PGNiG SA

"Zwiększenie udziałów w złożu, które jest bliskie rozpoczęcia produkcji, przybliża nas do osiągnięcia celu, jakim jest realizacja strategii w zakresie wydobycia gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Rozpoczęcie eksploatacji złoża Duva planowane jest na przełomie 2020 i 2021 roku.

"Po nabyciu dodatkowych udziałów średnie wydobycie gazu ziemnego z tego złoża przez PGNiG przez pierwsze pięć lat działania gazociągu Baltic Pipe w latach 2023-2028 oszacowaliśmy na ok. 0,2 mld m sześc. rocznie" – dodał prezes Woźniak.

Umowa została zawarta pod warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania zgód administracyjnych w Norwegii. Jak podano, procedura administracyjna może potrwać ok. 3-4 miesięcy.

12 lipca tego roku PGNiG Upstream Norway zawarł umowę zakupu 20 proc. udziałów w złożu Duva na Morzu Północnym na koncesjach PL636 i PL636B od firmy Wellesley Petroleum.

Pozostałymi udziałowcami w koncesjach są firmy Neptune Energy Norge (Norwegia), która pełni rolę operatora, oraz Idemitsu Petroleum Norge (Japonia).

Duva jest złożem gazowo-ropnym odkrytym w 2016 roku. Leży w obrębie koncesji PL636 i PL636B na Morzu Północnym, ok. 140 km na północ od miasta Bergen. Według danych Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego zasobność złoża wynosi 88 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (w tym ok. 8,4 mld m sześc. gazu ziemnego). W czerwcu 2019 roku norweskie Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii zaakceptowało plan zagospodarowania złoża. Zostaną na nim wykonane trzy odwierty eksploatacyjne – dwa z nich będą produkowały ropę naftową, a jeden – gaz ziemny. Plan zagospodarowania umożliwia wykonanie dodatkowego odwiertu do produkcji ropy. Po rozpoczęciu eksploatacji planowanej na przełomie 2020 i 2021 roku maksymalna roczna produkcja ze złoża w początkowym okresie ma wynieść ok. 30 tys. boe.

Obecnie PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 27 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, gdzie jest operatorem na czterech z nich. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Umowa została zawarta pod warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania zgód administracyjnych w Norwegii.

PGNiG podał, że zakup licencji jest elementem strategii grupy na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku.

12 lipca PGNiG Upstream Norway zawarł umowę zakupu 20 proc. udziałów w złożu Duva na Morzu Północnym na koncesjach PL636 i PL636B od firmy Wellesley Petroleum. Wartości transakcji nie ujawniono. Podawano, że rozpoczęcie produkcji planowane jest na przełomie 2020 i 2021 roku. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Emitent"), w nawiązaniu do Raportu bieżącego nr 35/2019 z dnia 12 lipca 2019 r., informuje, że w dniu 7 listopada 2019 roku spółka zależna Emitenta - PGNiG Upstream Norway AS ("PUN") zawarła umowę zakupu dodatkowych 10% udziałów w licencjach PL636 i PL636B ("Licencje") zawierających złoże Duva od Pondion Energy. Tym samym procentowy udział PUN w Licencjach wzrósł z 20% na 30%.

Zakup Licencji jest elementem Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowanej raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 roku.

Umowa została zawarta pod warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania zgód administracyjnych w Norwegii.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Dania była do tej pory jedynym krajem, który nie wydał zezwolenia na ułożenie rury w swych wodach.

Nord Stream 2 to projekt liczącej 1200 km dwunitkowej magistrali gazowej prowadzącej przez Bałtyk, z Ust-Ługi w Rosji do Greifswaldu w Niemczech, o mocy przesyłowej 55 mld metrów sześciennych surowca rocznie.

Gazociąg miał być gotowy do końca 2019 roku i jednocześnie Rosja zamierzała znacznie ograniczyć przesyłanie gazu tranzytem rurociągami biegnącymi przez terytorium Ukrainy. Przeciwne budowie Nord Stream 2 są m.in.: Polska, kraje bałtyckie, Ukraina i USA.(PAP)

ndz/ akl/ ana/

Umowa dotycząca tranzytu rosyjskiego przez Ukrainę wygasa z końcem br. Kijów obawia się, że jeśli do tego czasu nie dojdzie do porozumienia z Rosją, Moskwa wstrzyma lub ograniczy dostawy do tego kraju.

"Czas ucieka. Jest i musi być poczucie pilności sprawy. Z tego powodu apelowałem do wszystkich przy stole, aby byli tak konstruktywni, jak to możliwe. Niestety muszę przyznać, że jestem rozczarowany dzisiejszym wynikiem" - mówił na konferencji prasowej po zakończeniu spotkania wiceszef KE ds. unii energetycznej Marosz Szefczovicz.

Z jego relacji wynika, że Rosjanie domagali się pakietowego potraktowania sprawy nie tylko kończącego się kontraktu, ale też rozstrzygnięcia trybunału arbitrażowego w Sztokholmie.

Nakazał on Gazpromowi wypłacić Naftohazowi odszkodowanie za to, że rosyjski monopolista nie dostarczał Ukraińcom wystarczającej ilości gazu do tranzytu na Zachód. Zadłużenie Gazpromu wobec Naftohazu wynosi 2,6 mld dol. bez odsetek. Gazprom odmawia uregulowania tego zadłużenia. Moskwa chciałaby załatwić tę sprawę przy okazji podpisania nowego kontraktu gazowego z Ukrainą.

Gazprom w styczniu proponował porozumienie stron i rezygnację z wzajemnych pretensji, na co strona ukraińska wówczas się nie zgodziła. W poniedziałek - według unijnych źródeł PAP - kwestia ta była bardzo mocno stawiana przez rosyjską delegację.

"Dla Rosji bardzo istotną kwestią jest znalezienie rozwiązania dotyczącego decyzji antymonopolowej ze Sztokholmu, jak również sprawy potencjalnych ilości gazu bezpośrednio sprzedawanych Ukrainie" - podkreślił Szefczovicz.

Jak relacjonował, dla strony ukraińskiej parametry kontraktu, które zostały zaprezentowane, były do zaakceptowania. KE chce, by kontrakt opiewał na 10 lat i przewidywał przesyłanie od 40 do 60 mld metrów sześciennych surowca rocznie. Delegacja rosyjska - mówił wiceszef KE - nie była w stanie zadeklarować zgody na te parametry "w tej chwili".

W rozmowach w Brukseli wzięli udział minister energetyki Rosji Aleksandr Nowak i jego ukraiński odpowiednik Ołeksij Orżel, a także szefowie państwowych spółek gazowych z obu krajów.

Kolejne spotkanie ma się odbyć w przyszłym miesiącu, ale na razie nie ma ustalonej daty. Ze słów Szefczovicza wynika, że niewykluczone jest podpisanie porozumienia na pierwsze półrocze, które automatycznie stałoby się kontraktem długoterminowym po wypełnieniu odpowiednich warunków.

Strona ukraińska ma m.in. doprowadzić do tego, że z Naftohazu zostanie wydzielona nowa spółka do obsługi tranzytu gazu przez Ukrainę. Przyszła umowa ma się bowiem opierać się na prawie UE, które przewiduje konieczność takiego rozdziału.

Na nieco ponad dwa miesiące przed końcem roku wiele wskazuje na to, że Rosja nie będzie miała gotowej alternatywnej trasy dostaw do Europy, jakim miał być gazociąg Nord Stream 2. Dla Ukrainy zaprzestanie tranzytu przez jej terytorium byłoby niekorzystne zarówno z powodów dotyczących bezpieczeństwa, jak i ekonomicznych. Rosja pozbawiłaby w ten sposób Kijów środków z opłat za tranzyt, umożliwiając sobie dodatkowo całkowicie odcięcie tego kraju od surowca z kierunku wschodniego.(PAP)

stk/ kar/ ana/

Umowa dotycząca tranzytu rosyjskiego przez Ukrainę wygasa z końcem br. Kijów obawia się, że jeśli do tego czasu nie dojdzie do porozumienia z Rosją, Moskwa wstrzyma lub ograniczy dostawy do tego kraju.

"Czas ucieka. Jest i musi być poczucie pilności sprawy. Z tego powodu apelowałem do wszystkich przy stole, aby byli tak konstruktywni jak to możliwe. Niestety muszę przyznać, że jestem rozczarowany dzisiejszym wynikiem" - powiedział na konferencji prasowej po zakończeniu spotkania wiceszef KE ds. unii energetycznej Marosz Szefczovicz.

Z jego relacji wynika, że Rosjanie domagali się pakietowego potraktowania sprawy nie tylko kończącego się kontraktu, ale też rozstrzygnięcia trybunału arbitrażowego w Sztokholmie. W efekcie decyzji trybunału rosyjski Gazprom ma wypłacić idące w miliardy dolary odszkodowanie ukraińskiemu Naftohazowi. Moskwa chciałaby załatwić tę sprawę przy okazji podpisania nowego kontraktu gazowego z Ukrainą.(PAP)

stk/ kar/

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 0,14 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 0,83 mld zł.

Skonsolidowane przychody w trzecim kwartale 2019 roku wyniosły 7,03 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,6 mld zł.

EBITDA segmentu poszukiwanie i wydobycie spadła w III kwartale 2019 roku do 0,68 mld zł z 1,38 mld zł rok wcześniej.

PGNiG podał, że w segmencie poszukiwanie i wydobycie na wyniki finansowe wpływ miały: spadek wolumenu wydobycia ropy naftowej w Norwegii o 22 proc. w relacji do III kwartału 2018 r.; niższe rdr notowania cen produktów, w tym ceny kwartalnej ropy naftowej Brent w USD/bbl o 18 proc. oraz ceny gazu Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii o 54 proc. rdr.

EBITDA segmentu obrót i magazynowanie wyniosła -0,22 mld zł wobec -0,47 mld zł przed rokiem.

Grupa podała, że w segmencie obrót i magazynowanie na wyniki finansowe wpływ miały: stabilny poziom 9-miesięcznej średniej ceny ropy naftowej Brent w USD/bbl przy średnim kwartalnym kursie USD/PLN wyższym o 5 proc. rdr; istotny spadek ceny gazu na TGE; wyższa o 2,5 proc. średnia cena za paliwo gazowe w nowej taryfie detalicznej obowiązującej od 15 lutego 2019 r.

Na wyniki wpływ też miały: rozwiązanie odpisu na zapasie gazu o +149 mln zł w III kwartale 2019 r., przy zwiększeniu odpisu z tego tytułu na -38 mln zł w III kwartale 2018 r. oraz wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń ujęty w EBIT w wysokości +103 mln zł (w III kwartale 2018 r.: -137 mln zł).

EBITDA segmentu dystrybucja spadła w III kwartale 2019 roku do 0,42 mld zł z 0,58 mld zł rok wcześniej.

PGNiG podał, że w tym segmencie na wyniki wpłynęły niższa o 5 proc. taryfa za usługę dystrybucji gazu, obowiązująca od 15 lutego 2019 r. oraz niższa średnia temperatura w III kwartale 2019 r. o 0,7 °C rdr, a saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu wyniosło +94 mln zł w III kwartale.

EBITDA segmentu wytwarzanie była ujemna i wyniosła -0,02 mld zł wobec 0,03 mld zł zysku rok wcześniej.

Jak poinformowała spółka, przychody ze sprzedaży ciepła były wyższe o 13 proc. rdr na skutek niższej średniej temperatury w III kwartale 2019 r. i wyższych wolumenów sprzedaży ciepła. Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z wytwarzania były niższe o 12 proc. rdr przy niższym wolumenie sprzedaży. Z kolei koszty węgla do produkcji były stabilne rdr.

Po trzech kwartałach 2019 roku PGNiG ma - według szacunków - 1,34 mld zł zysku netto, 3,93 mld zł EBITDA przy przychodach na poziomie 29,65 mld zł.

PGNiG opublikuje wyniki za III kwartał i 9 miesięcy 14 listopada. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 0,14 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 0,83 mld zł.

Skonsolidowane przychody w trzecim kwartale 2019 roku wyniosły 7,03 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,6 mld zł.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu nr 53/2019 z dnia 18 października 2019 roku, przekazuje wstępne skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG za III kwartał i 9 miesięcy 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Oferta kierowana jest zarówno do obecnych, jak i przyszłych klientów biznesowych PGNiG OD. Będzie realizowana w modelu „pod klucz”.

"Dążymy do uzyskania korzystnej dla klientów synergii w obszarze uzupełniających dla gazu ziemnego rozwiązań energetycznych. Z tego względu zdecydowaliśmy się na rozwój nowego produktu i promocję czystej energii słonecznej" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Henryk Mucha, prezes PGNiG Obrót Detaliczny.

Za realizację instalacji fotowoltaicznej, przyłączenie jej do sieci elektroenergetycznej i uruchomienie będzie odpowiedzialna Polska Korporacja Fotowoltaiczna, która jest dystrybutorem firmy Corab. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale wyniosło 1,1 mld m sześc. wobec 1,1 mld m sześc. rok wcześniej. Według szacunków, od początku roku wydobycie gazu wyniosło 3,33 mld m sześc. wobec 3,35 mld m sześc. rok wcześniej.

Import gazu ziemnego wyniósł 3,51 mld m sześc. gazu wobec 3,32 mld m sześc. rok wcześniej. Import z kierunku wschodniego wyniósł w tym czasie 2,32 mld m sześc. wobec 2,36 mld m sześc. rok wcześniej. Narastająco od początku roku import gazu wyniósł 10,88 mld m sześc. (10,58 mld m sześc. rok wcześniej), a import gazu z kierunku wschodniego wyniósł 6,29 mld m sześc. (7,94 mld m sześc. rok wcześniej).

PGNiG szacuje, że wolumen wydobycia ropy naftowej przez PGNiG spadł w trzecim kwartale do 274,8 tys. ton z 319,5 tys. ton rok wcześniej. Łącznie w trzech pierwszych kwartałach wydobycie ropy spadło do 888,6 tys. ton z 992,2 tys. ton przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę spadł w trzecim kwartale do 295,3 tys. ton z 309,2 tys. ton przed rokiem. Łącznie w okresie styczeń-wrzesień sprzedaż ropy spadła do 849,5 tys. ton z 1.032,2 tys. ton rok wcześniej.

PGNiG szacuje, że wolumen sprzedaży ciepła w trzecim kwartale wzrósł do 3,27 PJ z 2,94 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji spadł do 0,42 TWh z 0,52 TWh przed rokiem. W trzech pierwszych kwartałach tego roku wolumen sprzedaży ciepła spadł - według szacunków - do 26,28 PJ z 26,40 PJ. Wolumen sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wzrósł z kolei w tym czasie do 2,68 TWh z 2,66 TWh przed rokiem.

Na koniec września 2019 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) wynosił ok. 3,95 mld m sześc. gazu w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 mJ/m sześc.

Jak podano, stan zapasów obejmuje gaz wysokometanowy, zaazotowany zmagazynowany w Polsce i za granicą oraz gaz LNG w terminalu. Dane nie obejmują z kolei wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Operatora Systemu Przesyłowego Gas-System. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale wyniosło 1,1 mld m sześc. wobec 1,1 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,51 mld m sześc. gazu wobec 3,32 mld m sześc. rok wcześniej. Import z kierunku wschodniego wyniósł 2,32 mld m sześc. wobec 2,36 mld m sześc. rok wcześniej. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje szacunkowe, wybrane dane operacyjne za III kwartał oraz 9 miesięcy 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG"), w nawiązaniu do Raportu Bieżącego nr 35/2019 z dnia 12 lipca 2019 r., informuje, że w dniu 18 października 2019 r. powziął informację o spełnieniu warunku zawieszającego umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS udziałów w licencjach PL636 i PL636B od Wellesley Petroleum AS, zawierających złoże Duva w przedmiocie uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Na początku października PKP Cargo podpisało z PGNiG Obrót Detaliczny list intencyjny w sprawie możliwej współpracy w zakresie świadczenia usługi przewozu paliwa gazowego LNG z wykorzystaniem sieci kolejowej.

"W pierwszym kwartale 2020 roku planowane jest uruchomienie pierwszego pilotażowego pociągu z gazem skroplonym i dopiero po tym rozpatrywane będzie ewentualne podpisanie umowy" - powiedział Warsewicz.

"Myślę, że jest wystarczająca podaż takich wagonów na rynku. Nie będziemy mieli problemu ze zorganizowaniem pilotażowego składu" - dodał.

Spółka informowała wcześniej, że pierwszym etapem współpracy PGNiG Obrót Detaliczny i PKP Cargo ma być przygotowanie pilotażowego transportu skroplonego gazu ziemnego z terminalu LNG w Świnoujściu do Oświęcimia. Będzie to pierwszy tego rodzaju transport w Polsce.

PKP Cargo jest zainteresowanie utworzeniem centrów przeładunkowych LNG, zlokalizowanych przy terminalach przeładunkowych, będących w dyspozycji spółki, w celu świadczenia dla PGNiG OD usługi logistycznej przewozu skroplonego gazu ziemnego LNG.

Aktualnie skroplony gaz z terminalu LNG w Świnoujściu transportowany jest do odbiorców w całym kraju głównie z wykorzystaniem autocystern kriogenicznych.(PAP Biznes)

epo/ gor/

"Zgodnie z zapowiedziami prace wiertnicze na prospekcie Shrek trwały półtora miesiąca. Potwierdziliśmy obecność gazu ziemnego i ropy naftowej w piaskowcach jury dolnej i środkowej. W wykonanych otworach pobraliśmy rdzenie, próbki płynów złożowych i wykonaliśmy szczegółowe pomiary geofizyczne, co pozwoliło nam wstępnie określić wielkość i jakość złoża" – powiedział cytowany w komunikacie prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Podłączenie w przyszłości nowego złoża do istniejącej tak blisko infrastruktury wydobywczej wpłynie pozytywnie na rentowność całego projektu Skarv, na którym prowadzimy działalność. Dzięki nowemu odkryciu zwiększymy wydobycie własne na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, gdzie po 2022 roku chcemy produkować 2,5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie" – dodał.

PGNiG podał, że wiercenie otworu głównego i odchodzącego od niego otworu bocznego, posadowionego na skłonie struktury, trwało zgodnie z planem 45 dni. Prace wiertnicze prowadzone były na morzu, gdzie głębokość wody wynosi ok. 350 metrów. Strop złoża stwierdzono, zgodnie z wcześniejszymi założeniami, na głębokości ok. 2 tys. metrów poniżej dna morskiego. Odkryte złoże znajduje się ok. 5 km od pływającej jednostki produkcyjnej i magazynującej Skarv FPSO.

PGNiG Upstream Norway posiada 40 proc. udziałów w koncesji PL838. Partnerami mającymi po 30 proc. udziałów są firmy Aker BP ASA i Lime Petroleum AS. Koncesja PL838 przyznana została firmom w lutym 2016 roku, w ramach rundy koncesyjnej APA 2015. Znajduje się na Morzu Norweskim i sąsiaduje bezpośrednio z koncesjami Skarv i Arfugl, na których PGNiG prowadzi wydobycie węglowodorów.

Na Norweskim Szelfie Kontynentalnym spółka PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 24 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych. Zgodnie ze strategią Grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

epo/ gor/

PGNiG Upstream Norway posiada 40 proc. udziałów w koncesji PL838. Partnerami mającymi po 30 proc. udziałów są firmy Aker BP ASA i Lime Petroleum AS. Koncesja PL838 przyznana została firmom w lutym 2016 roku, w ramach rundy koncesyjnej APA 2015.

Na Norweskim Szelfie Kontynentalnym spółka PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 24 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych. Zgodnie ze strategią Grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

epo/ asa/

Zarząd Spółki Polskie LNG w składzie Paweł Jakubowski i Bartłomiej Słoma z dniem 14 października 2019 roku złożył rezygnację z pełnionych funkcji.

Tomasz Stępień pozostaje prezesem, a Krzysztof Jackowski wiceprezesem Gaz-Systemu.(PAP Biznes)

epo/ osz/

"Przez wiosnę i lato, kiedy zużycie gazu ziemnego w kraju jest mniejsze, zatłaczamy znaczne wolumeny gazu ziemnego do magazynów, aby dysponować nim jesienią i zimą. Zapasy gazu są wykorzystywane nie tylko w związku z niższymi temperaturami i związanym z tym wzrostem zużycia gazu. Są one także gwarancją stabilności dostaw paliwa gazowego" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Podziemne magazyny pozwalają bilansować zapotrzebowanie na gaz, co pozwala PGNiG efektywnie zarządzać portfelem gazu ziemnego.

W lipcu 2019 roku średnie dobowe zużycie gazu wyniosło w Polsce ok. 30 mln m sześc. W lutym 2019 roku – ok. 60 mln m sześc. dziennie. Jak podano, między następującymi po sobie dobami w danym miesiącu może wahać się o kilka milionów metrów sześciennych.

PGNiG podał, że w magazynach znajduje się w tej chwili (stan na 14.10.2019) ok. 34,3 TWh, czyli ok. 3 mld m sześc. gazu ziemnego. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Raport wydano przy kursie 4,65 zł i taka sama była cena akcji spółki we wtorek na zamknięciu notowań.

"Z rosnącym pesymizmem przyglądamy się cenom gazu nabierając przekonania, że wyraźne ich odbicie na rynku europejskim jest mało prawdopodobne, o ile nie przyjdzie surowa zima i nie ruszy z kopyta sezon grzewczy, jednakże nawet w takich okolicznościach ewentualny wzrost cen gazu będzie, naszym zdaniem, krótkoterminowy" - napisano w raporcie.

DM BOŚ szacuje, że zapasy gazu na rynku europejskim wzrosły do rekordowo wysokiego poziomu, odpowiadającego 97 proc. łącznych zdolności magazynowania, w wyniku rosnącej konkurencji ze strony gazu LNG (wzrost skali eksportu amerykańskiego gazu LNG).

