rynków energii
EIA
ang. Energy Information Administration – Administacja Informacji Energetycznej w USA
EEX
ang. European Energy Exchange AG – Europejska Giełda Energii w Niemczech
Henry Hub
Hub / obszar cenowy w Stanach Zjednoczonych
GASPOOL
ang. GASPOOL Balancing Services GmbH – hub / obszar cenowy w Niemczech
GAZ-SYSTEM
Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
GPW
Giełda Papierów Wartościowych S.A. w Warszawie
ICE
ang. Intercontinental Exchange - giełda specjalizująca się w handlu energią i surowcami
KRS
Krajowy Rejestr Sądowy
NCG
ang. NetConnect Germany GmbH & Co. KG – hub / obszar cenowy w Niemczech
NBP
ang National Balancing Point – hub / obszar cenowy w Wielkiej Brytanii
OPEC
ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries - Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową
Terminal LNG
terminal LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu
TGE
Towarowa Giełda Energii S.A.
TTF
ang. Title Transfer Facility – hub / obszar cenowy w Holandii
URE
Urząd Regulacji Energetyki
Stosowane jednostki
bbl
1 baryłka ropy naftowe
boe
ekwiwalent baryłki ropy naftowej
kmb
kilometr bieżący
LNG
ang. liquefied natural gas – skroplony gaz ziemny
Nm
3
normalny metr sześcienny gazu
MWt
1 megawat energii cieplnej
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 120 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
MWe
1 megawat energii elektrycznej
NGL
ang. natural gas liquids – gaz składający się z cięższych niż metan molekuł: etanu, propanu, butanu, izobutanu itp.
PJ
1 petadżul
TWh
1 terawatogodzina
Wskaźniki ekonomiczne i finansowe
EBIT
zysk operacyjny (ang. earnings before deducting interest and taxes)
EBITDA
zysk operacyjny przed potrąceniem odsetek od zaciągniętych zobowiązań oprocentowanych, podatków, amortyzacji (ang.
earnings before interest, taxes, depreciation and amortization)
EBITDA skorygowana
EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości majątku trwałego
EV
wartość przedsiębiorstwa (ang. enterprise value)
P/BV
wskaźnik cena rynkowa/wartość księgowa (ang. price/book value)
P/E
wskaźnik Cena/Zysk (ang. price to earnings)
ROA
wskaźnik rentowności aktywów
ROE
wskaźnik rentowności kapitału własnego
Rentowność sprzedaży netto
zysk netto odniesiony do przychodów ze sprzedaży
Pozostałe
C
ciepłownia
EC
elektrociepłownia
FPSO
ang. floating production, storage and offloading – pływająca platforma (punkt) do produkcji, przechowywania i załadunku
węglowodorów
GIM
Grupa Instalacji Magazynowych
IM
instalacje magazynowe
KGZ
kopalnia gazu ziemnego
KPMG
kawernowy podziemny magazyn gazu
KRNiGZ
Kopalnia ropy i gazu ziemnego
NWZ
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie
NZW
Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników
PMG
podziemny magazyn gazu
WZ
Walne Zgromadzenie
ZW
Zgromadzenie Wspólników
Stosowane waluty
zł, PLN
kwoty wyrażone polskich złotych
euro, EUR
kwoty wyrażone euro
dolar, USD
kwoty wyrażone dolarach amerykańskich
NOK
kwoty wyrażone w koronie norweskiej
SEK
kwoty wyrażone w koronie szwedzkiej
UAH
kwoty wyrażone w hrywnie ukraińskiej
Przeliczniki
Przeliczniki
1 mld m
3
gazu
ziemnego
1 mln t ropy
naftowej
1 mln t LNG
1 PJ
1 mln boe
1 TWh
1 mld m
3
gazu ziemnego
1
0,90
0,73
38
6,45
10,972
1 mln t ropy naftowej
1,113
1
0,81
42,7
7,5 - 7,8*
11,65
1 mln t LNG
1,38
1,23
1
55
8,68
14,34
1 PJ
0,026
0,23
0,019
1
0,17
0,28
1 mln boe
0,16
0,128 - 0,133*
0,12
6,04
1
1,70
1 TWh
0,091
0,086
0,07
3,6
0,59
1
* Stosowany przelicznik różny dla ropy naftowej wydobywanej w Polsce i Norwegii.