Dodano, że - nawet przy założeniu, że z jakichś powodów większość eksportowanego ze Stanów gazu LNG ominie rynek europejski - negatywny, chociaż pośredni, wpływ na europejskie ceny gazu utrzyma się ze względu na wystąpienie strukturalnych limitów cen.

"Należy pamiętać, że rewolucja łupkowa w Stanach spowodowała nieodwracalne zmiany strukturalne w łańcuchu wartości ropy naftowej. Uważamy, że dodatkowe dostawy gazu LNG obniżą globalne ceny tego surowca, wprowadzając element większej konkurencji na rynku, podobnie jak to miało miejsce kilka lat temu na rynkach ropy (zła wiadomość dla globalnych spółek wydobywających gaz)" - oceniono.

Depesza jest skrótem rekomendacji. Pierwsza dystrybucja raportu, którego autorem jest Łukasz Prokopiuk, miała miejsce 2 października o godzinie 8.40.

W załączniku do depeszy zamieszczamy plik PDF z wymaganymi prawem informacjami DM BOŚ. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

"List intencyjny stanowi wyraz woli PKP CARGO oraz PGNiG OD podjęcia działań zmierzających do nawiązania długoterminowej współpracy nakierowanej na przygotowanie kompleksowej usługi transportu kolejowego skroplonego gazu ziemnego LNG w kraju i za granicą. Obie spółki deklarują również wzajemną współpracę przy przygotowaniu pilotażowego transportu LNG w relacji Świnoujście - Oświęcim w 2020 roku" - napisano.

PKP CARGO jest zainteresowanie utworzeniem centrów przeładunkowych LNG, zlokalizowanych przy terminalach przeładunkowych, będących w dyspozycji spółki, w celu świadczenia dla PGNiG OD kompleksowej usługi logistycznej przewozu skroplonego gazu ziemnego LNG.

"PKP Cargo bacznie obserwuje rynek i widzimy, że dzięki importowi gazu skroplonego rośnie zapotrzebowanie na przewóz tego surowca w głąb kraju. Tworzy się nowy sektor rynku przewozowego, na którym chcemy być obecni i zaoferować naszemu klientowi jak najlepsze warunki transportu gazu. Liczymy, że ten list intencyjny stanie się podstawą podpisania w niedalekiej przyszłości umowy przewozowej. Dla nas to nie tylko biznes, cieszymy się, że będziemy mogli wziąć aktywny udział w procesie wzmacniania bezpieczeństwa energetycznego Polski" – powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes PKP Cargo Czesław Warsewicz. (PAP Biznes)

epo/ ana/

"List intencyjny stanowi wyraz woli PKP CARGO oraz PGNiG OD podjęcia działań zmierzających do nawiązania długoterminowej współpracy nakierowanej na przygotowanie kompleksowej usługi transportu kolejowego skroplonego gazu ziemnego LNG w kraju i za granicą. Obie spółki deklarują również wzajemną współpracę przy przygotowaniu pilotażowego transportu LNG w relacji Świnoujście - Oświęcim w 2020 roku" - napisano.

"PKP CARGO wykazuje jednocześnie zainteresowanie dotyczące utworzenia centrów przeładunkowych LNG, zlokalizowanych przy terminalach przeładunkowych, będących w dyspozycji spółki, w celu świadczenia dla PGNiG OD kompleksowej usługi logistycznej przewozu skroplonego gazu ziemnego LNG" - dodano. (PAP Biznes)

epo/ ana/

Jak podano, długoterminowa umowa serwisowa obejmuje m.in. ciągłe monitorowanie urządzenia, okresowe przeglądy, a także dostarczanie i montaż części zamiennych.

Zakładana jest możliwość przedłużenia umowy na kolejnych dwanaście lat.

Blok gazowo-parowy o mocy 450 MW budowany jest w Stalowej Woli przez spółkę Tauron Wytwarzanie z partnerem strategicznym PGNiG. Obok energii elektrycznej blok będzie wytwarzał ciepło na potrzeby komunalne i parę technologiczną dla pobliskich zakładów przemysłowych. Jednostka przejmie rolę podstawowego źródła ciepła dla około 60 tys. okolicznych mieszkańców.

Na terenie budowy trwają końcowe prace montażowe, a uruchomienie bloku do eksploatacji planowane jest na koniec pierwszego kwartału 2020 roku. (PAP Biznes)

doa/ ana/

"W liście strony podkreślają, że ich intencją jest nabycie bloku biomasowego należącego do Tauron Wytwarzanie przez ECSW. Strony rozpoczynają analizy warunków technicznych, ekonomicznych i prawnych nabycia bloku przez ECSW" - napisano w komunikacie prasowym.

Elektrociepłownia Stalowa Wola, w której Tauron Wytwarzanie oraz PGNiG Termika mają po 50 proc. akcji, buduje w Stalowej Woli nowoczesny blok gazowo-parowy o mocy 450 MWe. Blok będzie pracował w wysokosprawnej kogeneracji. Obok energii elektrycznej, będzie wytwarzał ciepło na potrzeby komunalne i parę technologiczną dla pobliskich zakładów przemysłowych. Przejęcie bloku do eksploatacji planowane jest na koniec I kwartału 2020 roku. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Inwestycja zrealizowana przez Gaz-System polegała na budowie gazociągu wysokiego ciśnienia 8,4 MPa wraz z linią światłowodową, zlokalizowanego na terenie 19 gmin województwa wielkopolskiego oraz dolnośląskiego. Gazociąg Lwówek-Odolanów otrzymał dofinansowanie z Unii Europejskiej w kwocie około 370 mln zł.

Gazociąg jest elementem Korytarza Gazowego Północ-Południe, który docelowo połączy terminal LNG w Świnoujściu oraz Gazociąg Bałtycki z terminalem gazowym na chorwackiej wyspie Krk.

Prezes Stępień poinformował, że Gaz-System realizuje w tej chwili 2000 km gazociągów, z czego 700 km jest w budowie, a 1300 km znajduje się w fazie projektowania na deskach kreślarskich.

"Gaz-System w ciągu czterech lat przeznaczy na inwestycje 14 mld zł, potem kolejne 10 mld zł w ciągu kolejnych 10 lat, żeby dokończyć program dywersyfikacji źródeł dostaw energii" - powiedział Stępień.

Dodał, że w przyszłym roku Gaz-System odda 7 kolejnych gazociągów o łącznej długości 429 km w ramach korytarza Północ-Południe, który będzie rozprowadzał gaz z terminala LNG w Świnoujściu.

"W 2021 roku oddamy kolejne 4 gazociągi o długości 230 km, w tym połączenie ze Słowacją. W 2022 roku będziemy już oddawać gazociągi związane z projektem Baltic Pipe, gazociąg na Litwie, cztery tłocznie, czyli wszystkie elementy, które będą służyć do zaopatrzenia polskiej gospodarki z innych niż dotychczasowe kierunki" - powiedział prezes Gaz-Systemu.

"Po 2022 roku to kolejne ponad 1000 km gazociągu i terminal pływający w Zatoce Gdańskiej" - dodał.

Prezes Stępień poinformował, że 1/3 finansowania inwestycji realizowanych przez Gaz-System pochodzi ze środków unijnych. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Wolumen dostarczanego gazu uzależniony będzie od wydobycia zrealizowanego przez Lotos Norge.

"Norwegia, ze względu na ogromny potencjał wydobycia gazu i ropy, to jeden z kluczowych kierunków rozwoju PGNiG. Grupa Lotos to nasz strategiczny odbiorca gazu w Polsce. Cieszymy się, że możemy rozszerzyć naszą współpracę handlową o rynek norweski - powiedział wiceprezes PGNiG Maciej Woźniak, cytowany w komunikacie.

Woźniak przypomniał, że w 2022 roku po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe PGNiG rozpocznie dostawy gazu z Norwegii do Polski.

"Realizacja tego projektu otworzy także możliwości pogłębienia współpracy Lotosu i PGNiG" – dodał Maciej Woźniak.

Tomasz Maj, prezes Lotos Upstream, podmiotu odpowiedzialnego za realizację strategii segmentu wydobywczego Lotosu, wskazuje, że segment wydobywczy jest dla Lotosu ważny nie tylko z ekonomicznego powodu, ale również z uwagi na możliwość zapewnienia niezakłóconych dostaw własnych surowców.

"Porozumienie z PGNiG jest dla nas atrakcyjne z punktu widzenia biznesowego, tym bardziej, że ok. 3/4 naszego wydobycia w Norwegii to właśnie gaz ziemny. Podpisana umowa pokazuje, że polskie firmy poprzez synergie są w stanie budować silną pozycję na międzynarodowym rynku surowców" – powiedział Tomasz Maj.

Aktualne rezerwy (typu 2P) węglowodorów w Norwegii wynoszą 35 mln boe, z czego 40 proc. stanowi gaz ziemny.

PGNiG od 2010 roku jest strategicznym dostawcą gazu ziemnego dla Grupy Lotos, a od 2015 roku dostarcza również ropę naftową na potrzeby produkcyjne rafinerii w Gdańsku. Od 2019 roku obie firmy wspólnie rozwijają rynek LNG nad Bałtykiem, oferując usługę komercyjnego bunkrowania statków paliwem LNG pochodzącym z terminalu w Świnoujściu. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Gazprom poinformował, że eksport gazu do Europy w ciągu dziewięciu miesięcy tego roku wyniósł 144,6 mld m sześc. gazu.

Spółka podała, że w ciągu dziewięciu miesięcy wyprodukowała 368 mld m sześć gazu, o 1 proc. więcej rdr. (PAP Biznes)

map/ ana/

PGNiG Upstream Norway AS, spółka z grupy kapitałowej PGNiG, zawarł w czerwcu umowę zakupu udziałów w koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym od Total E&P; Norge AS.

Umowa obejmowała zakup 22,2 proc. udziałów w licencjach PL146 i PL333 od Total E&P; Norge AS, zawierających złoże gazu King Lear. Operatorem złoża jest AkerBP, który posiada 77,8 proc. udziałów zakupionych w 2018 roku od Equinor Energy AS.

King Lear jest złożem gazowo-ropnym zlokalizowanym na Morzu Północnym. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego udokumentowane zasoby wydobywalne wynoszą 9,2 mld m sześc. gazu oraz 6,5 mln m sześc. ropy naftowej.

Strony objęły wartość transakcji tajemnicą handlową.

Obecnie na licencjach trwają prace dotyczące opracowania koncepcji zagospodarowania złoża. Proces inwestycyjny planowany jest w latach 2021-24, a uruchomienie produkcji ma nastąpić w 2025 roku. Zgodnie z aktualnymi danymi operatora złoża, po uruchomieniu produkcji, wydobycie gazu w części przypadającej na PUN ma wynieść 0,25 mld m sześc. rocznie. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do Raportu Bieżącego nr 24/2019 z dnia 7 czerwca 2019 r., informuje, że w dniu 30 września 2019 r. powziął informację o spełnieniu warunku zawieszającego umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS udziałów w złożu King Lear od Total E&P; Norge AS w przedmiocie uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Uchwałę w tej sprawie poparło 70 senatorów, żaden nie był przeciw, a jeden wstrzymał się od głosu. Teraz ustawa trafi do podpisu prezydenta.

Ustawa z 25 lipca 2014 roku o specjalnym podatku węglowodorowym ma zostać uchylona, ponieważ niespełnione zostały założenia, iż podatek ten będzie zapewniał budżetowi państwa odpowiedni udział w zyskach z wydobycia gazu łupkowego. Podatek miał obowiązywać od 2020 r.

Wbrew prognozom, nie nastąpił w Polsce rozwój wydobycia gazu łupkowego, a podstawowym źródłem tego surowca pozostają konwencjonalne złoża gazu ziemnego. W kolejnych latach, po przyjęciu ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym, nastąpiła weryfikacja przyjętych przy jej uchwalaniu założeń, a obecnie złoża łupkowe, jakie znajdują się w Polsce, nie dają wystarczających możliwości ich gospodarczej eksploatacji.

Ustawa z 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym wprowadziła system opodatkowania ropy i gazu, wydobywanych po 1 stycznia 2020 r. Państwo miało pobierać rentę surowcową o docelowej wysokości ok. 40 proc. Miały się na nią składać specjalny podatek węglowodorowy, którego stawka miała wynosić od 0 do 25 proc. oraz podatek od wydobycia niektórych kopalin.

Nowe przepisy zmieniać będą również ustawę o podatku CIT. Zgodnie z propozycją podatnicy obowiązani do sporządzenia sprawozdania finansowego - z wyłączeniem podmiotów wpisanych do rejestru przedsiębiorców Krajowego Rejestru Sądowego - będą przekazywali za pomocą środków komunikacji elektronicznej szefowi Krajowej Administracji Skarbowej, sprawozdanie wraz ze sprawozdaniem z badania, w terminie 10 dni od daty zatwierdzenia rocznego sprawozdania finansowego. W przypadku spółek będzie to również odpis uchwały zgromadzenia zatwierdzającej sprawozdanie finansowe.(PAP)

mick/ dym/ ana/

Z danych Bloomberga wynika, że PGNiG ma 3 rekomendacje "kupuj", 4 "trzymaj" i 2 "sprzedaj".

Średnia cena docelowa akcji PGNiG spadła w ciągu trzech ostatnich miesięcy o 11 proc. i jest w przedziale 4,05-6,65 zł. (PAP Biznes)

epo/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że powziął informację o postanowieniu Sądu Rejonowego dla m.st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego o wpisie do rejestru zmian treści Statutu Spółki, przyjętych uchwałą Nr 6/2019 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zwołanego na dzień 31 lipca 2019 roku i zakończonego, po ogłoszonej przerwie w dniu 21 sierpnia 2019 roku.

Z dniem 17 września 2019 r. zarejestrowane zostały następujące zmiany Statutu PGNiG:

1. W § 22a dotychczasowy ust. 1 otrzymuje następujące brzmienie:

"1. Zbycie przez Spółkę składników aktywów trwałych w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994r. o rachunkowości, o wartości rynkowej powyżej 0,1% sumy aktywów, ustalonych na podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego, odbywa się w trybie przetargu lub aukcji, chyba że wartość rynkowa zbywanych składników nie przekracza 20.000 złotych."

2. W § 22a w ust. 2 w zdaniu pierwszym po słowach "bez przeprowadzenia przetargu" dodaje się słowa "lub aukcji".

3. W § 22a w ust. 2 w punkcie 1 po słowach "przetarg publiczny" dodaje się słowa "lub aukcja".

4. W § 22b w ust. 1 po słowie "przetargu" dodaje się słowa "lub aukcji".

5. W § 22b dotychczasowy ust. 2 otrzymuje następujące brzmienie:

"Przetarg lub aukcja może się odbyć nie wcześniej niż po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia o przetargu lub aukcji."

6. W § 22b dotychczasowy ust. 3 otrzymuje następujące brzmienie:

"3. W przetargu lub aukcji jako oferenci nie mogą uczestniczyć:

1) Członkowie Zarządu oraz Rady Nadzorczej Spółki,

2) podmiot gospodarczy prowadzący przetarg lub aukcję oraz Członkowie jego Zarządu i Rady Nadzorczej,

3) osoby, którym powierzono wykonanie czynności związanych z przeprowadzeniem przetargu lub aukcji,

4) małżonek, dzieci, rodzice i rodzeństwo osób, o których mowa w pkt 1-3,

5) osoby, które pozostają z prowadzącym przetarg lub aukcję w takim stosunku prawnym lub faktycznym, że może to budzić uzasadnione wątpliwości co do bezstronności prowadzącego przetarg lub aukcję."

7. W § 22b w ust. 4 po słowach "Warunkiem przystąpienia do przetargu" dodaje się słowa "lub aukcji".

8. W § 22b w ust. 5 po słowach "Przed przystąpieniem do przetargu" dodaje się słowa "lub aukcji".

9. W § 22b dotychczasowy ust. 8 otrzymuje następujące brzmienie:

"8. Regulamin określający zasady i tryb przeprowadzania przetargu lub aukcji, treść ogłoszenia o przetargu lub aukcji, formę oraz warunki przetargu lub aukcji określa Spółka."

10. W § 22b dotychczasowy ust. 9 otrzymuje następujące brzmienie:

"9. Organizatorowi przetargu lub aukcji przysługuje prawo zamknięcia przetargu lub aukcji bez wybrania którejkolwiek z ofert, bez podania przyczyny."

11. W § 22b w ust. 10 po słowie "Przetarg" dodaje się słowa "lub aukcję".

12. W § 23 dotychczasowy ust. 4 otrzymuje następujące brzmienie:

"4. Zarząd Spółki przedkłada Radzie Nadzorczej wraz ze Sprawozdaniem Zarządu z działalności Spółki za ubiegły rok obrotowy sprawozdania dotyczące:

a) wydatków reprezentacyjnych, wydatków na usługi prawne, usługi marketingowe, usługi w zakresie stosunków międzyludzkich (public relations) i komunikacji społecznej oraz na usługi doradztwa związanego z zarządzaniem,

b) stosowania dobrych praktyk określonych przez Prezesa Rady Ministrów na podstawie art. 7 ust. 3 ustawy o zasadach zarządzania mieniem państwowym w zakresie ładu korporacyjnego, społecznej odpowiedzialności biznesu oraz sponsoringu."

13. W § 33 w ust. 1 dotychczasowy punkt 5 otrzymuje następujące brzmienie:

"5) wybór firmy audytorskiej do przeprowadzenia badania sprawozdania finansowego."

14. W § 33 w ust. 2 dotychczasowy punkt 1 otrzymuje następujące brzmienie:

"1) rozporządzenie składnikami aktywów trwałych w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, zaliczonymi do wartości niematerialnych i prawnych, rzeczowych aktywów trwałych lub inwestycji długoterminowych, w tym wniesienie jako wkładu do spółki lub spółdzielni, jeżeli wartość rynkowa tych składników przekracza wartość 20.000.000 zł lub 5% sumy aktywów w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, ustalonych na podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego, a także oddanie tych składników do korzystania innemu podmiotowi, na okres dłuższy niż 180 dni w roku kalendarzowym, na podstawie czynności prawnej, jeżeli wartość rynkowa przedmiotu czynności prawnej przekracza 20.000.000 zł lub 5% sumy aktywów, przy czym, oddanie do korzystania w przypadku:

a) umów najmu, dzierżawy i innych umów o oddanie składnika majątkowego do odpłatnego korzystania innym podmiotom - przez wartość rynkową przedmiotu czynności prawnej rozumie się wartość świadczeń za:

- rok - jeżeli oddanie składnika majątkowego nastąpiło na podstawie umów zawieranych na czas nieoznaczony,

- cały czas obowiązywania umowy - w przypadku umów zawieranych na czas oznaczony,

b) umów użyczenia i innych nieodpłatnych umów o oddanie składnika majątkowego do korzystania innym podmiotom - przez wartość rynkową przedmiotu czynności prawnej rozumie się równowartość świadczeń, jakie przysługiwałyby w razie zawarcia umowy najmu lub dzierżawy, za:

- rok - jeżeli oddanie składnika majątkowego nastąpi na podstawie umowy zawieranej na czas nieoznaczony,

- cały czas obowiązywania umowy - w przypadku umów zawartych na czas oznaczony,"

15. W § 33 w ust. 2 dotychczasowy punkt 2 otrzymuje następujące brzmienie:

"2) nabycie składników aktywów trwałych w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, o wartości przekraczającej 2.000.000 złotych lub 5% sumy aktywów w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, ustalonych na podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego, za wyjątkiem transakcji wynikających z zatwierdzonych przez Radę Nadzorczą planów, o których mowa w ust. 1 pkt 6,"

16. W § 33 w ust. 2 po punkcie 2 dodaje się punkty 2a i 2b o następującym brzmieniu:

"2a) objęcie albo nabycie akcji/udziałów innej spółki o wartości przekraczającej 20.000.000 złotych lub 10% sumy aktywów w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, ustalonych na podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego, z uwzględnieniem postanowień § 56 ust.6,"

"2b) zbycie akcji/udziałów innej spółki o wartości rynkowej przekraczającej 20.000.000 zł złotych lub 10% sumy aktywów w rozumieniu ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, ustalonych na podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego, z uwzględnieniem postanowień § 56 ust.6,"

17. W § 33 w ust. 2 punkt 5 dotychczasowy podpunkt c) otrzymuje następujące brzmienie:

"c) umowy o usługi prawne, usługi marketingowe, usługi w zakresie stosunków międzyludzkich (public relations) i komunikacji społecznej oraz usługi doradztwa związanego z zarządzaniem, jeżeli wysokość wynagrodzenia przewidzianego za świadczone usługi łącznie w tej umowie lub innych umowach zawieranych z tym samym podmiotem przekracza 500 000 złotych netto, w stosunku rocznym,"

18. W § 33 w ust. 3 w punkcie 5 skreśla się podpunkt e) i zmienia odpowiednio kolejną numerację.

19. W § 33 w ust. 3 dotychczasowy punkt 8 otrzymuje następujące brzmienie:

"8) udzielanie zgody na zawiązanie przez Spółkę innej spółki, której kapitał zakładowy przekracza równowartość w złotych polskich 2.000.000 EURO,"

20. W § 33 w ust. 3 dotychczasowy punkt 17 otrzymuje następujące brzmienie:

"17) opiniowanie sporządzonego przez Zarząd sprawozdania dotyczącego wydatków reprezentacyjnych, wydatków na usługi prawne, usługi marketingowe, usługi w zakresie stosunków międzyludzkich (public relations) i komunikacji społecznej oraz na usługi doradztwa związanego z zarządzaniem, a także sprawozdania ze stosowania dobrych praktyk, o których mowa w art. 7 ust. 3 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym."

21. W § 56 w ust. 3 skreśla się punkty 2- 3a.

22. § 62 otrzymuje następujące nowe brzmienie:

"§ 62.

Zarząd Spółki jest obowiązany:

1) sporządzić sprawozdanie finansowe wraz ze sprawozdaniem z działalności Spółki za ubiegły rok obrotowy w terminie trzech miesięcy od dnia bilansowego,

2) poddać sprawozdanie finansowe badaniu przez firmę audytorską,

3) złożyć do oceny Radzie Nadzorczej dokumenty wymienione w pkt 1 wraz ze sprawozdaniem z badania,

4) przedstawić Walnemu Zgromadzeniu dokumenty wymienione w pkt 1 wraz ze sprawozdaniem z badania oraz sprawozdanie Rady Nadzorczej, o którym mowa w § 33 ust. 1 pkt 3,

5) sporządzić skonsolidowane sprawozdanie finansowe grupy kapitałowej oraz sprawozdanie z działalności grupy kapitałowej w terminie nie później niż dwóch miesięcy od daty obowiązującej dla sporządzenia sprawozdania finansowego Spółki, o ile taki obowiązek wynika z przepisów ustawy o rachunkowości z dnia 29 września 1994,

6) poddać skonsolidowane sprawozdanie finansowe badaniu przez firmę audytorską,

7) złożyć do oceny Radzie Nadzorczej dokumenty wymienione w pkt 5 wraz ze sprawozdaniem z badania,

8) przedstawić Zwyczajnemu Walnemu Zgromadzeniu dokumenty wymienione w pkt 5 wraz ze sprawozdaniem z badania oraz sprawozdanie Rady Nadzorczej, o którym mowa w § 33 ust. 1 pkt 4),

9) w spółkach, wobec których Spółka jest przedsiębiorcą dominującym w rozumieniu art. 4 pkt 3 ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów, w związku z art. 17 ust. 7, art. 18 ust. 2, art. 20 oraz art. 23 z uwzględnieniem art. 18a oraz 23a ustawy o zasadach zarządzania mieniem państwowym, wprowadzić zasady wymienione w ustawie o zarządzaniu mieniem państwowym."

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Za uchwaleniem ustawy głosowało 399 posłów, jeden był przeciw, a 18 wstrzymało się od głosu. Teraz ustawa trafi pod obrady Senatu.

Ustawa z 25 lipca 2014 roku o specjalnym podatku węglowodorowym ma zostać uchylona, ponieważ niespełnione zostały założenia, iż podatek ten będzie zapewniał budżetowi państwa odpowiedni udział w zyskach z wydobycia gazu łupkowego. Podatek miał obowiązywać od 2020 r.

Wbrew prognozom, nie nastąpił w Polsce rozwój wydobycia gazu łupkowego, a podstawowym źródłem tego surowca pozostają konwencjonalne złoża gazu ziemnego. W kolejnych latach, po przyjęciu ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym, nastąpiła weryfikacja przyjętych przy jej uchwalaniu założeń, a obecnie złoża łupkowe, jakie znajdują się w Polsce, nie dają wystarczających możliwości ich gospodarczej eksploatacji.

Ustawa z 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym wprowadziła system opodatkowania ropy i gazu, wydobywanych po 1 stycznia 2020 r. Państwo miało pobierać rentę surowcową o docelowej wysokości ok. 40 proc. Miały się na nią składać specjalny podatek węglowodorowy, którego stawka miała wynosić od 0 do 25 proc oraz podatek od wydobycia niektórych kopalin.

Nowe przepisy zmieniać będą również ustawę o podatku CIT. Zgodnie z propozycją podatnicy obowiązani do sporządzenia sprawozdania finansowego - z wyłączeniem podmiotów wpisanych do rejestru przedsiębiorców Krajowego Rejestru Sądowego - będą przekazywali za pomocą środków komunikacji elektronicznej szefowi Krajowej Administracji Skarbowej, sprawozdanie wraz ze sprawozdaniem z badania, w terminie 10 dni od daty zatwierdzenia rocznego sprawozdania finansowego. W przypadku spółek będzie to również odpis uchwały zgromadzenia zatwierdzającej sprawozdanie finansowe. (PAP)

mick/ dym/ pr/

"Komisja przyjmuje do wiadomości dzisiejsze orzeczenie Sądu UE w sprawie zmienionej decyzji o wyłączeniu dla OPAL-u (z unijnych regulacji dotyczących energetyki - PAP). Zasada solidarności energetycznej jest bardzo droga Komisji Europejskiej i zgodnie z ustaleniami Sądu UE należy ją wyraźnie brać pod uwagę w przyszłych decyzjach o wyłączeniu. Komisja dokładnie przeanalizuje dzisiejsze orzeczenie" - powiedziała PAP rzeczniczka.

OPAL to biegnący wzdłuż niemiecko-polskiej granicy gazociąg, który połączony jest z Nord Streamem.

W 2009 roku OPAL-owi przyznano na 22 lata wyjątkowe traktowanie w ramach unijnego III pakietu energetycznego, który wymaga m.in. dostępu stron trzecich - w tym przypadku konkurentów Gazpromu - do infrastruktury przesyłu gazu w UE. Zgodnie z przyznanym wyjątkiem Gazprom miał rezerwację na 50 proc. przepustowości gazociągu OPAL, ale mógł ją zwiększyć, wdrażając tzw. program uwalniania gazu, czyli oferowania części gazu (dokładnie 3 mld metrów sześc.) na rynku poza kontraktami.

Gazprom nie spełnił jednak nigdy warunków z decyzji KE z 2009 r. - nie uruchomił programu uwalniania gazu, uznając, że byłoby to nieopłacalne. W rezultacie został z przepustowością na poziomie 50 proc. Tak było aż do 2016 r., gdy niemiecki organ regulacyjny Bundesnetzagentur poinformował KE, że na wniosek Gazpromu zamierza zwiększyć rezerwację przepustowości dla rosyjskiego koncernu. Komisja wyraziła zgodę, co w uproszczeniu oznaczało, że do 2033 r. Rosjanie mogliby wykorzystywać do 100 proc. przepustowości OPAL-u (80 proc. a priori oraz 20 proc. w ramach aukcji).

Polski rząd, a także spółka zależna PGNiG w grudniu 2016 roku złożyły do unijnego sądu pozwy przeciwko KE. Warszawa argumentowała, że postanowienie Komisji jest niekorzystne dla bezpieczeństwa energetycznego Polski. Pod koniec grudnia 2016 r. unijny sąd zdecydował o wstrzymaniu wykonania decyzji KE do czasu zakończenia sporu sądowego. To była pierwsza wygrana Polski w tej sprawie, jednak po pół roku decyzja została zmieniona i od połowy 2017 r. Gazprom faktycznie w całości wykorzystywał OPAL.

We wtorek Polska wygrała z Komisją Europejską w Sądzie UE w tej sprawie.

Sąd UE zastrzegł, że stosowanie zasady solidarności energetycznej nie oznacza, iż polityka Unii w dziedzinie energetyki nie może w żadnym wypadku mieć negatywnych skutków dla interesów energetycznych jednego z państw unijnych. Niemniej - jak ocenił - instytucje Unii i państwa członkowskie są zobowiązane uwzględniać interesy zarówno Unii, jak i poszczególnych państw członkowskich oraz "wyważać (je) w przypadku sprzeczności".

Dlatego - zdaniem Sądu UE - przy wydawaniu decyzji z 2016 r. na KE ciążył obowiązek dokonania oceny, czy zaproponowana zmiana warunków korzystania z gazociągu OPAL może naruszyć interesy innych państw członkowskich w dziedzinie energetyki. Uznał, że tak się nie stało - z decyzji tej nie wynika, iż KE przeprowadziła badania skutków zmiany warunków korzystania z gazociągu OPAL dla bezpieczeństwa dostaw w Polsce, a jedynie dla bezpieczeństwa dostaw w Unii.

Teoretycznie KE może złożyć odwołanie od orzeczenia Sądu do Trybunału Sprawiedliwości UE, ale musi być ono ograniczone tylko do kwestii prawnych. Może zostać wniesione w terminie dwóch miesięcy i 10 dni od dnia zawiadomienia o tym orzeczeniu.

Polska jest zadowolona z tego rozstrzygnięcia. Premier Mateusz Morawiecki powiedział, że wyrok spowodował, że Gazprom i Niemcy nie będą mogli używać gazociągu OPAL w 100 proc. w sposób monopolistyczny. "Wygraliśmy ten spór z Komisją Europejską, to bardzo dobra wiadomość" - ocenił.

"To olbrzymi sukces. Ten wyrok jest trudny do przecenienia, dlatego że bierze pod uwagę przesłankę solidarności energetycznej. Co więcej, oznacza ograniczenie przesyłania Nord Stream 1" - powiedział PAP jeden z dyplomatów zajmujących się tą sprawą.

Gazociąg OPAL, oddany do eksploatacji w 2011 r., ma przepustowość ok. 36,5 mld rocznie. Dla porównania polski terminal LNG w Szczecinie ma przepustowość 5 mld metrów sześc. rocznie. (PAP)

luo/ akl/ kar/

"Komisja przyjmuje do wiadomości dzisiejsze orzeczenie Sądu UE w sprawie zmienionej decyzji o wyłączeniu dla OPAL-u (z unijnych regulacji dotyczących energetyki - PAP). Zasada solidarności energetycznej jest bardzo droga Komisji Europejskiej i zgodnie z ustaleniami Sądu UE należy ją wyraźnie brać pod uwagę w przyszłych decyzjach o wyłączeniu. Komisja dokładnie przeanalizuje dzisiejsze orzeczenie" - powiedziała PAP Anna-Kaisa Itkonen.

OPAL to biegnący wzdłuż niemiecko-polskiej granicy gazociąg, który połączony jest z Nord Streamem.

W 2009 roku OPAL-owi przyznano na 22 lata wyjątkowe traktowanie w ramach unijnego III pakietu energetycznego, który wymaga m.in. dostępu stron trzecich, czyli innych firm, w tym przypadku konkurentów Gazpromu, do infrastruktury przesyłu gazu w UE. Zgodnie z przyznanym wyjątkiem Gazprom miał rezerwację na 50 proc. przepustowości gazociągu OPAL, ale mógł ją zwiększyć, wdrażając tzw. program uwalniania gazu, czyli oferowania części gazu, dokładnie 3 mld m sześciennych, na rynku poza kontraktami.

Gazprom nie spełnił jednak nigdy warunków z decyzji KE z 2009 roku - nie uruchomił programu uwalniania gazu, uznając, że byłoby to nieopłacalne. Ostatecznie został tylko z 50 procentami przepustowości. Tak było aż do 2016 r., gdy Bundesnetzagentur, czyli niemiecki organ regulacyjny, przekazał Komisji swój zamiar zwiększenia, na wniosek Gazpromu, rezerwacji przepustowości dla rosyjskiego koncernu. Komisja się zgodziła.

Polski rząd, a także spółka zależna PGNiG w grudniu 2016 roku złożyły do unijnego sądu pozwy przeciwko KE. Warszawa argumentowała, że postanowienie KE jest niekorzystne dla bezpieczeństwa energetycznego Polski. We wtorek Polska wygrała z Komisją Europejską w Sądzie UE w tej sprawie. (PAP)

luo/ bjn/ kar/ gor/

Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej 10 września na wniosek rządów Polski, Litwy i Łotwy uchylił decyzję Komisji Europejskiej z 28 października 2016 roku w sprawie monopolizacji dostępu do gazociągu Opal.

Zgodnie z decyzją KE z 2016 roku rosyjski Gazprom mógł stać się wyłącznym użytkownikiem gazociągu Opal. Polska argumentowała że KE wydając decyzję naruszyła zasady Unii Europejskiej poprzez niezbadanie jej wpływu na bezpieczeństwo energetyczne Polski.

Teraz TSUE stwierdził, że "zaskarżona decyzja została wydana z naruszeniem zasady solidarności energetycznej".

"Przepisy energetyczne prawa europejskiego są po to, aby uniemożliwić monopolizowanie dostępu do gazociągów wewnątrz UE. Jesteśmy bardzo zadowoleni, że TSUE jasno potwierdził, że przepisy UE obowiązują w równym stopniu wszystkich, w tym rosyjski Gazprom" - powiedział na wtorkowej konferencji prasowej prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Wyrok Trybunału jest wykonalny z dniem ogłoszenia. Zgodnie z nim Gazprom powinien zmniejszyć przesył gazu gazociągiem Nord Stream o 12 mld m sześć. rocznie, do około 43 mld m sześć. rocznie" - dodał.

Prezes PGNiG przypomniał, że dzięki decyzji Komisji Europejskiej z 2016 roku Gazprom mógł przesyłać Nord Streamem 58,8 mld m sześć. gazu rocznie.

Gaz ten był następnie przesyłany w głąb Niemiec i wzdłuż zachodniej granicy z Polską gazociągami Nel i Opal.

Zgodnie z wyrokiem TSUE Gazprom musi utrzymywać przepływ gazu przez terytorium Ukrainy gazociągiem Braterstwo, co w opinii Piotra Woźniaka poprawia bezpieczeństwo energetyczne Ukrainy i całego regionu.

Wyrok z 10 września nie kończy postępowania przed Trybunałem Sprawiedliwości Unii Europejskiej, gdyż Komisja Europejska może się od niego odwołać. Jednak wyrok Trybunału ma rygor natychmiastowej wykonalności. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Minister Krzysztof Tchórzewski ocenia, że decyzja sądu i wygrana Polski zmniejsza prawdopodobieństwo wystąpienia poważnego kryzysu gazowego na Ukrainie.

Sąd UE uchylił we wtorek decyzję Komisji Europejskiej dającą rosyjskiemu koncernowi prawo korzystania z gazociągu w 100 proc.

"Cieszymy się, że sąd rozstrzygnął tę sprawę w ten sposób. Utrzymuje to bezpieczeństwo energetyczne nasze i Ukrainy na wysokim poziomie. To bardzo ważna decyzja, która rozstrzyga na korzyść interesy państw europejskich" - powiedział dziennikarzom minister Tchórzewski.

Na stronie internetowej pojawił się równocześnie komentarz ministra Tchórzewskiego do wyroku sądu.

"Korzystny dla Polski wyrok Sądu Unii Europejskiej to kolejne, po uchwaleniu dyrektywy gazowej wydarzenie, które ukróca monopol Gazpromu w Europie. To lekcja dla tych, którzy sądzą, że mogą działać na europejskim rynku energetycznym, bez przestrzegania jego zasad" - powiedział Krzysztof Tchórzewski, cytowany w komunikacie.

"Wygrana Polski w tej sprawie zmniejsza prawdopodobieństwo wystąpienia poważnego kryzysu gazowego na Ukrainie, który mógłby uderzyć też w inne państwa regionu, w tym w Polskę" - dodał.

W opinii ministra Tchórzewskiego, wyrok Sądu UE ma ogromne znaczenie w perspektywie zbliżającego się zakończenia umowy tranzytowej rosyjskiego gazu przez Ukrainę. Ze względu na ograniczoną możliwość wykorzystania gazociągu OPAL Gazprom będzie musiał zmniejszyć wykorzystanie Nord Stream, przez co zapewne nie będzie mógł całkowicie zrezygnować z tranzytu gazu przez Ukrainę i zmuszony będzie do kontynuowania negocjacji trójstronnych z Komisją i Ukrainą.

Gazociąg OPAL (o rocznej przepustowości 36 mld m sześc. gazu) stanowi lądowe przedłużenie gazociągu Nord Stream I na terytorium Niemiec, wzdłuż zachodniej granicy Polski. Umożliwia on rozpływ gazu w kierunku południowym, sięgając do granicy z Czechami.

W 2009 roku operator tego gazociągu uzyskał od niemieckiego regulatora (BNetzA) wyłączenie spod działania zasady dostępu stron trzecich (TPA) do wysokości 50 proc., a 28 października 2016 r. Komisja Europejska zmieniła uprzednią decyzję umożliwiając spółce Gazprom oraz podmiotom powiązanym z tą spółką na korzystanie nawet ze 100 proc. przepustowości gazociągu OPAL.

Rząd Polski, nie chcąc dopuścić do wzmocnienia dominującej pozycji Gazpromu na rynku dostaw gazu, szczególnie w Europie Środkowej i Wschodniej, 16 grudnia 2016 roku złożył do Sądu Unii Europejskiej skargę na decyzję KE, żądając jej uchylenia.

Polskę w postępowaniu poparło dwóch interwenientów: Litwa i Łotwa, a po stronie Komisji interweniowały Niemcy. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Sąd UE uchylił we wtorek decyzję Komisji Europejskiej dającą rosyjskiemu koncernowi prawo korzystania z gazociągu w 100 proc.

"Cieszymy się, że sąd rozstrzygnął tę sprawę w ten sposób. Utrzymuje to bezpieczeństwo energetyczne nasze i Ukrainy na wysokim poziomie. To bardzo ważna decyzja, która rozstrzyga na korzyść interesy państw europejskich" - powiedział dziennikarzom minister Tchórzewski.

Na stronie internetowej pojawił się równocześnie komentarz ministra Tchórzewskiego do wyroku sądu.

"Korzystny dla Polski wyrok Sądu Unii Europejskiej to kolejne, po uchwaleniu dyrektywy gazowej wydarzenie, które ukróca monopol Gazpromu w Europie. To lekcja dla tych, którzy sądzą, że mogą działać na europejskim rynku energetycznym, bez przestrzegania jego zasad" - powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski.

"Wygrana Polski w tej sprawie zmniejsza prawdopodobieństwo wystąpienia poważnego kryzysu gazowego na Ukrainie, który mógłby uderzyć też w inne państwa regionu, w tym w Polskę" - dodał.

Gazociąg Opal jest odnogą Nord Stream I wzdłuż polskiej zachodniej granicy.

Na godzinę 12.00 PGNiG zwołało konferencję prasową w sprawie wyroku sądu UE. (PAP Biznes)

pat/ pr/ ana/

Gazociąg Opal jest odnogą Nord Stream I wzdłuż polskiej zachodniej granicy.

Na godzinę 12.00 PGNiG zwołało konferencję prasową w sprawie wyroku sądu UE. Swój komentarz w tej sprawie zapowiedział też minister energii Krzysztof Tchórzewski. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Memorandum podpisali sekretarz energii USA Rick Perry, Sekretarz Rady Bezpieczeństwa i Obrony Narodowej Ukrainy Oleksandr Danyliuk i pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski.

Porozumienie przewiduje m.in., że Polska i USA będą się - wraz z rządem Ukrainy - angażować w proces reform ukraińskiego sektora gazowego, wszystkie trzy strony będą dążyły do wzmocnienia połączenia gazowego między Polską a Ukrainą i budowy płynnego regionalnego rynku gazu w Europie Środkowej i Wschodniej. Wymienia się tu inwestycje mające na celu zwiększenie przepustowości istniejących lub budowę nowych połączeń międzysystemowych, usprawnienie handlu transgranicznego, umożliwienie transparentnego oraz niedyskryminacyjnego dostępu do ukraińskich magazynów gazu.

Strony będą też "dążyły do uruchomienia zdolności sektora publicznego i prywatnego dla osiągnięcia regionalnych celów dywersyfikacji źródeł i kierunków dostaw gazu naturalnego, w tym poprzez wdrożenie odpowiednich instrumentów finansowych, jeżeli będzie to konieczne".

Jak podczas uroczystości podpisania porozumienia mówił Perry, amerykańskie LNG, które na Ukrainę dotrze przez Polskę, może ją zabezpieczyć przed ograniczeniem dostaw rosyjskiego gazu. "Pomagamy Polsce zredukować zależność od rosyjskiego gazu (...) i wspieramy polskie aspiracje, by stała się ona krajem, który jest naturalnym hubem gazu ziemnego, który eksportuje LNG do swoich sąsiadów. Poprzez Polskę, to samo LNG może pomóc kolejnemu sojusznikowi (...) pomóc Ukrainie zapobiec groźbie redukcji dostaw rosyjskiego gazu. Żeby to się wydarzyło, musimy zbudować infrastrukturę regionalną, musimy zbudować nową infrastrukturę pomiędzy Polską i Ukrainą" - mówił Perry.

Jak zaznaczył, "tego właśnie dotyczy to porozumienie trójstronne". "Chodzi o to, aby zbliżyć nasze kraje i twierdzimy, że to jest w najlepszym interesie tego regionu, Ukrainy, Polski i Stanów Zjednoczonych" - ocenił Perry.

Przypomniał jednak, że do zrealizowania tych zamiarów potrzebna jest rozbudowa infrastruktury. Rozwiązanie jest bardzo proste, nie potrzeba jakichś "monumentalnych" inwestycji infrastrukturalnych - podkreślał sekretarz.

Naimski oświadczył z kolei, że dzięki rozbudowie systemu gazowego, Polska w 2021 r. będzie w stanie dostarczać na Ukrainę 6 mld m sześc. gazu rocznie, podczas gdy dzisiejsze zdolności to ok. 1,5 mld m sześc. Podkreślił jednak, że będzie to możliwe po wybudowaniu 110 km odcinka gazociągu na Ukrainie - od granicy do pierwszych magazynów gazu. "Liczymy na to w Polsce, że projekt interkonektora polsko-ukraińskiego będzie mógł być w tym terminie zrealizowany" - zaznaczył. Przypomniał, że w 2021 r. możliwości gazoportu w Świnoujściu wzrosną o połowę i "to da możliwość zwiększonych dostaw LNG z USA, o ile zostaną one zakupione przez stronę ukraińską bądź jeśli strona ukraińska kupi ten gaz od PGNiG".

Oleksandr Danyliuk ujawnił na konferencji prasowej, że podczas trójstronnego spotkania omówiono sposób wdrożenia memorandum i uzgodniono, że powstanie grupa ekspertów i przedstawicieli firm.

"Zadaniem tej grupy będzie znalezienie optymalnego, najszybszego i najtańszego sposobu realizacji tego memorandum. Nowy gazociąg to tylko jedna z opcji. Wierzymy, że są tańsze warianty. Rozwiązanie wskażą ludzie, którzy mają praktyczne doświadczenia" - mówił Danyliuk.