Spis Tabel
Tabela 1 Struktura akcjonariatu na koniec 2020 r. .............................................................................................................................. 8
Tabela 2 Wskaźniki giełdowe za lata 2017-2020 ............................................................................................................................... 10
Tabela 3 Dywidenda z zysku netto za lata 2014 - 2019 .................................................................................................................... 11
Tabela 4 Cele, aspiracje i realizacja Strategii w latach 2017-2020 .................................................................................................... 13
Tabela 5 Popyt i podaż LNG w latach 2019 i 2020 r. w mld m
3
gazu po regazyfikacji ...................................................................... 21
Tabela 6 Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia .................................................................................................... 22
Tabela 7 Zmiany w regulacjach krajowych i ich wpływ na GK PGNiG .............................................................................................. 24
Tabela 8 Zmiany w regulacjach europejskich .................................................................................................................................... 24
Tabela 9 Wolumeny wydobycia gazu ziemnego GK PGNiG w podziale na kraje .............................................................................. 29
Tabela 10 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego z segmentu poza GK PGNiG w podziale na kraje ................................................ 29
Tabela 11 Wolumeny wydobycia i sprzedaży ropy naftowej* w GK PGNiG (wraz z frakcjami) ......................................................... 29
Tabela 12 Wolumeny wydobycia pozostałych produktów.................................................................................................................. 29
Tabela 13 Wolumeny sprzedaży pozostałych produktów .................................................................................................................. 29
Tabela 14 Kopalnie PGNiG ............................................................................................................................................................... 31
Tabela 15 Złoża PGNiG UN na dzień 31 grudnia 2020 r. .................................................................................................................. 34
Tabela 16 Podziemne Magazyny Gazu (PMG) ................................................................................................................................. 39
Tabela 17 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza GK PGNiG w segmencie OiM ..................................................................... 42
Tabela 18 Struktura odbiorców gazu ziemnego w Polsce poza GK PGNiG w segmencie OiM ......................................................... 42
Tabela 19 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG .............................................................................. 42
Tabela 20 Struktura odbiorców gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG ................................................................................. 42
Tabela 21 Struktura odbiorców energii elektrycznej PGNiG w segmencie OiM ................................................................................ 42
Tabela 22 Pojemności czynne i udostępnione pojemności czynne instalacji magazynowych ........................................................... 42
Tabela 23 Wolumen dystrybucji gazów (gaz wysokometanowy, zaazotowany) ................................................................................ 53
Tabela 24 Długość sieci dystrybucyjnych .......................................................................................................................................... 53
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 121 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 25 Wolumeny sprzedaży regulowanej poza GK PGNiG ciepła (w TJ) i energii elektrycznej ogółem z produkcji (w GWh) ... 58
Tabela 26 Moce osiągalne wg koncesji, zakładu produkcyjnego i oddziału ...................................................................................... 58
Tabela 27 Globalny popyt na rynku ropy ........................................................................................................................................... 73
Tabela 28 Globalna podaż na rynku ropy .......................................................................................................................................... 73
Tabela 29 Bilans popytu i podaży na rynku ropy ............................................................................................................................... 73
Tabela 30 Dane finansowe GK PGNiG w latach 2018-2020 ............................................................................................................. 74
Tabela 31 Przychody ze sprzedaży w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2020 .................................................. 76
Tabela 32 Koszty operacyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2020 ........................................................... 76
Tabela 33 Nakłady inwestycyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2019-2020 ...................................................... 77
Tabela 34 Wyniki finansowe PGNiG UN ........................................................................................................................................... 77
Tabela 35 Przychody ze sprzedaży w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2020 ...................................................... 77
Tabela 36 Koszty operacyjne w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2020 ................................................................ 77
Tabela 37 Wyniki finansowe PGNiG OD ........................................................................................................................................... 78
Tabela 38 Wyniki finansowe GK PST ................................................................................................................................................ 78
Tabela 39 Przychody ze sprzedaży w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2020 ......................................................................... 78
Tabela 40 Koszty operacyjne w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2020................................................................................... 79
Tabela 41 Wyniki finansowe GK PSG ............................................................................................................................................... 79
Tabela 42 Przychody ze sprzedaży w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2020 ....................................................................... 79
Tabela 43 Koszty operacyjne w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2020 ................................................................................. 79
Tabela 44 Wyniki finansowe PGNiG TERMIKA ................................................................................................................................. 80