Jak dodał, uzależnienie od dostaw gazu z Rosji ma swoje implikacje ekonomiczne i polityczne zarówno dla regionu jak i Europy. By się przeciwstawić i "walczyć z tym", potrzebna jest "dywersyfikacja, uzyskanie dostępu do LNG. "Nie kupujemy gazu z Gazpromu od kilku lat. Kolejnym krokiem jest uzyskanie dostępu do LNG, gazu, który pochodzi głównie z USA" - wskazał.

Danyliuk oświadczył też, że Polska, USA i Ukraina postrzegają gazociąg Nord Stream 2 jako zagrożenie dla bezpieczeństwa narodowego w regionie.

Z kolei Rick Perry, pytany o ewentualne dalsze amerykańskie sankcje w związku z budową Nord Stream 2, stwierdził, że "sugerowałby odpowiedź", iż "prawdopodobnie" zostaną nałożone.

"Uważamy to za bardzo poważnie braną pod uwagę opcję", a rozmowy na ten temat toczą się "na bardzo wysokim szczeblu w administracji USA". "Jeśli miałbym sugerować odpowiedź, to brzmiałaby ona: prawdodpobnie tak" - mówił Perry.

Jak dodał, "jego szef, prezydent USA prawdopodobnie powiedziałby: przyglądajcie się uważnie, śledźcie sytuację". (PAP)

wkr/ drag/ pr/

Jest to pierwszy odwiert poszukiwawczy na tej koncesji. Znajduje się ona w sąsiedztwie złoża ropy naftowej i gazu ziemnego Skarv, w którym PGNiG posiada 12 proc. udziałów.

Szacowany czas prac wiertniczych jest uzależniony od uzyskanych wyników - w przypadku odkrycia węglowodorów ma wynieść około 45 dni.

"Wówczas spółka planuje także wykonanie otworu bocznego (tzw. sidetrack), pobranie rdzeni oraz przeprowadzenie szczegółowych pomiarów geofizycznych" - napisano w komunikacie.

Prace wiertnicze prowadzone są przez platformę pływającą Deepsea Nordkapp.

PGNiG Upstream Norway posiada 40 proc. udziałów w koncesji PL838. Partnerami mającymi po 30 proc. udziałów są firmy Aker BP ASA i Lime Petroleum AS. Koncesja PL838 przyznana została firmom w lutym 2016 roku, w ramach rundy koncesyjnej APA 2015.

Na Norweskim Szelfie Kontynentalnym spółka PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 24 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych. Zgodnie ze strategią Grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m szesc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 90/2016 z dnia 23 września 2016 r. w sprawie wniesienia przez akcjonariusza powództwa o uchylenie uchwały nr 7/VI/2016 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") z dnia 28 czerwca 2016 roku, w sprawie nieudzielenia Panu Jarosławowi Baucowi, członkowi Zarządu PGNiG S.A., absolutorium z wykonania obowiązków w roku obrotowym 2015 ("Uchwała"), Zarząd PGNiG informuje, że w dniu 29 sierpnia 2019 r. Sąd Okręgowy w Warszawie ("Sąd Okręgowy") ogłosił wyrok uchylający Uchwałę.

Wyrok Sądu Okręgowego nie jest prawomocny. Po otrzymaniu pisemnego uzasadnienia wyroku Spółka podejmie decyzję w przedmiocie wniesienia apelacji.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Metanowiec z zakupionym ładunkiem przypłynie do Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu na początku listopada 2019 roku. Skroplony gaz ziemny po regazyfikacji wtłoczony zostanie do polskiego systemu przesyłowego w Świnoujściu, a następnie przekazany na Ukrainę przez graniczne połączenie gazociągowe w Hermanowicach do ERU" - napisano w komunikacie.

"(...) Jedynym obecnie ograniczeniem w rozwinięciu eksportu na Ukrainę na jeszcze szerszą skalę jest przepustowość gazociągów w Polsce na kierunku Śląsk – Podkarpacie. Oczekujemy na rozbudowę przepustowości tych gazociągów najpóźniej w 2021 roku" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Yaroslav Mudryy, dyrektor ERU Trading, wskazał, że zakontraktowany wolumen zostanie wprowadzony do systemu i przechowywany w celu późniejszego dostarczenia konsumentom w sezonie zimowym.

"(...) Biorąc pod uwagę dobrze rozwinięty system transportu gazu, Ukraina nie musi być ostatnim miejscem docelowym amerykańskiego LNG. Gaz ten może być z powodzeniem dostarczany do krajów takich jak Węgry, Rumunia, a nawet Mołdawia" - dodał Mudryy.

PGNiG i ERU współpracują od kilku lat. W sierpniu 2016 roku PGNiG eksport gazu na Ukrainę, gdzie odbiorcą był ukraiński partner handlowy. W przeszłości obie firmy dostarczały wspólnie gaz ziemny na potrzeby własne ukraińskiego operatora sieci przesyłowych i magazynów Ukrtransgaz. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w uzupełnieniu raportu bieżącego nr 47/2019 z dnia 22 sierpnia 2019 roku przekazuje dodatkowe informacje dotyczące Pana Romana Gabrowskiego - członka Rady Nadzorczej Spółki, powołanego do składu Rady Nadzorczej PGNiG z dniem 22 sierpnia 2019 roku.

Pan Roman Gabrowski

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". Posiada uprawnienia do zasiadania w radach nadzorczych spółek Skarbu Państwa oraz uprawnienia budowlane rzeczoznawcy z zakresu elektroenergetyki. Jest również biegłym sądowym.

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 2007 roku był przewodniczącym rady nadzorczej Jeleniogórskich Elektrowni Wodnych (obecnie: Tauron Ekoenergia), a w latach 2016-2019 przewodniczącym rady nadzorczej Tauron Ekoserwis. W latach 2016 - 2019 pełnił funkcję prezesa zarządu Tauron Ekoenergia - obecnie jest pełnomocnikiem zarządu ds. technicznych tej spółki.

Pan Roman Gabrowski oświadczył, że nie wykonuje działalności konkurencyjnej w stosunku do działalności wykonywanej w Spółce, nie jest wspólnikiem konkurencyjnej spółki cywilnej lub osobowej, nie jest też członkiem organów konkurencyjnych spółek kapitałowych, a także nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Kontrakt na dostawy LNG z Synthosem jest największym tego typu kontraktem w historii PGNiG Obrót Detaliczny. Obecnie grupa PGNiG sprzedaje około 70-80 tys. ton LNG rocznie.

Kontrakt zakłada możliwość zwiększenia wolumenu dostaw o 30 proc. w trakcie współpracy.

Skroplony gaz ziemny do zakładów Synthos w Oświęcimiu będzie transportowany zarówno z terminalu w Świnoujściu, jak i z instalacji skraplającej w Odolanowie.

W pierwszym etapie dostawy paliwa LNG będą realizowane z wykorzystaniem autocystern kriogenicznych. W przyszłości PGNiG Obrót Detaliczny planuje uruchomienie transportu kolejowego z wykorzystaniem ISO-kontenerów.

Prezes Synthosu Zbigniew Warmuz poinformował, że LNG będzie wykorzystywane do produkcji energii na terenie zakładów w Oświęcimiu. Synthos ma tam elektrociepłownię opartą o węgiel, ale chce dywersyfikować źrodła energii i jej część produkować w oparciu o paliwo gazowe.

Od 2022 roku Synthos planuje uruchomienie nowego bloku gazowo-parowego CCGT w Oświęcimiu.

"To będzie inwestycja o wartości powyżej 500 mln zł, moc bloku sięgnie stu kilkudziesięciu MW, mamy już podpisaną umowę z Gaz-Systemem w sprawie przyłączenia do sieci przemysłowej, w przyszłości będziemy szukali dostawcy gazu ziemnego" - powiedział Warmuz.

Prezes Synthosu poinformował, że w perspektywie najbliższych trzech lat grupa planuje inwestycje o wartości 2 mld zł. Oprócz budowy nowego bloku gazowo-parowego będzie to nowa instalacja do produkcji kauczuku syntetycznego w Polsce i jeszcze jedna inwestycja w Polsce, ale prezes nie podał szczegółów.

Przez ostatnie 5 lat grupa Synthos zainwestowała około 2,1 mld zł, z czego 1,2 mld zł w Polsce.

Grupa Synthos zatrudnia 3300 pracowników. Ma dwa zakłady: w czeskich Kralupach i w Oświęcimiu, kupiła też firmę INEOS Styrenics za 350 mln zł działającą w Holandii i we Francji, która produkuje półprodukty do produkcji styropianu.

Grupa Synthos produkuje rocznie około 2 mln ton produktów, w tym 465 tys. ton kauczuków syntetycznych do produkcji opon samochodowych, 655 tys. ton produktów termoizolacyjnych, 35 tys. ton środków ochrony roślin, 80 tys. ton dyspersji klejów i lakierów oraz 720 tys. ton surowców podstawowych.

Prezes Warmuz zapowiada, że w kolejnych latach Synthos chce się rozwijać zarówno organicznie, jak i poprzez przejęcia i akwizycje innych firm. (PAP Biznes)

pr/ osz/

To największy tego typu kontrakt PGNiG Obrót Detaliczny w Polsce, który zakłada równocześnie możliwość zwiększenia wolumenu dostaw o 30 proc. w trakcie współpracy. (PAP Biznes)

pr/ doa/

"W 2020 roku potrzebujemy sprowadzić 39 transportów LNG przez Terminal w Świnoujściu, żeby pokryć zapotrzebowanie i nie kupować więcej gazu rosyjskiego niż to konieczne" - powiedział Piotr Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej.

PGNiG zgodnie z warunkami tzw. "kontraktu jamalskiego" jest zobowiązane do 2022 roku płacić za pewną minimalną wielkość gazu niezależnie od tego czy do odbioru faktycznie dojdzie, czy też nie. Według przedstawicieli PGNiG ta wielkość to ponad 80 proc. maksymalnego poziomu uwzględnionego w kontrakcie.

"Ponieważ i tak za ten gaz musimy płacić, więc jest naturalne, że go też odbieramy" - powiedział Woźniak.

PGNiG sprowadziło do tej pory 67 dostaw LNG, a wolumen importu (po regazyfikacji) wynosi około 7,5 mld metrów sześciennych.

Od początku 2019 roku łączny wolumen dostaw LNG wynosi 16 wobec 11 dostaw w tym samym okresie zeszłego roku. Dostawy te objęły 1,77 mld metrów sześciennych gazu wobec 1,32 mld metrów sześciennych rok wcześniej. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Spodziewamy się, że niskie ceny gazu ziemnego na rynku jeszcze się utrzymają" - powiedział na czwartkowej konferencji prasowej prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Od początku 2019 roku ceny gazu ziemnego na europejskich rynkach spadły ponad 25 proc., ze średniego poziomu 21,31 euro/MWh w pierwszej połowie 2018 roku, do 16,30 euro/MWh w pierwszej połowie 2019 roku. Ceny gazu są obecnie na najniższych poziomach od dziesięciu lat.

Na rynku dnia następnego na Towarowej Giełdzie Energii jeszcze w październiku 2018 roku cena gazu sięgała 140 zł/MWh, a obecnie zbliża się do 40 zł/MWh. W pierwszym półroczu 2019 roku na TGE odnotowano spadek cen rynku dnia następnego średnio o 20,8 proc. w porównaniu do analogicznego okresu 2018 roku.

W pierwszym półroczu 2019 roku cena spot gazu na krajowych i zagranicznych giełdach spadła od stycznia do czerwca o około 57 proc. – z poziomów 21,26 na 9,15 euro/MWh na Gaspool i 92,4 zł/MWh do 39,9 zł/MWh na TGE.

Średnia cena ropy Brent w I półroczu 2019 roku była niższa od średniej ceny w analogicznym okresie 2018 roku o 7 proc., natomiast jej 9-cio miesięczna średnia, wpływająca na koszt pozyskania gazu z kierunku wschodniego, wzrosła w tym okresie o 23 proc.

Niskie ceny gazu ziemnego w połączeniu z wysokimi cenami ropy naftowej są dla PGNiG niekorzystne. Jak poinformował Piotr Woźniak, drugi kwartał był dla spółki wyzwaniem, właśnie głównie za sprawą spadających cen gazu ziemnego na rynku spot oraz rosnących cen ropy naftowej.

"Niższe ceny gazu mają bezpośredni wpływ na nasze przychody ze sprzedaży tego paliwa. Równocześnie w 2019 roku odnotowaliśmy wzrost kosztu pozyskania gazu w kontrakcie jamalskim, który jest powiązany z ceną ropy i produktów ropopochodnych, a te osiągnęły znacznie wyższy poziom niż w 2018 roku" - powiedział prezes.

W pierwszym półroczu 2019 roku o 14 proc. wzrosły dla PGNiG koszty paliwa gazowego głównie w wyniku wyższej ceny pozyskania gazu z kierunku wschodniego w ramach tzw. "kontraktu jamalskiego". (PAP Biznes)

pr/ osz/

Prace wiertnicze będą prowadzone przez wynajętą platformę pływającą Deepsea Nordkapp. Platforma ta jest przystosowana do cumowania w wodach o głębokości 100-500 metrów. Głębokość morza w miejscu posadowienia odwiertu wynosi 358 metrów. Dzięki dużym pokładom i pojemnościom zbiorników na płuczkę, solankę i olej bazowy zmniejszone jest zapotrzebowanie na obsługę w zakresie uzupełniania zapasów, a udokumentowane skrócenie czasu wierceń tej platformy w stosunku do platform wcześniejszej generacji sięga 22,5 proc.

"Wykorzystujemy platformę zabukowaną na całą serię wierceń przez Akera” - powiedział Piotr Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej PGNiG.

Dodał, że warunki wynajmu są te same co dla Akera, a więc bardzo korzystne, ale z drugiej strony PGNiG musi się precyzyjnie wpasować w harmonogram cudzych prac.

"Koszty to jednak usprawiedliwiają” - powiedział Woźniak.

Obszar koncesji PL 838 wynosi 125,3 km kw. Początkowy okres koncesji wynosi 7 lat (do 5 lutego 2023 roku).

Udział PGNiG Upstream Norway na koncesji wynosi 40 proc., a AkerBP i DEA Norge AS mają po 30 proc. udziałów.

Prezes Piotr Woźniak poinformował, że PGNiG planuje składanie kolejnych aplikacji w aukcjach na złoża na Morzu Norweskim.

"Koncentrujemy się na złożach gazowych i to w zasięgu systemu przesyłowego Gassco. Priorytetem jest zapełnienie własnym gazem Baltic Pipe" - powiedział. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Spodziewamy się, że niskie ceny gazu ziemnego na rynku jeszcze się utrzymają" - powiedział na czwartkowej konferencji prasowej prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Od początku 2019 roku ceny gazu ziemnego na europejskich rynkach spadły ponad 25 proc. i są na najniższych poziomach od dziesięciu lat.

Na rynku dnia następnego na Towarowej Giełdzie Energii jeszcze w październiku 2018 roku cena gazu sięgała 140 zł/MWh, a obecnie zbliża się do 40 zł/MWh.

Niskie ceny gazu ziemnego w połączeniu z wysokimi cenami ropy naftowej są dla PGNiG niekorzystne. Jak poinformował Piotr Woźniak, drugi kwartał był dla spółki wyzwaniem, właśnie głównie za sprawą spadających cen gazu ziemnego na rynku spot oraz rosnących cen ropy naftowej.

"Niższe ceny gazu mają bezpośredni wpływ na nasze przychody ze sprzedaży tego paliwa. Równocześnie w 2019 roku odnotowaliśmy wzrost kosztu pozyskania gazu w kontrakcie jamalskim, który jest powiązany z ceną ropy i produktów ropopochodnych, a te osiągnęły znacznie wyższy poziom niż w 2018 roku" - powiedział prezes. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Do końca czerwca wykonaliśmy na terenie Polski 16 wierceń, z czego w dziewięciu przypadkach uzyskaliśmy pozytywne wyniki złożowe, głównie gazowe" - powiedział Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"Do końca roku planujemy jeszcze 15 wierceń w Polsce" - dodał.

Prezes PGNiG poinformował również, że od kilku tygodni nabrały tempa rozmowy w sprawie odnowienia i przyznawania koncesji.

"Nastąpiła pozytywna zmiana w podejściu do spraw koncesyjnych, rozmowy są bardzo merytoryczne. Mamy jeszcze 9 zaległych koncesji, ale zgodnie z harmonogramem powinny się pozytywnie zakończyć do 29 sierpnia" - powiedział Piotr Woźniak. (PAP Biznes)

pr/ pel/

Roman Gabrowski do czerwca był prezesem Tauron Ekoenergia. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Akcjonariusz - Skarb Państwa, działając na podstawie § 35 ust. 1 Statutu Spółki powołał Pana Romana Gabrowskiego do składu Rady Nadzorczej PGNiG z dniem 22 sierpnia 2019 roku.

Niezwłocznie po uzyskaniu przez Spółkę życiorysu oraz wymaganych oświadczeń od Pana Romana Gabrowskiego, o których mowa w § 10 ust. 4)- 6) Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757), zostaną one przekazane odrębnym raportem bieżącym.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Pod koniec października 2018 roku zarząd PGNiG zdecydował o wypłacie akcjonariuszom zaliczki w kwocie 404,5 mln zł na poczet dywidendy za 2018 rok. Dawało to 0,07 zł dywidendy na akcję.

Łącznie PGNiG wypłacił z zysku netto za 2018 rok 18 groszy dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Analityk DM mBanku Kamil Kliszcz wskazuje, że wyniki PGNiG są w sumie zgodne ze wcześniejszymi szacunkami. Jedyna różnica dotyczy księgowej zmiany wysokości rezerw na koszty emisji CO2, ale to nie jest nic istotnego z operacyjnego punktu widzenia.

"Wstępne wyniki stanowiły pozytywną niespodziankę, zwłaszcza w segmencie obrotu oraz poszukiwań i wydobycia. W wydobyciu widać pewną kontrolę kosztów i to jest podobne do tego, co widzieliśmy w pierwszym kwartale, co mówi o stabilności. W obrocie pozytywna niespodzianka jest związana ze stroną przychodową, gdzie ceny spadają mniej niż widać to było na rynku spotowym. Wygląda to lepiej niż rynek mógł zakładać przy takim spadku cen spotowych, z jakim mieliśmy ostatnio do czynienia" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz.

"Oceniamy, że to może to ekstrapolowane na kolejne kwartały. To dobra informacja, która nie została zdyskontowana przez rynek" - dodał, wskazując, że akcje PGNiG w ostatnim czasie spadały mocno w warunkach spadku cen gazu ziemnego.

Skonsolidowany zysk netto PGNiG przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej w drugim kwartale 2019 roku spadł o 65 proc., do 248 mln zł, zgodnie z wcześniejszymi szacunkami.

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w drugim kwartale 2019 roku spadła do 961 mln zł z 1,63 mld zł rok wcześniej. Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 292 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 969 mln zł. Koszty operacyjne wzrosły w drugim kwartale do 7,32 mld zł wobec 6 mld zł przed rokiem. Skonsolidowane przychody w drugim kwartale wyniosły 8,28 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,64 mld zł.

Narastająco od początku 2019 roku grupa PGNiG ma 22,62 mld zł przychodów (20,87 mld zł rok wcześniej), 3,13 mld zł EBITDA (4,3 mld zł przed rokiem), 1,68 mld zł zysku z działalności operacyjnej (2,97 mld zł przed rokiem) oraz 1,31 mld zł zysku netto (2,27 mld zł rok wcześniej).

PGNiG podał w komunikacie prasowym, że na niższy niż przed rokiem poziom EBITDA wpływ miały m.in. odpisy aktualizujące majątek trwały – w I półroczu 2019 roku wyniosły -222 mln zł, podczas gdy w I półroczu 2018 roku powiększyły one wynik EBITDA o +312 mln zł.

Powyższe liczby są zgodne z szacunkami, które PGNiG opublikował 29 lipca. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w drugim kwartale 2019 roku spadła do 961 mln zł z 1,63 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 292 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 969 mln zł.

Skonsolidowane przychody w drugim kwartale wyniosły 8,28 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,64 mld zł.

Koszty operacyjne grupy PGNiG wzrosły w drugim kwartale do 7,32 mld zł wobec 6 mld zł przed rokiem.

Narastająco od początku 2019 roku grupa PGNiG ma 22,62 mld zł przychodów (20,87 mld zł rok wcześniej), 3,13 mld zł EBITDA (4,3 mld zł przed rokiem), 1,68 mld zł zysku z działalności operacyjnej (2,97 mld zł przed rokiem) oraz 1,31 mld zł zysku netto (2,27 mld zł rok wcześniej).

Powyższe liczby są zgodne z szacunkami, które PGNiG opublikował 29 lipca.

PGNiG podał w komunikacie prasowym, że na niższy niż przed rokiem poziom wskaźnika wpływ miały m.in. odpisy aktualizujące majątek trwały – w I półroczu 2019 roku wyniosły -222 mln zł, podczas gdy w I półroczu 2018 roku powiększyły one wynik EBITDA o +312 mln zł.

"Mimo trudnych warunków zewnętrznych i sezonowości drugiego kwartału EBITDA wyniosła w nim blisko 1 mld zł, a w całym pierwszym półroczu ponad 3,1 mld zł, co jest dla nas satysfakcjonujące" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Drugi kwartał tego roku był dla nas wyzwaniem, głównie za sprawą spadających cen gazu ziemnego oraz rosnących cen ropy naftowej na rynku spot. Niższe ceny gazu mają bezpośredni wpływ na nasze przychody ze sprzedaży tego paliwa. Równocześnie w 2019 roku odnotowaliśmy wzrost kosztu pozyskania gazu w kontrakcie jamalskim, który jest powiązany z ceną ropy i produktów ropopochodnych, a te osiągnęły znacznie wyższy poziom niż w 2018 roku" - dodał.