Tabela 45 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2020 r. ................................... 81
Tabela 46 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2019 r. ................................... 81
Tabela 47 Prognoza wydobycia gazu ziemnego w latach 2021-2023* .............................................................................................. 85
Tabela 48 Prognoza wydobycia ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL w latach 2021-2023 ...................................................... 85
Tabela 49 Najistotniejsze umowy kredytów GK PGNiG na 31 grudnia 2020 r. ................................................................................. 85
Tabela 50 Główne pozycje bilansowe aktywów finansowych w podziale na kategorie ..................................................................... 86
Tabela 51 Główne pozycje bilansowe zobowiązań finansowych w podziale na kategorie ................................................................ 86
Tabela 52 Dane finansowe PGNiG w latach 2018-2020 ................................................................................................................... 88
Tabela 53 Nakłady inwestycyjne PGNiG w latach 2018-2020 ........................................................................................................... 89
Tabela 54 Wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania zasad i rekomendacji Dobrych Praktyk .............................................. 90
Tabela 55 Struktura akcjonariatu Emitenta na dzień 31 grudnia 2020 r. ........................................................................................... 92
Tabela 56 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2020 r. ......................................................... 105
Tabela 57 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2019 r. ......................................................... 105
Tabela 58 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk operacyjnych na GK PGNiG .................................................................... 107
Tabela 59 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk regulacyjnych na GK PGNiG ................................................................... 111
Tabela 60 Opis zakresu zmian i wpływu ryzyka braku zgodności na GK PGNiG ............................................................................ 112
Tabela 61 Postępowania sądowe .................................................................................................................................................... 114
Tabela 62 Wykaz spółek zależnych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2020 r............................................................. 117
Tabela 63 Wykaz spółek współzależnych i stowarzyszonych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2020 r. .................... 117
Tabela 64 Zmiany w strukturze udziałowej GK PGNiG w 2020 r. .................................................................................................... 118
Tabela 65 Akcje PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących na dzień 31 grudnia 2020 r. .................................... 118
Spis Wykresów
Wykres 1 Porównanie struktury akcjonariatu ....................................................................................................................................... 9
Wykres 2 Udział polskich inwestorów instytucjonalnych w akcjonariacie PGNiG na koniec 2020 r. ................................................... 9
Wykres 3 Udział zagranicznych inwestorów instytucjonalnych w wolnym obrocie (free float) ............................................................. 9
Wykres 4 Geograficzna struktura 20 największych inwestorów instytucjonalnych* ............................................................................. 9
Wykres 5 Kurs akcji PGNiG oraz indeksów WIG20 i WIG Paliwa ..................................................................................................... 10
Wykres 6 Planowane nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022* ..................................................................................................... 17
Wykres 7 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich ......................................................... 20
Wykres 8 Główne kierunki importu gazu do Europy .......................................................................................................................... 20
Wykres 9 Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2019/2020 ............................................................................................ 23
Wykres 10 Struktura kontraktów na TGE w 2019 r. i 2020 r. ............................................................................................................. 23
Wykres 11 Wolumen obrotu na kontraktach terminowych towarowych (RTT) na TGE w 2019 r. i 2020 r.(TWh) .............................. 23
Wykres 12 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2016-2020 oraz współczynnik R/P w mln boe***
.......................................................................................................................................................................................................... 31
Wykres 13 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 1988-2020 w mln boe .................................. 31
Wykres 14 Dostawy gazu ziemnego do Polski z zagranicy w latach 2016-2020 w mld m
3
............................................................... 43
Wykres 15 Struktura sprzedaży PST wraz ze spółkami zależnymi według produktów (wolumenowo) ............................................ 46
Wykres 16 Struktura sprzedaży PST wraz ze spółkami zależnymi według krajów (wolumenowo) .................................................... 46
Wykres 17 Ilość gazu przesyłanego systemem dystrybucyjnym w mln m
3
........................................................................................ 54
Wykres 18 Długość sieci własnych z przyłączami (tys. km) oraz liczba odbiorców (mln) .................................................................. 54
Wykres 19 Liczba gmin, na terenie których funkcjonują firmy konkurencyjne ................................................................................... 55
Wykres 20 Produkt Krajowy Brutto (PKB) r/r (%) w latach 2014-2020 i prognoza na lata 2021-2022 ............................................... 71
Wykres 21 Kursy walut EUR/PLN i USD/PLN ................................................................................................................................... 71
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 122 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 22 Średnie miesięczne fronth month gazu ziemnego na hubach Henry Hub i TTF (ang. fronth month – kontrakt z datą
wykonania w następnym miesiącu) ................................................................................................................................................... 72
Wykres 23 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego w Polsce i w Niemczech w 2020 r. ......................................................... 72
Wykres 24 Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i GPL w 2020 r. .................................................................................. 72