Wydatki inwestycyjne grupy PGNiG wyniosły w pierwszym półroczu 2,04 mld zł, z czego 910 mln zł trafiło do segmentu dystrybucji, 680 mln zł poszukiwania i wydobycie, a 380 mln zł wytwarzanie.

POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody segmentu poszukiwanie i wydobycie w pierwszym półroczu 2019 roku wyniosły 2,99 mld zł, co oznacza spadek o 18 proc. r/r. Na taki wynik wpływ miały niższe niż przed rokiem ceny gazu ziemnego oraz spadek wolumenu sprzedaży ropy naftowej – w całym segmencie o 23 proc. r/r.

Średnia cena notowań gazu na Rynku Dnia Następnego TGE za pierwsze półrocze była o 19 proc. niższa niż przed rokiem. Z kolei wydobycie gazu utrzymało się na tym samym poziomie – ok. 2,22 mld m sześc.

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Segment zanotował w pierwszym półroczu 2019 roku wzrost przychodów ze sprzedaży o 13 proc. r/r do 17,88 mld zł. Jednocześnie o 14 proc. wzrosły koszty paliwa gazowego – głównie w wyniku wyższej ceny pozyskania gazu z kierunku wschodniego w ramach tzw. „kontraktu jamalskiego”. Wolumen sprzedaży gazu w segmencie wzrósł o 4 proc. r/r do 15,53 mld m sześc.

Wyniki segmentu w pierwszym półroczu były pod presją głębokich spadków cen gazu ziemnego i poważnych wzrostów cen ropy. W tym okresie na TGE odnotowano spadek cen rynku dnia następnego średnio o 20,8 proc. w porównaniu do analogicznego okresu 2018 roku. Jeszcze większą dynamikę spadku zaobserwowano na kluczowych europejskich rynkach, na których cena spot gazu ziemnego spadła o 23,5 proc., ze średniego poziomu 21,31 EUR/MWh w I połowie 2018 roku do 16,30 EUR/MWh w bieżącym okresie.

Natomiast w samym I półroczu 2019 roku cena spot gazu na krajowych i zagranicznych giełdach spadła od stycznia do czerwca o około 57 proc. – z poziomów 21,26 na 9,15 EUR/MWh na Gaspool i 92,4 zł/MWh do 39,9 zł/MWh na TGE.

Średnia cena ropy Brent w I półroczu 2019 roku była niższa od średniej ceny w analogicznym okresie 2018 roku o 7 proc., natomiast jej 9-cio miesięczna średnia, wpływająca na koszt pozyskania gazu z kierunku wschodniego, wzrosła w tym okresie o 23 proc.

DYSTRYBUCJA

W pierwszej połowie 2019 roku wolumen dystrybuowanego gazu utrzymał się prawie na niezmienionym poziomie – 6,31 mld m sześc. (mniej o 1 proc. r/r). W II kwartale wolumen dystrybuowanego gazu był wyższy r/r o 14 proc. Osiągnął 2,43 mld m sześc. przy wyższej średniej temperaturze w okresie o 0,7 st. C. Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej były niższe w I półroczu 2019 roku o 5 proc. r/r ze względu na niższy poziom taryfy dystrybucyjnej od 15 lutego 2019 roku.

WYTWARZANIE

Przychody ze sprzedaży segmentu wytwarzania wzrosły o 11 proc. r/r do 1,41 mld zł w pierwszym półroczu 2019 roku. Sprzedaż energii elektrycznej z produkcji wzrosła w tym okresie o 6 proc. r/r – do poziomu 2,26 TWh. Sprzedaż ciepła była mniejsza o 2 proc. niż przed rokiem i wyniosła 23,01 PJ. (PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w drugim kwartale 2019 roku spadła do 961 mln zł z 1,63 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 292 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 969 mln zł.

Skonsolidowane przychody w drugim kwartale wyniosły 8,28 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,64 mld zł.

Narastająco od początku 2019 roku grupa PGNiG ma 22,62 mld zł przychodów (20,87 mld zł rok wcześniej), 3,13 mld zł EBITDA (4,3 mld zł przed rokiem), 1,68 mld zł zysku z działalności operacyjnej (2,97 mld zł przed rokiem) oraz 1,31 mld zł zysku netto (2,27 mld zł rok wcześniej).

Powyższe liczby są zgodne z szacunkami, które PGNiG opublikował 29 lipca. (PAP Biznes)

pr/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 70 pkt 3 Ustawy o ofercie - WZA lista powyżej 5 %

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") podaje listę akcjonariuszy posiadających, co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 31 lipca 2019 roku i zakończonym dnia 21 sierpnia 2019 roku wraz z określeniem liczby głosów przysługujących każdemu z nich z posiadanych akcji i wskazaniem ich procentowego udziału w liczbie głosów na tym Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu oraz w ogólnej liczbie głosów.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści uchwał, które zostały powzięte przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG zwołane na dzień 31 lipca 2019 roku i zakończone, po ogłoszonej przerwie, 21 sierpnia 2019 roku.

W punkcie Nr 7 porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG, dotyczącego podjęcia uchwały w sprawie zmian do Statutu Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA pod głosowanie powzięto projekt uchwały zgłoszony na wniosek uprawnionego akcjonariusza - Skarb Państwa w dniu 19 sierpnia 2019 roku, którego treść została opublikowana w raporcie bieżącym nr 44/2019.

Treść uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki, które zostały podjęte do chwili ogłoszenia przerwy została opublikowana raportem bieżącym nr 42/2019 w dniu 31 lipca 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") na wniosek uprawnionego akcjonariusza - Skarb Państwa zgłoszony na podstawie art. 401 par. 4 Kodeksu spółek handlowych, przedstawia niniejszym treść projektu uchwały do punktu nr 7 porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG zwołanego na dzień 31 lipca 2019 roku i kontynuowanego, po ogłoszonej przerwie, w dniu 21 sierpnia 2019 roku pt. "Podjęcie uchwały w sprawie zmian do Statutu Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA."

Treść uchwał Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia, które zostały podjęte do chwili ogłoszenia przerwy została opublikowana raportem bieżącym nr 42/2019 w dniu 31 lipca 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Przyśpieszenie wprowadzenia podatku od wydobycia niektórych kopalin będzie miało ujemny wpływ na finanse firm posiadających koncesje i prowadzących działalność w zakresie wydobycia ropy i gazu" - napisano.

Rząd przygotował projekt ustawy zmieniając termin powstania opodatkowania wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej.

W OSR podano, że w 2019 roku MF spodziewa się wpływu z tego tytułu na poziomie 40 mln zł.

Według danych MF zmiana dotyczyć będzie 5 podatników.

Sejm, projektem zajmie się w piątek, 9 sierpnia. (PAP Biznes)

map/ asa/

Dodał, że w międzyczasie będę trafiały do Polski kolejne dostawy w ramach tzw. okazyjnych kontraktów jednorazowych.

"Druga dostawa amerykańskiego LNG odbędzie w przyszłym roku. Kiedy dokładnie nie jest jeszcze zdecydowane, dogrywamy z dostawcą" - powiedział w środę. Dodał, że dla PGNiG najlepszy termin to wakacje, bo wtedy ładowane są magazyny gazu.

Woźniak zaznaczył, że zanim dotrze drugi transport z USA, to w międzyczasie będę trafiały do Polski kolejne dostawy LNG w ramach tzw. kontraktów jednorazowych. "Chodzi o takie okazyjne oferty, które pojawiają się na rynku" - powiedział. "W dużej części to oferty amerykańskie albo norweskie" - dodał.

Przypomniał też, że kolejne ładunki LNG w ramach długoterminowego kontraktu z USA, będą narastały w ciągu następnych trzech lat. "Co roku będzie to kilka statków, po czym w roku 2023, kiedy wszystkie cztery umowy na dostawy gazu ze Stanów Zjednoczonych ruszą w pełnym wymiarze, wtedy będzie to kilkadziesiąt statków rocznie" - wskazał.

Pierwszy ładunek LNG w ramach długoterminowego kontraktu z USA dotarł do Terminalu LNG w Świnoujściu im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego pod koniec lipca br. Statek "Oak Spirit" przewiózł wówczas 165 tys. m sześc. LNG - po regazyfikacji będzie to 95 mln m sześc. gazu. Według informacji przekazanych PGNiG jednostka płynęła z Zatoki Meksykańskiej ok. 14 dni.

Długoterminowa umowa z Cheniere Energy Inc. - 24-letni kontrakt - na zakup skroplonego gazu ziemnego z USA podpisana została 8 listopada ub.r. W latach 2019-2022 łączny wolumen dostaw ma wynieść ok. 0,52 mln ton LNG, czyli ok. 0,7 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. W latach 2023-2042 łączny wolumen importu ma natomiast osiągnąć ok. 29 mln ton (ok. 39 mld m sześc. po regazyfikacji). Oznacza to, że od 2023 r. PGNiG każdego roku kupi ok. 1,45 mln ton LNG (ok. 1,95 mld m sześc. gazu po regazyfikacji).

Ładunki LNG od Cheniere wypływać będą do Polski z terminali skraplających Sabine Pass w Luizjanie i Corpus Christi w Teksasie. (PAP)

lgs/ amac/ osz/

Zgodnie z planem zagospodarowania, wiercenia na złożu Erfugl zostały podzielone na dwie fazy – po trzy odwierty w każdej. Operator złoża, Aker BP, ocenia zaawansowanie prac pierwszej fazy na 40 procent. Równolegle, w ramach fazy drugiej, PGNiG Upstream Norway wraz z partnerami koncesyjnymi podjęło decyzję o wejściu w etap definiowania szczegółowego rozwiązania technicznego dla zagospodarowania części złoża w ramach tej fazy. Ma ono rozpocząć się w listopadzie 2019 roku.

"Plan zagospodarowania złoża jest intensywny i realizowany zgodnie z harmonogramem. To ważne, bo uruchomienie produkcji z Erfugl oznaczać będzie dla PGNiG istotne zwiększenie własnego wydobycia gazu w Norwegii, który od czwartego kwartału 2022 roku chcemy przesyłać do kraju gazociągiem Baltic Pipe" - powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Erfugl (dawniej Snadd) to złoże gazowo-kondensatowe, którego zasoby wydobywalne są oceniane na 274,7 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Zgodnie z założeniami w szczytowym roku produkcji wydobycie z tego złoża przypadające na PGNiG wyniesie około 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego.

Złoże będzie eksploatowane za pomocą siedmiu odwiertów – sześciu odwierconych w ramach planu zagospodarowania oraz odwiertu rozpoznawczego, zrealizowanego w 2013 roku. Otwory wiercone w ramach fazy pierwszej zostaną włączone do produkcji w listopadzie 2020 roku.

Wcześniej, bo w czerwcu 2020 r., rozpocznie się wydobycie z jednego z odwiertów zaplanowanego w fazie drugiej. Będzie to możliwe dzięki wykorzystaniu już istniejącej infrastruktury przesyłowej. Pozostałe dwa odwierty, które będą zrealizowane w fazie drugiej, rozpoczną wydobycie w drugiej połowie 2021 roku.

Przy zagospodarowaniu Erfugl PGNiG Upstream Norway zamierza wykorzystać nowe rozwiązania techniczne. Pierwszym jest technologia ETH-PiP (ang. electrically trace-heated pipe in pipe) do transportu wydobytych ze złoża węglowodorów. Rozwiązanie to polega na podgrzewaniu elektrycznym i aktywnym stabilizowaniu temperatury poszczególnych odcinków podmorskiego gazociągu przesyłowego, co ma zapobiegać wytrącaniu się hydratów gazu w trakcie transportu paliwa na pływającą platformę FPSO, odległą od odwiertów o 21 kilometrów.

Drugą nowością będzie zastosowanie po raz pierwszy na świecie głowic eksploatacyjnych o średnicach przelotowych zwiększonych do 7 cali. Partnerzy koncesyjni zdecydowali się na ich użycie ze względu na prognozowane wysokie przypływy gazu z odwiertów.

PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji, które nabyło w 2007 roku. Operatorem jest Aker BP, a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA. (PAP Biznes)

pr/ ana/

W poniedziałek o godz. 17.00 akcje PGNiG kosztowały 5,55 zł.

"W kwietniu podnieśliśmy naszą rekomendację dla PGNiG do akumuluj, licząc na odbicie cen gazu w kolejnych miesiącach. Jednak póki co kontrakty spotowe testują nowe minima, a kurs spółki spadł o kolejne 10 proc., co plasuje PGNiG wśród najgorszych inwestycji w europejskim sektorze gazowym w ujęciu YTD. Koncernowi nie pomagał również rosnący spread ropa-gaz (ryzyko dla obrotu w średnim terminie), opóźniający się finalny wyrok arbitrażu, obniżka taryf w dystrybucji czy agresywne prognozy zarządu w zakresie Capex" - napisano.

"Uwzględniając gorsze otoczenie dla segmentów wydobycia i obrotu w tym roku, obniżamy nasze prognozy EBITDA o około 8 proc., utrzymując jednocześnie pozytywny scenariusz na lata kolejne. Przy takich założeniach wskaźnik EV/EBITDA wraca w latach 2019-20 w okolice 4,0x, a wciąż mocny bilans (gotówka netto mimo wdrożenia MSSF16) daje szanse na wzrost dywidend (rosnące potrzeby budżetowe) lub akwizycje konwertujące nadpłynność na strumień EBITDA. Nie można też mimo dotychczasowych opóźnień zapominać o zbliżającym się rozstrzygnięciu arbitrażu. W tym kontekście po ostatnich spadkach kursu podnosimy rekomendację do kupuj, obniżając jednocześnie cenę docelową z 6,92 zł do 6,47 zł" - dodano.

Depesza jest skrótem rekomendacji DM mBanku, której autorem jest Kamil Kliszcz. W załączniku znajduje się rekomendacja.

Raport po raz pierwszy został rozpowszechniony 28 maja 2019 r. o godz. 8.30. (PAP Biznes)

epo/ osz/

W komunikacie podano, że kocioł szczytowo–rezerwowy KG2 o mocy 260 MW powstanie do grudnia 2021 roku.

Inwestycja ma być objęta trzyletnią gwarancją na urządzenia i pięcioletnią gwarancją na roboty budowlane. (PAP Biznes)

doa/ asa/

W czwartek o godz. 10.17 za akcję PGNiG płacono 5,54 zł.

Analitycy podali, że w perspektywie krótkoterminowej oczekują utrzymywania się niższych cen spotowych gazu ziemnego, co ma wynikać ze znacznego wzrostu podaży ciekłego gazu ziemnego (LNG) w latach 2018-2020 oraz przekierowania handlu z Azji za sprawą niskiego spreadu cenowego JKM-TTF skorygowanego o koszt transportu.

"(...) Spadek cen wraz z niższą produkcją w Norwegii mogą ciążyć na wynikach operacyjnych segmentu eksploracji i produkcji, aż do czasu uruchomienia złóż Skogul i Arfugl w 2020 r. Poza tym, z uwagi na oparcie kontraktów zakupowych na formułach zależnych od ropy (Jamał, Katar), dyferencjał pomiędzy ropą Brent a gazem może spowodować, że zysk EBITDA segmentu tradingowego będzie porównywalny do niskiego poziomu odnotowanego w 2018. Dodatkowo ze względu na presję ze strony organów nadzoru na obniżanie taryf dystrybucyjnych, które w pierwszym kwartale 2019 r. zmniejszono o kolejne 5 proc. rdr zysk w segmencie Dystrybucji może znaleźć się pod presją" - napisano w raporcie.

W ocenie analityków, zdolność spółki do generowania wolnych przepływów pieniężnych, która mogłaby się przełożyć na wypłatę dywidendy w nadchodzących latach może być ograniczona z uwagi na presję polityczną dotyczącą nabywania nowych złóż gazowych na Szelfie Norweskim, by do pewnego stopnia zaspokoić potrzeby Baltic Pipe.

"Jeżeli chodzi o spór z Gazpromem, to bazując na przykładzie ukraińskiego Naftogazu, analitycy Haitong Bank uważają, że trudno będzie odzyskać pieniądze natychmiast, nawet jeżeli ostateczne rozstrzygnięcie powinno być pozytywne dla PGNiG. Stąd analitycy nakładają 50-procentowe dyskonto do prawdopodobieństwa natychmiastowego odzyskania pieniędzy, co wraz z wartością pieniądza w czasie daje w ostatecznej wycenie dodatkowe 0,20 zł na akcję" - dodano.

Autorzy raportu zakładają, że jeśli nie dojdzie do porozumienia pomiędzy Chinami a USA, nakładającego na te pierwsze obowiązek kupowania określonej ilości amerykańskiego LNG, nadpodaż LNG może się utrzymać przez następne 2-3 lata.

Prognozowany przez analityków zysk EBITDA spółki z działalności wydobywczej spadnie z około 5 mld zł w 2018 r. do 3,6 mld zł w 2019 r., a strata EBITDA segmentu tradingowego w 2019 r. wyniesie 752 mln zł wobec 848 mln zł straty w 2018 r., za sprawą niekorzystnej relacji cen ropy do gazu.

Autorem raportu jest Krzysztof Kozieł. Pierwsza publikacja raportu miała miejsce 29 maja, o godz. 8.00.

Depesza jest skrótem rekomendacji. W załączniku zamieszczamy plik z wymaganymi prawem informacjami. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Przypomniał, że w tym roku nastąpi „spiętrzenie negatywnych zjawisk”. Chodzi o wygaśnięcie w grudniu umowy tranzytowej przez Ukrainę. W grudniu wygasa bowiem kontrakt przesyłowy między rosyjskim Gazpromem a ukraińskim Ukrtransgazem dotyczący przesyłu paliwa w kierunku zachodnim.

Również w grudniu tego roku PGNiG musi się określić w stosunku do rosyjskiego dostawcy, co dalej z długoterminowym kontraktem jamalskim.

Podpisany w 1996 roku kontrakt pomiędzy PGNiG i Gazpromem obowiązuje do 2022 r. Na jego podstawie do Polski trafia ok. 10 mld m sześc. gazu rocznie, czyli ok. dwie trzecie polskiego zapotrzebowania. W 2016 r. rząd sygnalizował, że kontraktu z Rosjanami nie będzie przedłużać; podobne stanowisko wielokrotnie sygnalizowały władze PGNiG.

W 2018 roku Polska zużyła ok. 18 mld m sześc. gazu. Krajowe wydobycie wynosi ok. 4 mld; reszta pochodzi z kontraktów na LNG.

„Turbulencji można się spodziewać. Jesteśmy - jako spółka handlowa i dystrybucyjna - przygotowani na utrudnienia w dostawach gazu ze strony wschodniej" – poinformował Woźniak. (PAP)

drag/ je/ pad/ pr/

"Jesteśmy praktycznie pewni, że do wyroku arbitrażu dojdzie w tym roku. Dajemy po równo szanse, że nastąpi to w trzecim kwartale, jak i to, że będzie to w czwartym kwartale. Nie spodziewam się natomiast decyzji wcześniej" - powiedział Woźniak podczas wtorkowej konferencji prasowej.

Podtrzymał, że jest pewien, że wyrok będzie po myśli PGNiG, a Gazprom prowadzi od lat grę na zwłokę, żeby opóźnić niekorzystne dla siebie rozstrzygnięcie i termin płatności odszkodowania na rzecz PGNiG.

Pod koniec czerwca 2018 roku Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok częściowy w postępowaniu PGNiG przeciwko Gazpromowi. Trybunał ustalił, że PGNiG złożył w listopadzie 2014 roku ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej.

Postępowanie arbitrażowe prowadzone było od wielu miesięcy przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie. Sprawa toczyła się z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export i dotyczyła obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Polski z 25 września 1996 r. (Kontrakt Jamalski).

Na mocy wyroku częściowego Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne.

Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił również, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie spółki w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące.

Jednocześnie Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł pod koniec czerwca, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. (PAP Biznes)

pr/ gor/

PGNiG korzysta z siedmiu magazynów gazu wysokometanowego: PMG Wierzchowice, PMG Husów, PMG Strachocina, PMG Swarzów, PMG Brzeźnica, KPMG Kosakowo oraz KPMG Mogilno. Aktualna pojemność czynna magazynów gazu E wynosi 3.074,80 mln m sześc.

"Rozważamy rozbudowę pojemności naszych magazynów gazu. Zakładamy, że w tym roku będą podjęte pierwsze działania. W pierwszej kolejności myślimy o działaniach bezinwestycyjnych, zakładających optymalizację pracy i poprawę efektywności. Szacujemy, że docelowo może to poprawić w sposób bezkosztowy pojemność magazynów o kilka procent" - powiedział prezes Woźniak podczas wtorkowej konferencji prasowej.

Dodał, że samo zwiększenie dwóch magazynów solnych Mogilno i Kosakowo ma przynieść wzrost pojemności o 200 tys. m sześc. gazu, ale prezes PGNiG zakłada podobne działania w przypadku wszystkich posiadanych przez grupę magazynów.

"W drugim rzędzie będziemy analizować inwestycje kapitałowe w zwiększanie pojemności magazynów. To już się wiąże z dużymi nakładami inwestycyjnymi, rzędu setek milionów złotych. Spodziewam się, że wkrótce na zarząd trafią takie projekty, będziemy musieli zdecydować, jakie kwoty możemy na to przeznaczyć i w które magazyny" - powiedział Piotr Woźniak. (PAP Biznes)

pr/ asa/

W pierwszym kwartale 2019 roku PGNiG prowadziło 143 projekty, w tym portfel projektów innowacyjnych obejmuje 99 przedsięwzięcia (wzrost rok do roku o 24 proc.), a portfel projektów badawczo-rozwojowych 44 (wzrost rdr o 23 projekty). Łącznie wydatki grupy PGNiG na te cele po pierwszych trzech miesiącach sięgnęły 89 mln zł.

"Chcemy w tym roku przeznaczyć na projekty innowacyjne oraz na badania i rozwój prawie 400 mln zł. Ta kwota obejmuje zarówno wydatki ponoszone przez spółkę PGNiG SA, jak i przez spółki zależne z grupy, a także finansowanie zewnętrzne" - powiedział Kroplewski podczas wtorkowej konferencji prasowej.

W 2018 roku wydatki innowacyjne i B&R; w grupie PGNiG wyniosły 375 mln zł.

Zgodnie ze strategią, spółka PGNiG w latach 2017-2022 ma wydać na innowacje oraz badania i rozwój łącznie 680 mln zł własnych środków, co oznacza wydatki średnioroczne na poziomie około 100 mln zł. Do tego dochodzą wydatki spółek z grupy i finansowanie zewnętrzne, co łącznie ma dawać średnioroczne wydatki w wysokości około 300 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Nie przewidujemy zmian w akcjonariacie Elektrociepłowni Stalowa Wola. Nie chcemy takich zmian w akcjonariacie, niezależnie od tego, czy takimi chęciami pała czy nie Tauron" - powiedział Woźniak podczas wtorkowej konferencji prasowej.

Według poniedziałkowej GDP, Tauron może sprzedać aktywa ciepłownicze o wartości około 1 mld zł na rzecz PGE. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Zakładamy, że CAPEX na poszukiwania i wydobycie w Polsce w tym roku wyniesie około 1 mld zł" - powiedział Woźniak podczas telekonferencji dla analityków.

W marcu prezes Woźniak informował, że cały CAPEX grupy kapitałowej PGNiG w 2019 roku zaplanowany jest na 6,6 mld zł, przy czym kwota ta nie uwzględnia potencjalnych akwizycji. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Spółka podała, że jej zarząd podjął uchwałę w sprawie zawarcia umowy określającej istotne warunki umowy udzielenia kredytu odnawialnego przez konsorcjum 9 banków.

"Termsheet reguluje zasady udostępnienia spółce finansowania w postaci kredytu odnawialnego do kwoty 10 miliardów złotych w okresie 5 lat od dnia zawarcia wiążącej umowy kredytu z konsorcjum" - napisano w komunikacie.

W skład konsorcjum wchodzą: Bank Gospodarstwa Krajowego, Bank Polska Kasa Opieki, BNP Paribas Bank Polska, Caixa Bank SA Oddział w Polsce, ING Bank Śląski, Intesa Sanpaolo SpA SA Oddział w Polsce, Powszechna Kasa Oszczędności Bank Polski, Santander Bank Polska oraz Société Générale SA.

PGNiG podało, że termsheet jest dokumentem niewywołującym zobowiązań finansowych dla PGNiG, a zawarcie umowy kredytu z konsorcjum wymaga uzyskania zgody rady nadzorczej PGNiG. (PAP Biznes)

seb/ osz/

PGNiG planuje, że łącznie na dywidendę za 2018 rok trafi 1,04 mld zł.

Pod koniec października 2018 r. zarząd PGNiG zdecydował o wypłacie akcjonariuszom zaliczki w kwocie 404,5 mln zł na poczet przewidywanej dywidendy z zysku za 2018 rok. Oznaczało to wypłatę zaliczki w wysokości 0,07 zł na akcję.

Zgodnie z propozycją zarządu na dywidendę trafić ma więc jeszcze 635,6 mln zł, co daje 0,11 zł dywidendy na jedną akcję.

Łączna stopa dywidendy, według kursu akcji spółki z poniedziałkowego zamknięcia, wyniosłaby 3,2 proc.

W 2018 roku skonsolidowany zysk netto PGNiG przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej sięgnął 3,2 mld zł wobec 2,9 mld zł przed rokiem.

Z zysku za 2017 rok PGNiG nie wypłaciło dywidendy. Zgodnie z propozycją Skarbu Państwa, zysk w wysokości 2,034 mld zł został przeznaczony na kapitał zapasowy i kapitał rezerwowy z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej gazu. Wcześniej zarząd PGNiG rekomendował wypłatę 866,7 mln zł dywidendy za 2017 rok, czyli 0,15 zł na akcję.

Strategia grupy PGNiG na lata 2017-2022 przewiduje wypłatę do 50 proc. skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy. (PAP Biznes)

seb/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 20 maja 2019 roku podjęto uchwałę w sprawie zawarcia umowy określającej istotne warunki umowy udzielenia Spółce kredytu odnawialnego ("Termsheet") przez konsorcjum 9 banków, w skład którego wchodzą: Bank Gospodarstwa Krajowego, Bank Polska Kasa Opieki SA, BNP Paribas Bank Polska SA, Caixa Bank SA Oddział w Polsce, ING Bank Śląski SA, Intesa Sanpaolo SpA SA Oddział w Polsce, Powszechna Kasa Oszczędności Bank Polski SA, Santander Bank Polska SA oraz Société Générale SA ("Konsorcjum").

Termsheet reguluje zasady udostępnienia Spółce finansowania w postaci kredytu odnawialnego do kwoty 10 miliardów złotych w okresie 5 lat od dnia zawarcia wiążącej umowy kredytu z konsorcjum ("Kredyt"). Termsheet jest dokumentem niewywołującym zobowiązań finansowych dla PGNiG. Zawarcie umowy Kredytu z Konsorcjum wymaga uzyskania zgody Rady Nadzorczej PGNiG.

Spółka zamierza wykorzystać udostępnione w ramach kredytu środki pieniężne m.in. na: finansowanie bieżącej działalności oraz wydatków inwestycyjnych PGNiG i spółek z Grupy Kapitałowej PGNiG.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 20 maja 2019 roku podjął decyzję o rekomendowaniu Walnemu Zgromadzeniu PGNiG przeznaczenia kwoty 1 040 096 674,26 zł z zysku netto za 2018 rok na wypłatę dywidendy. Oznacza to wypłatę dywidendy na jedną akcję w wysokości 0,18 zł.

W związku z wypłatą w dniu 3 grudnia 2018 roku zaliczki w kwocie 404 482 039,99 zł, tj. 0,07 zł na jedną akcję na poczet przewidywanej dywidendy z zysku za 2018 rok, pozostała do wypłaty część dywidendy za rok 2018 wynosi 635 614 634,27 zł, tj. 0,11 zł na jedną akcję.

Zarząd PGNiG ponadto zaproponował, aby:

a. dzień dywidendy ustanowić na 26 lipca 2019 roku,

b. dzień wypłaty dywidendy ustanowić na 7 sierpnia 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Planowana głębokość otworu wynosi 2700 m. Skałą zbiornikową są utwory piaskowcowe z okresu kredy. PGNiG spodziewa się, że zawarty w niej surowiec jest gazem typu „tight”. Wiercenia prowadzi Exalo Drilling z grupy kapitałowej PGNiG.

"Pakistan to dla nas bardzo perspektywiczny obszar działalności poszukiwawczo-wydobywczej. Doceniamy tamtejsze regulacje prawne, które sprzyjają zagranicznym przedsiębiorcom oraz wysoką jakość współpracy z miejscowymi parterami" - powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Zapotrzebowanie pakistańskiej gospodarki na paliwo gazowe będzie rosnąć. Gwarantuje to korzystne warunki sprzedaży gazu, które zachęcają do kolejnych inwestycji w tym kraju. W tym roku planujemy rozpocząć wiercenie czterech otworów oraz włączyć do eksploatacji trzy nowe odwierty, w tym właśnie Rehman-6" - dodał.

Złoże Rehman położone jest na pograniczu prowincji Sind i Beludżystan, w południowej części Pakistanu. PGNiG prowadzi tam działalność wspólnie z firmą Pakistan Petroleum Ltd. (PPL). Zgodnie z podziałem udziałów i kosztów, na PGNiG, które jest operatorem, przypada 70 proc. wydobycia, a na PPL 30 procent.

Eksploatacja gazu w Pakistanie prowadzona jest z dwóch złóż, Rehman i Rizq, na podstawie odrębnych koncesji wydobywczych. Obecnie na złożu Rehman działa pięć odwiertów eksploatacyjnych a na złożu Rizq – dwa. Gaz z obu złóż jest kierowany do kopalni na koncesji Rehman. Jest to pierwsza kopalnia PGNiG poza granicami Polski, ponieważ wydobycie w Norwegii Grupa prowadzi z morskich platform.

W 2018 r. produkcja ze złóż Rehman i Rizq przypadająca na PGNiG wyniosła 230 mln m sześc. naturalnego (200 mln m sześc. w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). W stosunku do 2017 r. wydobycie wzrosło o 33 proc. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Z danych Bloomberga wynika, że PGNiG ma obecnie 5 rekomendacji "kupuj", 2 "trzymaj" i 3 "sprzedaj".

Średnia cena docelowa akcji PGNiG w trzech ostatnich miesiącach spadła o 11 proc., do 6,28 zł (przedział od 4,05 do 7,20 zł). (PAP Biznes)

pr/ gor/

Wydobycie gazu ziemnego w pierwszym kwartale wyniosło 1,18 mld m sześc. wobec 1,18 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,67 mld m sześc. gazu wobec 3,84 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 1,79 mld m sześc. wobec 2,98 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej spadł w I kw. 2019 r. do 323,9 tys. ton z 348,4 tys. ton rok wcześniej.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę PGNiG spadł do 288,1 tys. ton z 429 tys. ton w pierwszym kwartale 2018 roku.

Wolumen sprzedaży ciepła w okresie styczeń-marzec 2019 r. spadł do 16,97 PJ z 19,04 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wyniósł 1,51 TWh wobec 1,54 TWh przed rokiem.

"Na dzień 31 marca 2019 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego wynosił ok. 1,4 mld m sześć. gazu. Powyższy stan zapasów nie obejmuje wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Operatora Systemu Przesyłowego GAZ-SYSTEM SA" - napisano. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje szacunkowe, wybrane dane operacyjne w I kwartale 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Po przyjęciu dokumentu przez kraje nowe prawo zostanie przetłumaczone na wszystkie języki UE, a potem opublikowane w dzienniku urzędowym UE. Wejdzie w życie 20 dni później. Następnie kraje unijne będą miały dziewięć miesięcy na wdrożenie nowych regulacji do swoich systemów prawnych. Gazociągi będą objęte regulacjami od momentu ich wejścia w życie.

Prace nad nowelizacją dyrektywy w Radzie UE (która skupia kraje członkowskie) toczyły się przez wiele miesięcy bez postępów. Propozycje były blokowane przez kraje niechętne dyrektywie, w tym Niemcy, które są zaangażowane w budowę Nord Stream 2. Przełom i kompromis udało się osiągnąć na początku lutego.

Projekt nowelizacji przewiduje, że podmorskie części gazociągów na terytorium UE będą podlegały przepisom restrykcyjnego trzeciego pakietu energetycznego. W przypadku odcinka Nord Stream 2, który będzie przebiegał również poza wodami terytorialnymi Niemiec, warunki prawne jego funkcjonowania będą musiały zostać wynegocjowane przez Berlin i Moskwę. Część dyplomatów, w tym z Polski, podkreśla jednak, że wynik tych negocjacji będzie musiał opierać się na unijnym prawie, nad czym czuwać będzie Komisja Europejska. To właśnie na takich zapisach zależało państwom, które były sceptyczne wobec Nord Stream 2.

Nowelizację dyrektywy gazowej na początku kwietnia zatwierdził Parlament Europejski; część polskich europosłów odniosła się jednak do dyrektywy sceptycznie. Europosłowie PiS wstrzymali się od głosu. Część z nich wskazywała, że projekt nowego prawa został w toku prac legislacyjnych tak zmieniony, że może nie mieć realnego wpływu na Nord Stream 2. (PAP)

luo/ ulb/ kar/ asa/

W dniu przygotowania raportu kurs akcji PGNiG wyniósł 6,46 zł. W środę na zamknięciu sesji za akcję spółki płacono 6,365 zł.

Analitycy obniżyli prognozy wyników finansowych spółki z uwagi na bieżące niższe ceny gazu.

"Skorygowaliśmy nasze prognozy wyników finansowych spółki w dół. Nasza długoterminowa prognoza średniocyklicznej powtarzalnej EBITDA maleje do 6,0 mld zł (poprzednio 8,0 mld zł). Prognozujemy długoterminową docelową EBITDA dla segmentu wydobywczego, obrotu, dystrybucji, energetycznego na odpowiednio 4,0 mld zł, -0,8 mld zł, 2,2 mld zł, 800 mln zł" - napisano w raporcie.

Autorzy raportu zakładali, że obniżka taryf w pierwszym kwartale 2018 roku będzie jednorazowa, ale URE dokonał kolejnej obniżki w pierwszym kwartale 2019 roku.

W ocenie analityków, trudno przewidzieć kierunek stawek dystrybucji w 2020 r. Z punktu widzenia inwestorów, taka niepewność odnośnie przyszłych cen, na którą jest narażony segment dystrybucji, ma być "nie do przyjęcia".

"Mniejszościowych akcjonariuszy nie ucieszy zapewne perspektywa wydatków inwestycyjnych w wysokości 6,6 mld zł w 2019. Nawet zważywszy na fakt, że tak ambitne cele rzadko są realizowane, wysoki docelowy poziom wydatków inwestycyjnych raczej nie będzie wspierał kursu akcji spółki w br. tym bardziej, że EBITDA może znaleźć się pod presją w 2019 roku" - dodano.

Autorem rekomendacji DM BOŚ jest Łukasz Prokopiuk. Pierwsze rozpowszechnienie rekomendacji nastąpiło 4 kwietnia, o godzinie 8:20.

Depesza PAP jest skrótem raportu DM BOŚ. W załączniku do depeszy znajduje się plik PDF z wymaganymi prawem informacjami DM BOŚ. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Drugą ofertę w postępowaniu złożyło konsorcjum Atende oraz jej spółki zależnej, A2 Customer Care, proponując cenę 74,3 mln zł brutto.

Obie oferty są niższe od budżetu zamawiającego, który wynosi 173,4 mln zł brutto.

Przedmiotem zamówienia jest dostawa, wdrożenie oraz serwis Centralnego Systemu Billingowego w PGNiG Obrót Detaliczny. Przetarg dotyczy w szczególności dostawy licencji oprogramowania, wsparcie dla licencji oraz dostarczenie, instalację i konfigurację urządzeń.

"Zamawiający oczekuje uruchomienia całościowego rozwiązania informatycznego wspierającego obszar sprzedaży i obsługi klientów w zakresie obsługi wszystkich klientów indywidualnych i małego biznesu dla umów na dostawę paliwa gazowego i energii elektrycznej wraz z migracją z dotychczasowych systemów bilingowych oraz dostarczenie funkcjonalności umożliwiających obsługę innych usług powiązanych ze sprzedażą dla tego segmentu klientów" - napisano w komunikacie PGNiG Obrót Detaliczny.

Zamówienie obejmuje też usługi serwisu i wsparcia związane z utrzymaniem systemu przez cztery lata, oraz opcje umożliwiające zapewnienie funkcjonowania systemu przez kolejne cztery lata (łącznie usługi serwisowe mogą być świadczone maksymalnie przez osiem lat).

Cena zaproponowana przez oferentów stanowi 50 proc. łącznej oceny ofert.

Pozostałe warunki, które zamawiający będzie brał pod uwagę to: "spełnienie przez oferowane rozwiązanie wymagań funkcjonalnych" (20 proc. łącznej oceny), doświadczenie i kompetencje zespołu realizującego zlecenie (20 proc.) oraz harmonogram realizacji (10 proc.), przy czym obaj oferenci zadeklarowali w swoich ofertach te same terminy realizacji zamówienia.

Obecnie PGNiG Obrót Detaliczny wykorzystuje sześć systemów billingowych od czterech różnych dostawców. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

Dla Grupy PGNiG będzie to pierwszy otwór realizowany w roli operatora na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

Urządzenie o nazwie Odfjell Deepsea Nordkapp wykorzystane zostanie do odwiercenia otworów wydobywczych na złożach Skogul i Erfugl, a następnie do odwiercenia otworu poszukiwawczego nr 6506/5-9 na koncesji PL838 na Morzu Norweskim.

Platforma jest nową jednostką oddaną do użytku w styczniu tego roku. W kwietniu 2019 roku dotrze do norweskiego portu w Bergen, gdzie poddana zostanie ostatnim testom przed dopuszczeniem do prac wiertniczych.

"Nasza wiedza i dotychczasowe doświadczenia pozwoliły nam dobrze przygotować się do przeprowadzenia pierwszego wiercenia w roli operatora na szelfie norweskim. Strategia PGNiG dotycząca dywersyfikacji zakłada znaczące zwiększenie własnego wydobycia gazu w tym rejonie" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"W przypadku złóż Skogul i Arfugl jesteśmy – wraz z naszymi partnerami na tych koncesjach – coraz bliżej rozpoczęcia wydobycia, które zaplanowane zostało na rok 2020" – dodał.

Wiercenia na złożach Skogul i Arfugl rozpoczną się w maju tego roku. Operatorem na obu koncesjach jest Aker BP, a PGNiG Upstream Norway posiada w nich odpowiednio 35 proc. i 11,92 proc. udziałów. Po zakończeniu wierceń na obu złożach platforma wiertnicza zostanie przekazana do dyspozycji PGNiG Upstream Norway, która – jako operator koncesji PL838 z 40 proc. udziałów – wykorzysta ją do wiercenia otworu poszukiwawczego na prospekcie Shrek.

Rozpoczęcie prac wiertniczych w ramach tego projektu planowane jest pomiędzy 1 września a 30 listopada 2019 roku.

Na złożu PL838 PGNiG Upstream Norway współpracuje z Aker BP i DEA Norge, które mają po 30 proc. udziałów.

PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 24 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zgodnie ze strategią Grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Specyfika transakcji spotowych polega na wyszukiwaniu atrakcyjnych okazji zakupowych spośród ładunków pojawiających się na globalnym rynku. Pomagają w tym dobre relacje handlowe z partnerami, jakie wypracowało nasze biuro LNG w Londynie. PGNiG jest już rozpoznawalne na rynku globalnym LNG jako wiarygodna marka i coraz bardziej aktywny handlowiec" – powiedział Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG ds. handlowych, cytowany w komunikacie.

PGNiG sprowadza do Polski skroplony gaz ziemny z Kataru, Norwegii i USA na podstawie umów z Qatargas i firmą Centrica oraz na bazie umów spotowych. W tym roku rozpoczną się regularne dostawy LNG z USA na podstawie długoterminowego kontraktu z Cheniere Energy – jednej z czterech umów, jakie PGNiG podpisało z amerykańskimi partnerami w 2018 roku. (PAP Biznes)

epo/ gor/

"(...) zgodnie z zeszłorocznymi zapowiedziami dokonaliśmy pierwszych w pełni komercyjnych bunkrowań statków LNG w Polsce. To milowy krok w kierunku rozwoju tego rynku w polskich portach morskich, który znacząco zwiększy ich konkurencyjność" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Henryk Mucha, prezes PGNiG Obrót Detaliczny.

W pierwszym bunkrowaniu, 13 marca, do zbiorników statku „Fure Valo” wtłoczono 54 tony paliwa LNG (32.000 Nm3 gazu). Drugie bunkrowanie miało miejsce 18 marca i do zbiorników statku „Ireland” trafiło 18 ton paliwa LNG (10.800 Nm3) z jednej cysterny.

W kwietniu 2018 roku Lotos Asfalt oraz PGNiG Obrót Detaliczny informowały, że będą wspólnie oferowały usługę bunkrowania statków paliwem LNG pochodzącym z Terminala Gazowego w Świnoujściu.

W listopadzie 2018 roku PGNiG informował, że rozwija segment bunkrowań LNG. Łączny wolumen zbrunkrowanego LNG wyniósł 0,65 tys. ton, a liczba bunkrowań sięgnęła 36.

Zgodnie z dyrektywą w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych, najpóźniej do końca 2025 r., w portach morskich powinna powstać odpowiednia liczba punktów bunkrowania LNG. W przypadku Polski mają to być: Gdańsk, Gdynia, Szczecin oraz Świnoujście.

LNG ma zyskiwać na popularności także ze względu na przyjęcie tzw. „dyrektywy siarkowej”, która nakłada na armatorów, których statki pływają po obszarze SECA (Sulphur Emission Control Areas), m.in. po Bałtyku i Morzu Północnym, obowiązek wykorzystywania paliw o zawartości siarki nieprzekraczającej 0,1 proc. Komisja Europejska planuje do 2050 r. całkowicie wyeliminować emisje pochodzące z transportu morskiego. Dla Europy Środkowo-Wschodniej oznacza to normy bardziej restrykcyjne niż w innych częściach świata. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Komisja Europejska stwierdziła, że plany rozbudowy są zgodne z unijnymi regulacjami dotyczącymi pomocy państwa, w szczególności z wytycznymi KE z 2014 roku w sprawie tej pomocy udzielanej na ochronę środowiska i energetykę.

Zdaniem unijnych urzędników polski projekt przyczyni się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu w Polsce i krajach bałtyckich poprzez dywersyfikację dostaw i stworzenie nowych szlaków transportu gazu w regionie.

KE zatwierdziła pomoc na budowę tego terminalu LNG w 2011 roku. Zwiększenie jego zdolności zostało następnie włączone do listy projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania UE w ramach korytarza planu połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich (BEMIP).

Spółka Polskie LNG otrzyma 553 mln zł (128 mln euro) z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego i Funduszu Spójności w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014–2020, którego jednym z priorytetów jest poprawa bezpieczeństwa energetycznego.

Terminal w Świnoujściu ma najwyższy spośród 22 lądowych terminali regazyfikacyjnych w Europie poziom wykorzystania, sięgający około 60 proc. mocy regazyfikacyjnych. W przypadku większości europejskich gazoportów średnia to 30 proc.