Wykres 25 Cena ropy Brent i WTI, kontrakt month ahead (kontrakt ang. month ahead – kontrakt z datą wykonania w następnym
miesiącu) ........................................................................................................................................................................................... 73
Wykres 26 Średnie miesięczne temperatury* .................................................................................................................................... 74
Wykres 27 Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty działalności w latach 2019-2020 ....................................................... 74
Wykres 28 Podziały kosztów operacyjnych w latach 2019-2020 r. .................................................................................................... 75
Wykres 29 Zmiany w EBITDA w latach 2019-2020 ........................................................................................................................... 75
Wykres 30 Zmiany w skorygowanym wyniku EBITDA w latach 2019-2020 ...................................................................................... 75
Wykres 31 Zmiany EBITDA pomiędzy latami 2019-2020 .................................................................................................................. 76
Wykres 32 EBITDA w 2020 r. w podziale na segmenty .................................................................................................................... 76
Wykres 33 Zmiany w EBITDA PiW pomiędzy latami 2019-2020 ....................................................................................................... 77
Wykres 34 Zmiany EBITDA OiM pomiędzy latami 2019-2020 .......................................................................................................... 78
Wykres 35 Zmiany w EBITDA Dystrybucji pomiędzy latami 2019-2020 ............................................................................................ 79
Wykres 36 Zmiany w EBITDA Wytwarzania pomiędzy latami 2019-2020 ......................................................................................... 80
Wykres 37 Wahania przychodów ze sprzedaży GK PGNiG w latach 2019-2020 .............................................................................. 80
Wykres 38 Wahania EBITDA GK PGNiG w latach 2019-2020 .......................................................................................................... 81
Wykres 39 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej - Aktywa ...................................................................................... 81
Wykres 40 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej – Pasywa .................................................................................... 82
Wykres 41 Wybrane pozycje sprawozdania z przepływów pieniężnych ............................................................................................ 82
Wykres 42 ROE ................................................................................................................................................................................. 83
Wykres 43 ROA ................................................................................................................................................................................. 83
Wykres 44 Rentowność sprzedaży netto .......................................................................................................................................... 83
Wykres 45 Skumulowana EBITDA GK PGNiG w latach 2017-2020 i cel strategiczny 2022 r. .......................................................... 84
Wykres 46 Dług netto/EBITDA .......................................................................................................................................................... 87
Wykres 47 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem; wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ............ 87
Wykres 48 Wskaźnik bieżącej i szybkiej płynności ............................................................................................................................ 87
Wykres 49 Zmiany w EBITDA PGNiG pomiędzy latami 2019-2020 .................................................................................................. 88
Wykres 50 ROE i ROA ...................................................................................................................................................................... 89
Wykres 51 Rentowność sprzedaży netto .......................................................................................................................................... 89
Wykres 52 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem, Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ..................... 89
Wykres 53 Wskaźnik bieżącej i szybkiej płynności ............................................................................................................................ 89
Spis Rysunków
Rysunek 1 System przesyłowy i aktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego o znaczeniu
strategicznym .................................................................................................................................................................................... 21
Rysunek 2 Koncesje PGNiG i odwierty w 2020 r. .............................................................................................................................. 30
Rysunek 3 Koncesje i złoża PGNiG UN ............................................................................................................................................ 33
Rysunek 4 Podziemne magazyny gazu............................................................................................................................................. 50
Rysunek 5 Gminy, w których PSG świadczy usługę dystrybucji paliwa gazowego ........................................................................... 53
Rysunek 6 Stacje regazyfikacji LNG w Polsce z koncesją wydaną w 2020 r. ................................................................................... 54
Rysunek 7 Obszar działania firm konkurencyjnych w Polsce ............................................................................................................ 55
Rysunek 8 Macierz ryzyk ................................................................................................................................................................. 107
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI 2020
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 123 z 123 Dokument podpisany elektronicznie
9. Oświadczenie Zarządu PGNiG i zatwierdzenie sprawozdania
Zarząd PGNiG oświadcza, że wedle jego najlepszej wiedzy, niniejsze Sprawozdanie Zarządu z działalności PGNiG SA i Grupy
Kapitałowej PGNiG zawiera prawdziwy obraz sytuacji Spółki i Grupy, w tym opis podstawowych zagrożeń i ryzyka.
Zarząd PGNiG SA:
Prezes Zarządu
Paweł Majewski
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Artur Cieślik
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Robert Perkowski
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Arkadiusz Sekściński
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Przemysław Wacławski
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Magdalena Zegarska
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Warszawa, dnia 23 marca 2021 r.