Polskie LNG realizuje Program Rozbudowy Terminalu, zakładający wykonanie czterech komponentów: zwiększenie mocy regazyfikacyjnych z 5 do 7,5 mln metrów sześciennych, budowę drugiego nabrzeża przeznaczonego dla mniejszych jednostek pływających, postawienie trzeciego zbiornika na LNG o pojemności 180 tys. metrów sześciennych, jak również skonstruowanie bocznicy kolejowej do przeładunku gazu skroplonego na cysterny kolejowe i kontenery ISO.(PAP)

luo/ az/ ap/ pch/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w uzupełnieniu raportu bieżącego nr 10/2019 z 14 marca 2019 roku przekazuje dodatkowe informacje dotyczące Pana Roberta Perkowskiego - Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych, powołanego 18 marca 2019 roku przez Radę Nadzorczą PGNiG na wspólną kadencję Zarządu Spółki kończącą się 31 grudnia 2019 roku.

Pan Robert Perkowski

Ekonomista, samorządowiec, doktor nauk ekonomicznych. Absolwent 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 roku odbywając staż w departamencie finansowym firmy "Dacon Corp. LTD" przy Queen's University w Kanadzie. Następnie w 2002 roku 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", gdzie świadczył usługi szkoleniowe oraz uzyskał mandat radnego gminnego i powiatowego.

Pan Robert Perkowski oświadczył, że nie wykonuje działalności konkurencyjnej w stosunku do działalności wykonywanej w Spółce, nie jest wspólnikiem konkurencyjnej spółki cywilnej lub osobowej, nie jest też członkiem organów konkurencyjnych spółek kapitałowych, a także nie figuruje w Rejestrze Dłużników Niewypłacalnych prowadzonym na podstawie ustawy o KRS.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Komisja Europejska stwierdziła, że plany rozbudowy są zgodne z unijnymi regulacjami dotyczącymi pomocy państwa, w szczególności z wytycznymi KE z 2014 roku w sprawie tej pomocy udzielanej na ochronę środowiska i energetykę.

Zdaniem unijnych urzędników, polski projekt przyczyni się do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu w Polsce i krajach bałtyckich poprzez dywersyfikację dostaw i stworzenie nowych szlaków transportu gazu w regionie. (PAP)

luo/ ap/ mam/

Pół roku temu PSG ogłosiła program gazyfikacji kraju na lata 2018-22. Spółka zapowiedziała wtedy gazyfikację 300 gmin.

"Z 300 gmin na dziś udało się przez pół roku zgazyfikować 29 gmin. W tym roku mamy w planach 150 gmin” - powiedział Żołyniak na poniedziałkowej konferencji prasowej w Halinowie.

Z prezentacji PSG wynika, że w kolejnych trzech latach planowana jest gazyfikacja po 50 gmin rocznie.

W ramach programu planowana jest też w latach 2018-22 budowa 77 stacji LNG.

"Gdy program uda się zrealizować, to 90 proc. ludności w kraju będzie miało dostęp do paliwa gazowego” - powiedział Żołyniak.

Koszt programu szacowany jest na ok. 7,5 mld zł.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski przypomniał, że aby wspomóc finansowanie programu, Skarb Państwa zdecydował w ubiegłym roku o rezygnacji z blisko 1 mld zł dywidendy PGNiG.

Członek zarządu PSG poinformował, że spółka chciałaby, by jej taryfy były uzgadniane na kilka lat do przodu.

"Jesteśmy przedsiębiorstwem regulowanym. W ubiegłym roku taryfa PSG została obniżona o 7,37 proc. W tym roku o 5 proc. Walczymy o taryfę wieloletnią, takie obowiązują w większości krajów europejskich” - powiedział Żołyniak. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w uzupełnieniu raportu bieżącego nr 9/2019 z dnia 11 marca 2019 roku w sprawie wpłynięcia zawiadomienia o wszczęciu postępowania antymonopolowego, informuje o otrzymaniu w dniu 15 marca 2019 roku od Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów ("UOKiK") zgody ("Zgoda Prezesa UOKiK") odnośnie ujawnienia faktu złożenia przez PGNiG TERMIKA S.A, spółkę zależną PGNiG, wniosku o odstąpienie od wymierzania kary pieniężnej lub jej obniżenie, tzw. wniosku w ramach programu łagodzenia kar określonego w art. 113a-113c ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o ochronie konkurencji i konsumentów.

W związku ze Zgodą Prezesa UOKIK Spółka podtrzymuje ocenę przedstawioną w raporcie bieżącym nr 9/2019 z dnia 11 marca 2019, w którym wskazano na niskie ryzyko negatywnych konsekwencji dla Grupy Kapitałowej PGNiG.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie ("PGNiG", "Spółka") przekazuje przyjęty przez Radę Nadzorczą PGNiG tekst jednolity statutu po zmianach przyjętych uchwałą Nr 4/2019 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG z dnia 23 stycznia 2019 roku, które zostały wpisane do Rejestru Przedsiębiorców w dniu 21 lutego 2019 r.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Pracujemy nad refinansowaniem długu o wartości około 7 mld zł zapadającego w połowie 2020 roku. Jesteśmy w tej sprawie w dosyć zaawansowanych rozmowach z bankami, z którymi stale współpracujemy" - powiedział Pietrzyk podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"Zakładamy, że podpisanie umów z bankami nastąpi w trzecim kwartale 2019 roku" - dodał.

Pietrzyk wskazał, że zapadające zadłużenie to obligacje gwarantowane, natomiast PGNiG chce je zamienić na kredyt bankowy.

"Zakładamy, że kredyt może mieć wartość wyższą niż zapadające zadłużenie i wyniesie około 10 mld zł" - powiedział wiceprezes PGNiG. (PAP Biznes)

pr/ doa/

Robert Perkowski został powołany na wspólną kadencję zarządu spółki kończącą się w dniu 31 grudnia 2019 r. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, Rada Nadzorcza Spółki na posiedzeniu w dniu 14 marca 2019 r. podjęła decyzję o powołaniu z dniem 18 marca 2019 r. Pana Roberta Perkowskiego na stanowisko członka Zarządu ds. Operacyjnych PGNiG, na wspólną kadencję Zarządu Spółki kończącą się w dniu 31 grudnia 2019 r.

Niezwłocznie po uzyskaniu przez Spółkę życiorysu oraz wymaganych oświadczeń od Pana Roberta Perkowskiego, o których mowa w § 10 ust. 4)- 6) Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757), zostaną one przekazane odrębnym raportem bieżącym.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Zakładamy w tym roku utrzymanie krajowego wydobycia gazu ziemnego na poziomie z 2018 roku, czyli 3,8 mld metrów sześciennych. Liczymy, że to będzie więcej, około 4 mld sześc." - powiedział Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej. (PAP Biznes)

pr/

"Nie mogę powiedzieć z pełnym przekonaniem, że uda nam się w tym roku przebić wyniki z 2018 roku, zwłaszcza na poziomie EBITDA. Oczywiście będziemy się starali to zrobić" - powiedział podczas czwartkowej konferencji prasowej prezes Woźniak.

"Z jednej strony sprzyja nam w segmencie wydobycia wysoka cena baryłki. Z drugiej - wysoka cena ropy dyktuje nam wysokie ceny gazu, co odbija się negatywnie na wynikach segmentu obrotu i magazynowania" - dodał.

W 2018 roku grupa kapitałowa PGNiG zwiększyła przychody o 16 proc. do 41,2 mld zł, EBITDA wzrosła o 8 proc., do 7,1 mld zł, EBIT poszedł w górę o 12 proc., do 4,4 mld zł, a zysk netto wzrósł o 10 proc., do 3,2 mld zł. (PAP Biznes)

pr/ kuc/

"We wrześniu chcemy dokonać wierceń do warstw podsolnych na obszarze przedgórza karpackiego, w wierceniu Nowe Sady. Wiercenie ma mieć głębokość około 6 km. Prace zamierzamy zakończyć w grudniu" - powiedział prezes Woźniak na czwartkowej konferencji prasowej.

Dodał, że doświadczenia z innych regionów świata pokazują, że warstwy podsolne mogą zawierać bogate zasoby ropy naftowej i gazu. W Polsce do tej pory nie prowadzono wierceń do takich warstw.

"To jedna z ostatnich szans na odkrycie dużych zasobów ropy i gazu. Możemy oczywiście liczyć jeszcze na mniejsze odkrycia, dla nas liczy się każdy metr sześciennych" - powiedział Piotr Woźniak.

Do 2022 PGNiG planuje około 100 odwiertów na Podkarpaciu i Niżu Polskim do 2022 roku.

W 2018 roku wydobycie gazu ziemnego w Polsce wyniosło 3,8 mld m sześc. Wydobycie w zeszłym roku wzrosło o 818,3 tys. ton. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Wydatki inwestycyjne grupy kapitałowej PGNiG w 2019 roku planujemy na 6,6 mld zł. Kwota ta nie obejmuje potencjalnych akwizycji" - poinformował podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami Pietrzyk.

Prezes PGNiG Piotr Woźniak dodał, że spółka jest zainteresowana akwizycjami nowych złóż na szelfie kontynentalnym w Norwegii w celu realizacji zaplanowanych w strategii celów produkcyjnych.

Grupa kapitałowa PGNiG obecna jest w Norwegii poprzez spółkę zależną – PGNiG Upstream Norway, która posiada obecnie udziały w 24 koncesjach. Norweski Szelf Kontynentalny jest objęty jednym z priorytetów inwestycyjnych określonych w strategii PGNiG na lata 2017-2022.

W styczniu PGNiG Upstream Norway otrzymała w ramach corocznej rundy licencyjnej APA 2018 trzy nowe koncesje na norweskim szelfie kontynentalnym od Ministerstwa Ropy Naftowej i Energii. Na dwóch z nich ma pełnić rolę operatora.

Zgodnie ze strategią, grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Jesteśmy prawie pewni, że ostateczna decyzja będzie do końca tego roku, 2019 rok powinien przynieść zakończenie arbitrażu. Jesteśmy spokojni o wyrok, ponieważ nasze argumenty są bardzo mocne" - powiedział podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami prezes Woźniak.

Pod koniec czerwca 2018 roku Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok częściowy w postępowaniu PGNiG przeciwko Gazpromowi. Trybunał ustalił, że PGNiG złożył w listopadzie 2014 roku ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej.

Postępowanie arbitrażowe prowadzone było od wielu miesięcy przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie. Sprawa toczyła się z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export i dotyczyła obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Polski z 25 września 1996 r. (Kontrakt Jamalski).

Na mocy wyroku częściowego Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne.

Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił również, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie spółki w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące.

Jednocześnie Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł pod koniec czerwca, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Trzymamy się naszej strategii. Będziemy jako zarząd rekomendować przeznaczenie na dywidendę do 50 proc. skonsolidowanego zysku netto za 2018 roku, uwzględniając już wypłaconą dywidendę zaliczkową. Ostateczna decyzja o wielkości dywidendy należy oczywiście do akcjonariuszy" - powiedział Piotr Woźniak.Pod koniec października zarząd PGNiG zdecydował o wypłacie akcjonariuszom zaliczki w kwocie 404,5 mln zł na poczet przewidywanej dywidendy z zysku za 2018 rok. Oznaczało to wypłatę zaliczki w wysokości 0,07 zł na akcję.

W 2018 roku skonsolidowany zysk netto PGNiG przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej sięgnął 3,2 mld zł wobec 2,9 mld zł przed rokiem.

Strategia grupy PGNiG na lata 2017-2022 przewiduje wypłatę do 50 proc. skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy. (PAP Biznes)

pr/ gor/

W całym 2018 roku skonsolidowany zysk netto jednostki dominującej sięgnął 3,2 mld zł wobec 2,9 mld zł przed rokiem.

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w czwartym kwartale 2018 roku wzrosła do 1,35 mld zł z 1,32 mld zł rok wcześniej. Całoroczna EBIRTDA grupy PGNiG wyniosła 7,11 mld zł wobec 6,58 mld zł przed rokiem.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 596 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 651 mln zł. Zysk operacyjny w 2018 roku wyniósł 4,4 mld zł, a rok wcześniej było to 3,9 mld zł.

Skonsolidowane przychody w czwartym kwartale 2018 roku wyniosły 12,75 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 10,91 mld zł. Całoroczne przychody grupy PGNiG wzrosły do 41,2 mld zł z 35,8 mld zł w 2017 roku.

Głównymi czynnikami przyczyniającymi się do wzrostu zarówno przychodów, jak również kosztów operacyjnych, były rosnące ceny węglowodorów. Przy wyższych średnio o 0,6 stopni C temperaturach w Polsce w ciągu 2018 r., grupa sprzedała łącznie 29,0 mld m3 gazu (o 2,3 mld m3 więcej niż w 2017 r.).

Sprzedaż ropy naftowej i kondensatu z produkcji wzrosła o 140 tys. ton, sięgając 1410 tys. ton. Wyższe temperatury przełożyły się również na niższe o 5 proc. wolumeny wyprodukowanego ciepła oraz nieznaczny, 1 proc., wzrost wolumenu dystrybucji gazu.

W 2018 r. GK PGNiG zastosowała wymogi nowych standardów MSSF 9 i MSSF 15 z wykorzystaniem zmodyfikowanego podejścia retrospektywnego ze skutkiem od 1 stycznia 2018 r. (bez przekształcenia okresu porównawczego).

SEGMENT POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody segmentu wzrosły o 25 proc., do 7671 mln zł. Zysk z działalności operacyjnej segmentu na koniec 2018 r. wyniósł 3956 mln zł i był o 1154 mln zł wyższy niż w roku poprzednim. Dodając amortyzację, wynik EBITDA osiągnął 5019 mln zł – o 1154 mln zł więcej rok do roku.

W porównaniu do 2017 r. w segmencie wydobycie gazu zwiększyło się o 9 mln m3 w przeliczeniu na gaz wysokometanowy.

Spadek produkcji w Polsce (o 31 mln m3) i Norwegii (o 10 mln m3) został zrekompensowany wyższym w przeliczeniu na gaz wysokometanowy wydobyciem gazu zaazotowanego w Pakistanie – o 50 mln m3. Sprzedaż gazu bezpośrednio ze złóż wzrosła w stosunku do 2017 r. o 59 mln m3.

Sprzedaż ropy naftowej w całym 2018 r. była o 140 tys. ton wyższa niż w roku poprzednim – sprzedaż w kraju wzrosła o 26 tys. ton, a w Norwegii o 114 tys. ton, głównie w wyniku zwiększonej produkcji ze złóż Skarv i Gina Krog.

Koszty operacyjne segmentu wzrosły o 12 proc., głównie w wyniku wyższych kosztów odwiertów negatywnych i spisanej sejsmiki (wzrost o 287 mln zł r/r), świadczeń pracowniczych (wzrost o 72 mln zł r/r) oraz usług przesyłowych (wzrost o 64 mln zł r/r).

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Strata operacyjna segmentu Obrót i Magazynowanie wyniosła w 2018 r. 1037 mln zł, o 397 mln zł gorzej rdr. Na poziomie EBITDA wykazano stratę w wysokości 848 mln zł, co jest wynikiem niższym o 413 mln zł w porównaniu do 2017 r.

Przychody segmentu ukształtowały się na poziomie 31704 mln zł, o 5165 mln zł (uwzględniając zmiany prezentacyjne w związku z MSSF 15) wyższym w stosunku do poprzedniego roku.

W 2018 r. nastąpił istotny wzrost kosztów operacyjnych segmentu (o 20 proc.), do 32741 mln zł. Gorszy wynik segmentu jest efektem wpływu na koszt pozyskania gazu wyższych r/r o ok 30 proc. rynkowych cen węglowodorów.

Stan zapasów gazu należącego do PGNiG w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego na koniec 2018 r. wynosił ok. 2,3 mld m3 i był zbliżony do stanu na koniec roku poprzedniego.

DYSTRYBUCJA

Wynik operacyjny segmentu Dystrybucja w 2018 r. zmniejszył się o 7 proc. i osiągnął poziom 1458 mln zł, natomiast powiększony o amortyzację (EBITDA) wyniósł 2385 mln zł, czyli o 108 mln zł mniej niż rok wcześniej.

Przychody ze sprzedaży w segmencie spadły o 10 mln zł podczas gdy przychody z usługi dystrybucyjnej o 181 mln zł (uwzględniając zmiany prezentacyjne w związku z MSSF 15), czyli 4 proc. Z drugiej strony, niższe o 72 mln zł saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania zwiększyły przychody segmentu.

Wolumen dystrybucji gazu wzrósł o 1 proc. Koszty operacyjne segmentu w 2018 r. wzrosły o 100 mln zł, czyli 3 proc.), głównie za sprawą wyższych o 34 proc. pozostałych usług obcych oraz świadczeń pracowniczych (wzrost o 2 proc.).

WYTWARZANIE

Wynik operacyjny segmentu w 2018 r. wyniósł 316 mln zł i był niższy o 109 mln zł niż w 2017 r. Dodając amortyzację, na poziomie EBITDA osiągnięto wynik w wysokości 788 mln zł, o 7 proc. niższy r/r.

Przychody segmentu wyniosły 2387 mln zł – o 136 mln zł więcej niż w 2017 r.

Wyniki segmentu były pod wpływem wyższych średnich temperatur w 2018 r. w porównaniu z 2017 r., co przełożyło się na spadek wolumenu sprzedaży ciepła o blisko 5 proc.

Jednocześnie segment wyprodukował 4,0 TWh energii elektrycznej, o 2 proc. więcej niż przed rokiem, m.in. dzięki oddaniu do użytkowania EC Zofiówka w II półroczu.

Koszty segmentu wzrosły 13 proc., do 2071 mln zł, głównie za sprawą wyższych cen węgla (o 139 mln zł) oraz energii na cele handlowe (o 40 mln zł). (PAP Biznes)

pr/

W całym 2018 roku skonsolidowany zysk netto jednostki dominującej sięgnął 3,2 mld zł wobec 2,9 mld zł przed rokiem.

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w czwartym kwartale 2018 roku wzrosła do 1,35 mld zł z 1,32 mld zł rok wcześniej. Całoroczna EBIRTDA grupy PGNiG wyniosła 7,11 mld zł wobec 6,58 mld zł przed rokiem.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 596 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 651 mln zł. Zysk operacyjny w 2018 roku wyniósł 4,4 mld zł, a rok wcześniej było to 3,9 mld zł.

Skonsolidowane przychody w czwartym kwartale 2018 roku wyniosły 12,75 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 10,91 mld zł. Całoroczne przychody grupy PGNiG wzrosły do 41,2 mld zł z 35,8 mld zł w 2017 roku. (PAP Biznes)

pr/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów poinformował o postępowaniu w tej sprawie 11 marca.

Postępowanie dotyczy porozumienia między Veolia Energia Warszawa i PGNiG Termika z 2014 roku. Stronami postępowania – oprócz Veolia Energia Warszawa i PGNiG Termika – są Veolia Energia Polska i PGNiG.

Zgodnie z ustaleniami Veolia Energia Warszawa w ramach porozumienia zrezygnowała z budowy elektrociepłowni w Ursusie, natomiast PGNiG Termika ograniczyła i zamierzała zaprzestać sprzedaży energii cieplnej. Ponadto spółki mogły wspólnie ustalać swoje taryfy, które przedstawiały do akceptacji prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki.

PGNiG w oświadczeniu zamieszczonym na swojej stronie internetowej zaznacza, że porozumienie zostało ostatecznie zerwane z inicjatywy PGNiG Termika w maju 2017 roku.

"Objęcie PGNiG postępowaniem jest podyktowane wyłącznie kwestiami formalnymi – wynika z faktu, że spółka jest 100-procentowym właścicielem PGNiG Termika" - napisano w oświadczeniu.

"PGNiG deklaruje pełną współpracę z Urzędem Ochrony Konkurencji i Konsumentów w celu szybkiego wyjaśnienia sprawy. Jednocześnie informuje, że na podstawie wstępnej analizy treści postanowienia UOKiK, spółka ocenia ryzyko negatywnych konsekwencji dla Grupy Kapitałowej PGNiG związane z postępowaniem jako niskie" - dodano.

Spółkom grozi kara do 10 proc. ich obrotu. UOKiK postawił też zarzuty dwóm menedżerom, którzy pełnią lub pełnili wysokie funkcje w Veolia Energia Warszawa i PGNiG Termika. Maksymalna sankcja w ich przypadku to 2 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Warszawskie spółki prowadzą działalność na rynku sprzedaży energii cieplnej dla odbiorców końcowych, m.in. spółdzielni mieszkaniowych, wspólnot, zakładów przemysłowych, szkół, urzędów itd.

Z informacji UOKIK wynika, że kwestionowane ustalenia zaczęły się około 2014 roku.

Zgodnie z ustaleniami Veolia Energia Warszawa zrezygnowała z budowy elektrociepłowni w Ursusie, natomiast PGNiG Termika ograniczyła i zamierzała zaprzestać sprzedaży energii cieplnej.

Ponadto spółki mogły wspólnie ustalać swoje taryfy, które przedstawiały do akceptacji prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki.

"Budowa nowego źródła ciepła zwiększyłaby bezpieczeństwo energetyczne aglomeracji warszawskiej. Badane przez nas spółki miały tego świadomość, mimo to zgodnie z ustaleniami między sobą zrezygnowały z tej inwestycji" - powiedział prezes Niechciał podczas wtorkowej konferencji prasowej.

Spółkom grozi kara do 10 proc. ich obrotu. UOKiK postawił też zarzuty dwóm menedżerom, którzy pełnią lub pełnili wysokie funkcje w Veolia Energia Warszawa i PGNiG Termika. Maksymalna sankcja w ich przypadku to 2 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Porozumienie miało dotyczyć uzgadniania cen energii cieplnej, podziału rynku energii cieplnej i uzgadniania warunków składanych ofert w postępowaniach o udzielenie zamówienia na sprzedaż i dostawę energii cieplnej.

"W oparciu o wstępną analizę otrzymanego zawiadomienia zarząd spółki ocenia ryzyko negatywnych konsekwencji dla grupy kapitałowej PGNiG jako niskie" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje o otrzymaniu w dniu 11 marca 2019 roku od Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów zawiadomienia w sprawie wszczęcia postępowania antymonopolowego, którego stronami są Veolia Energia Warszawa S.A., Veolia Energia Polska S.A., PGNiG TERMIKA S.A., spółka zależna PGNiG, oraz PGNiG, w sprawie naruszenia zakazów - do których miało dojść w związku z podejrzeniem zawarcia porozumienia w 2014 roku - określonych w art. 6 ust 1 pkt 1,3 i 7 ustawy o ochronie konkurencji i konsumentów, a także art. 101 ust. 1 lit a) i c) Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej w zakresie uzgadniania cen energii cieplnej, podziału rynku energii cieplnej i uzgadniania warunków składanych ofert w postępowaniach o udzielenie zamówienia na sprzedaż i dostawę energii cieplnej.

W oparciu o wstępną analizę otrzymanego zawiadomienia Zarząd Spółki ocenia ryzyko negatywnych konsekwencji dla Grupy Kapitałowej PGNiG jako niskie.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Ewentualne decyzje o ograniczeniu ekspozycji Norges Banku na spółki paliwowe nie objęłyby zintegrowanych koncernów paliwowo-energetycznych.

Decyzja rządu w Oslo to odpowiedź na propozycję samego Norges Banku z końca 2017 r., która zakładała ograniczenie ekspozycji funduszu na cały sektor paliwowy.

NBIM na koniec 2018 r. miał w akcjach spółek z sektora paliwowego 37 mld dolarów, czyli ok 6 proc. łącznego portfela akcyjnego - wynika z raportu rocznego funduszu.

Fundusz Norges Banku miałby pozbyć się akcji firm poszukujących i wydobywających ropę i gaz według klasyfikacji FTSE Russell. Na koniec 2018 r. NBIM posiadał akcje 134 takich spółek o łącznej wartości ok. 70 mld NOK (ok. 7,5 mld USD).

Ze spółek notowanych na GPW na koniec 2018 r. NBIM posiadał 0,41 proc. akcji Lotosu, 0,46 proc. PGNiG i 1,02 proc. PKN Orlen. Łączne zaangażowanie funduszu w te trzy spółki wynosi 193 mln dolarów.

Wszystkie trzy spółki w klasyfikacji stosowanej przez FTSE Russell (Industry Classification Benchmark) są zaliczane do kategorii zintegrowanych (Integrated Oil & Gas).

"Celem decyzji jest zmniejszenie ekspozycji naszego wspólnego bogactwa na permanentny spadek cen ropy. Dlatego też bardziej sensownym działaniem jest sprzedaż spółek, które poszukują i wydobywają ropę i gaz, aniżeli pozbycie się szerzej zdywersyfikowanego sektora paliwowego" - powiedział cytowany w komunikacie Siv Jensen, minister finansów Norwegii.

Norweski rząd proponuje, by akcje były wyprzedawane „stopniowo” i w konsultacji z Norges Bankiem. (PAP Biznes)

tus/ mj/ osz/

Ewentualne decyzje o ograniczeniu ekspozycji Norges Banku na spółki paliwowe nie objęłyby zintegrowanych koncernów paliwowo-energetycznych.

Decyzja rządu w Oslo to odpowiedź na propozycję samego Norges Banku z końca 2017 r., która zakładała ograniczenie ekspozycji funduszu na cały sektor paliwowy.

NBIM na koniec 2018 r. miał w akcjach spółek z sektora paliwowego 37 mld dolarów, czyli ok 6 proc. łącznego portfela akcyjnego - wynika z raportu rocznego funduszu.

Fundusz Norges Banku miałby pozbyć się akcji firm poszukujących i wydobywających ropę i gaz według klasyfikacji FTSE Russell.

Ze spółek notowanych na GPW na koniec 2018 r. NBIM posiadał 0,41 proc. akcji Lotosu, 0,46 proc. PGNiG i 1,02 proc. PKN Orlen. Łączne zaangażowanie funduszu w te trzy spółki wynosi 193 mln dolarów.

Wszystkie trzy spółki w klasyfikacji stosowanej przez FTSE Russell (Industry Classification Benchmark) są zaliczane do kategorii zintegrowanyh (Integrated Oil & Gas).

"Celem decyzji jest zmniejszenie ekspozycji naszego wspólnego bogactwa na permanentny spadek cen ropy. Dlatego też bardziej sensownym działaniem jest sprzedaż spółek, które poszukują i wydobywają ropę i gaz, aniżeli pozbycie się szerzej zdywersyfikowanego sektora paliwowego" - powiedział cytowany w komunikacie Siv Jensen, minister finansów Norwegii.

Norweski rząd proponuje, by akcje były wyprzedawane „stopniowo” i w konsultacji z Norges Bankiem. (PAP Biznes)

tus/ mj/ osz/

Ewentualne decyzje o ograniczeniu ekspozycji Norges Banku na spółki paliwowe nie objęłyby zintegrowanych koncernów paliwowo-energetycznych.

Decyzja rządu w Oslo to odpowiedź na propozycję samego Norges Banku z końca 2017 r., która zakładała ograniczenie ekspozycji funduszu na cały sektor paliwowy.

NBIM na koniec 2018 r. miał w akcjach spółek z sektora paliwowego 37 mld dolarów, czyli ok 6 proc. łącznego portfela akcyjnego - wynika z raportu rocznego funduszu.

Ze spółek notowanych na GPW na koniec 2018 r. NBIM posiadał 0,41 proc. akcji Lotosu, 0,46 proc. PGNiG i 1,02 proc. PKN Orlen. Łączne zaangażowanie funduszu w te trzy spółki wynosi 193 mln dolarów.

„Celem decyzji jest zmniejszenie ekspozycji naszego wspólnego bogactwa na permanentny spadek cen ropy. Dlatego też bardziej sensownym działaniem jest sprzedaż spółek, które poszukują i wydobywają ropę i gaz, aniżeli pozbycie się szerzej zdywersyfikowanego sektora paliwowego” - powiedział cytowany w komunikacie Siv Jensen, minister finansów Norwegii.

Fundusz Norges Banku miałby pozbyć się akcji firm poszukujących i wydobywających ropę i gaz według klasyfikacji FTSE Russell.

Norweski rząd proponuje, by akcje były wyprzedawane „stopniowo” i w konsultacji z Norges Bankiem. (PAP Biznes)

tus/ mj/ osz/

"+Cyfrowe złoże+ to narzędzie, które umożliwi PGNiG jeszcze efektywniejsze wykorzystanie zasobów ropy i gazu. Zintegrowane zarządzanie złożami na etapie poszukiwań, eksploatacji i inwestycji przyczyni się do zwiększenia sczerpania i przedłużenia żywotności złóż a jednocześnie do obniżenia kosztów produkcji i większego zwrotu z inwestycji w wydobycie" - powiedział cytowany w komunikacie Piotr Woźniak, prezes spółki.

PGNiG podało, że efekty wdrożenia systemu będą różne dla poszczególnych złóż, jednak w każdym przypadku zastosowanie platformy ma prowadzić do wyboru najlepszej strategii zarządzania złożem i optymalizacji parametrów jego produkcji.

Docelowo platforma ma być wykorzystywana przez grupę w kraju i za granicą, priorytetem ma być jednak Polska, gdzie spółka eksploatuje ponad 2000 odwiertów na ponad 200 złożach. (PAP Biznes)

seb/ osz/

W planie wierceń na 2019 rok PGNiG przewiduje wykonanie ok. 30 odwiertów. Są wśród nich odwierty na Śląsku w ramach programu Geo-Metan, którego celem jest zbadanie możliwości wydobycia metanu z pokładów węgla. Zagrożenie metanowe to poważny problem śląskich kopalń – niesie ze sobą ogromne ryzyko dla górników, a jednocześnie spowalnia tempo i podnosi koszty wydobycia węgla. PGNiG chce sprawdzić, czy można rozwiązać te problemy poprzez usunięcie metanu jeszcze przed rozpoczęciem prac górniczych. Przy okazji spółka zyskałaby nowe krajowe źródło wysokometanowego gazu ziemnego.

„Szacujemy, że moglibyśmy w ten sposób pozyskiwać przynajmniej miliard metrów sześciennych gazu. Oznaczałoby to wzrost krajowego wydobycia o ponad jedną czwartą” – powiedział Piotr Woźniak.

27 lutego PGNiG podpisało z Polską Grupą Górniczą umowę o współpracy w ramach programu Geo-Metan. Umowa przewiduje wiercenia w zachodniej części złoża „Zabrze-Bielszowice” na terenie Kopalni Węgla Kamiennego Ruda Ruch Bielszowice. Gazowa spółka chce wykorzystać doświadczenie zdobyte w gminie Miedźna na Śląsku, gdzie udało się jej uzyskać wysokie przypływy metanu z pokładów węgla w miejscowości Gilowice.

Piotr Woźniak podkreśla jednak zasadniczą różnicę. "Węgiel w Miedźnej nie jest przeznaczony do wydobycia, co nie pozwala zademonstrować korzyści, jakie usuniecie metanu może przynieść górnictwu. To będzie możliwe dopiero dzięki współpracy z PGG" - podkreśla.

Jednak nie wszystko na Śląsku idzie zgodnie z planami PGNiG. Spółka nie może uzyskać zgody Głównego Geologa Kraju na wykonanie otworu badawczego Orzesze-1 o głębokości 4,5 km. Celem odwiertu ma być rozpoznanie budowy geologicznej Górnośląskiego Zagłębia Węglowego oraz sprawdzenie możliwości występowania tam złóż węglowodorów.

„Teren Górnośląskiego Zagłębia Węglowego nigdy nie był badany pod tym kątem do takiej głębokości. W pierwszym rzędzie jest to zatem przedsięwzięcie badawcze, którego celem jest zdobycie wiedzy. Nie tylko dla nas – cała dokumentacja geologiczna jest przekazywana Ministerstwu Środowiska i stanowi własność Skarbu Państwa” – wyjaśnia prezes PGNiG.

Jak dodaje, brak zgody na wykonanie odwiertu jest dla niego niezrozumiały, zwłaszcza że - jak podkreśla - spółka uzgodniła lokalizację otworu z Jastrzębską Spółka Węglową, do której należą pokłady węgla, przez które odwiert ma przechodzić.

Piotr Woźniak zapewnia jednak, że w tej sprawie PGNiG nie składa broni.

„Na wykonaniu Orzesze-1 skorzystają wszyscy. Polska służba geologiczna będzie mieć dostęp do danych. My tę samą wiedzę wykorzystamy do planowania poszukiwań i wydobycia, także w ramach przedeksploatacyjnego ujęcia metanu z pokładów węgla. Oznacza to, że z Orzesze-1 może skorzystać również górnictwo węgla kamiennego” – podkreśla.

Prezes przyznaje, że jest "szczególnie przywiązany" do rejonu, który geolodzy nazwali Rowem Wielkich Oczu na granicy Polski i Ukrainy, pomiędzy zrębem Ryszkowej Woli i wyniesieniem Uszkowiec-Lubaczowa. Dzięki nowemu podejściu i możliwościom technicznym, w ostatnich kilku latach zaczęto wiercić otwory, których celem stały się słabo przepuszczalne utwory miocenu autochtonicznego.

Przykładem takich prac są nowe odwierty w rejonie m in. Siedleczki, Kramarzówki, Przemyśla, Sędziszowa czy Pruchnika. Pozytywne wyniki odwiertów stały się podstawą do zaprojektowania i rozpoczęcia wierceń w rejonie Rowu Wielkie Oczy. Zostały one poprzedzone nowymi pracami sejsmiki 2D, wykonanymi przez Geofizykę Toruń, które pozwoliły na uszczegółowienie budowy geologiczno-strukturalnej i dały podstawę do lokalizacji nowego otworu Korczowa-1.

Innym przedsięwzięciem, które PGNiG realizuje na Podkarpaciu, jest odwiert Nowe Sady. Zaplanowano go w oparciu o dane ze zdjęcia sejsmicznego 3D Rybotycze-Fredropol oraz wyniki wcześniejszego odwiertu Huwniki-1. Na ich podstawie geolodzy rozpoznali w rejonie przygranicznym z Ukrainą głęboki rów wypełniony solą.

„Z zasady w utworach podsolnych występują węglowodory. Tak jest np. w Zatoce Meksykańskiej, gdzie w takich warstwach podsolnych znajdują się ogromne zasoby ropy. Choć warstwy solne są trudne do przewiercenia, wiertnicy postanowili się zmierzyć z tym wyzwaniem i rozpoczęte zostały prace projektowe i przygotowawcze celem wiercenia odwiertu Nowe Sady. W grudniu br. planujemy osiągnąć głębokość końcową" - deklaruje Piotr Woźniak.

Małgorzata Dragan (PAP)

drag/ je/ pr/

W czwartek MSZ złożył do Trybunału Sprawiedliwości UE w Luksemburgu wniosek o dopuszczenie Rzeczpospolitej Polskiej do sprawy w charakterze interwenienta - poinformowało PAP w piątek ministerstwo spraw zagranicznych.

W środę litewski rząd również zdecydował o dołączeniu do skargi PGNiG i poparciu stanowiska polskiej spółki. „Pozytywne rozstrzygnięcie tej sprawy wzmocni nasze stanowisko w sądzie arbitrażowym w Sztokholmie” - oświadczył minister energetyki Litwy Żigimantas Vaicziunas. Litwa szacuje, że monopolistyczne działania Gazpromu przyniosły jej straty w wysokości 1,5 mld euro.

PGNiG w październiku 2018 r. wystąpiło na drogę prawną przeciwko Komisji Europejskiej, zaskarżając do TSUE decyzję KE z maja tego samego roku dotyczącą ugody z Gazpromem w sprawie o nadużywanie przez rosyjski koncern pozycji w Europie Środkowej i Wschodniej. W wyniku ugody Gazprom uniknął kar za swe monopolistyczne praktyki.

PGNiG poinformowało w piątek, że z zadowoleniem przyjęła decyzje rządów Rzeczpospolitej Polskiej i Republiki Litwy. Jednocześnie spółka podała, że w czwartek Trybunał Sprawiedliwości UE poinformował ją, iż do skargi na decyzję Komisji Europejskiej, po stronie PGNiG przyłączyła się również spółka Overgas Inc., zajmująca się dystrybucją i sprzedażą gazu na rynku bułgarskim, w której znaczące udziały mają spółki z grupy kapitałowej Gazprom.

Według PGNiG, "poddanie ugody Komisji Europejskiej z Gazpromem pod ocenę TSUE pozwoli Rządom RP i Litwy oraz spółkom PGNiG SA i Overgas Inc. wykazać, że ugoda ta jest nie tylko sprzeczna z prawem UE, ale także umacnia dominującą pozycję Gazprom na regionalnym rynku gazu w Europie Środkowo-Wschodniej oraz negatywnie wpływa na funkcjonowanie i konkurencyjność rynku gazu Unii Europejskiej".

W maju 2018 r. KE ostatecznie zatwierdziła ugodę z Gazpromem w sprawie o nadużywanie przez niego pozycji w Europie Środkowej i Wschodniej. Zgodnie z nią rosyjski koncern uniknie kar za monopolistyczne praktyki, ale musi wdrożyć rozwiązania umożliwiające swobodny przepływ gazu po konkurencyjnych cenach na rynkach gazu w Europie Środkowo-Wschodniej. (PAP)

wkr/ je/ asa/

Nie będzie to osobny pozew Litwy, ale włączenie się w sprawę i poparcie polskiego stanowiska.

„Pozytywne rozstrzygnięcie tej sprawy wzmocni nasze stanowisko w sądzie arbitrażowym w Sztokholmie” - powiedział dziennikarzom minister energetyki Litwy Żigimantas Vaicziunas.

Litwa szacuje, że monopolistyczne działania Gazpromu przyniosły jej straty w wysokości 1,5 mld euro. W sądzie arbitrażowym w Sztokholmie wysokość tych strat na razie została zaprezentowana jedynie jako szkoda teoretyczna.

PGNiG w październiku 2018 roku wystąpiło na drogę prawną przeciwko Komisji Europejskiej, zaskarżając do TSUE decyzję KE z maja tego samego roku dotyczącą ugody z Gazpromem w sprawie o nadużywanie przez rosyjski koncern pozycji w Europie Środkowej i Wschodniej. W wyniku ugody Gazprom uniknął kar za swe monopolistyczne praktyki.

Decyzja KE oznaczała jednocześnie nałożenie na Gazprom wiążących prawnie zobowiązań, które miały umożliwiać swobodny przepływ gazu po konkurencyjnych cenach na rynkach w Europie Środkowo-Wschodniej, a także usunięcie wszelkich ograniczeń nałożonych na klientów, dotyczących transgranicznej odsprzedaży gazu.

PGNiG twierdziło w swej skardze, że "pomimo blisko półrocznego okresu obowiązywania decyzji KE z maja 2018 r. Gazprom nie zaprzestał łamania prawa UE oraz nadal zawyża ceny gazu wobec swoich odbiorców w Europie Środkowej i Wschodniej".

Wcześniej, już w 2015 roku KE wystosowała zastrzeżenia wobec działań Gazpromu. Komisja przedstawiła w nich wstępną ocenę, zgodnie z którą rosyjski koncern naruszył unijne zasady ochrony konkurencji, realizując strategię podziału rynków gazu wzdłuż granic ośmiu państw członkowskich: Bułgarii, Estonii, Litwy, Łotwy, Polski, Czech, Słowacji i Węgier.

Zdaniem litewskiego ministra energetyki, nienałożenie przez KE do tej pory kar na Gazprom jest pewną polityczną przegraną Litwy i innych państw. Grzywna za monopolistyczne praktyki rosyjskiego koncernu mogłaby stanowić do 10 proc. globalnego obrotu koncernu.

Z Wilna Aleksandra Akińczo (PAP)

aki/ jo/ mc/ asa/

Umowa pomiędzy PGNiG i PGG przewiduje wykonanie systemu otworów składającego się z odwiertu pionowego i połączonego z nim intersekcyjnie odwiertu horyzontalnego. Po odwierceniu otworów i wykonaniu kompletu badań geofizycznych i badań laboratoryjnych w otworze horyzontalnym przeprowadzony zostanie zabieg, którego celem będzie stymulacja przypływu metanu do otworu.

Następnie PGNiG przeprowadzi testy produkcyjne, aby ustalić potencjał odmetanowania pokładów węgla przewidzianych do eksploatacji.

Prace będą prowadzone na terenie Kopalni Węgla Kamiennego Ruda Ruch Bielszowice, w obrębie zachodniej części złoża węgla kamiennego Zabrze-Bielszowice. PGG planuje rozpocząć eksploatację ścian w tej partii złoża po 2026 roku.

"Metan z pokładów węgla jest pozyskiwany na całym świecie. Wykorzystanie jego zasobów na Śląsku pozwoli znacząco zwiększyć potencjał krajowego wydobycia tego paliwa i jednocześnie ograniczyć emisję do atmosfery agresywnego gazu cieplarnianego, jakim jest metan. Współpraca z PGG to dla nas wyjątkowa okazja, aby opracować skuteczne metody poszukiwania i wydobycia tego paliwa na skalę przemysłową" - powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG.

Według szacunków Państwowego Instytutu Geologicznego - Państwowego Instytutu Badawczego na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego może znajdować się nawet 170 mld m sześc. metanu. Obecnie jego zasoby stanowią poważny problem dla spółek zajmujących się wydobyciem węgla. Metan uwalniający się w trakcie prac górniczych stanowi śmiertelne niebezpieczeństwo dla załóg pracujących pod ziemią, a jego usuwanie zmniejsza tempo prac wydobywczych i podnosi ich koszt. Jednocześnie większość metanu uwalnianego podczas eksploatacji węgla trafia do atmosfery, gdzie przyczynia się do powstania efektu cieplarnianego. PGNiG i PGG liczą, że ujęcie metanu przed rozpoczęciem wydobycia węgla pozwoli zminimalizować te trudności.

Niezależnie od współpracy z PGG, PGNiG prowadzi testowe wydobycie metanu z pokładów węgla na koncesji Międzyrzecze w województwie śląskim. W rejonie miejscowości Gilowice, gmina Miedźna, spółka przeprowadziła do tej pory prace w wiertnicze na 5 otworach (dwóch pionowych, dwóch poziomych i jednym kierunkowym). Na terenie koncesji wykonano również zdjęcie sejsmiczne 3D. Testy produkcyjne przyniosły pozytywne rezultaty – od czerwca do listopada 2017 roku z lokalnych pokładów węgla wydobyto blisko 900 tys. m sześc. gazu ziemnego wysokometanowego. Po zakończonym teście produkcyjnym rozpoczęto prace związane z zagospodarowaniem. Dalsze działania na tym terenie PGNiG zaplanowało na 2019 rok. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Ambasadorowie krajów członkowskich przy UE poparli w środę w Brukseli projekt nowelizacji dyrektywy gazowej ws. Nord Stream 2, którego ostateczna wersja powstała w efekcie negocjacji Parlamentu Europejskiego, Komisji Europejskiej i Rady UE.

"Co prawda dzięki naszym zdecydowanym działaniom wypracowany kompromis w sprawie dyrektywy obejmie projekt Nord Stream 2, ale uchwalone dziś przepisy nie zmieniają negatywnego stanowiska Polski wobec tej inwestycji, która w naszej opinii od początku była antyeuropejska. Projekt ten mocno dzieli Wspólnotę, zwiększy uzależnienie UE od rosyjskiego gazu i umożliwi Rosji pominięcie Ukrainy jako szlaku dostaw" – napisał minister w przesłanym PAP komunikacie.

Dlatego - jak dodał - zgody na zmianę dyrektywy nie należy postrzegać jako zgody na budowę samego gazociągu. "Solidarność europejska nakazuje powstrzymanie działań, które są bardzo szkodliwe dla Europy Środkowo-Wschodniej i Południowej, a służyć mają interesom wybranych. Projekt gazociągu Nord Stream 2 należy postrzegać nie tylko w kategoriach energetycznych, ale również zagrożenia bezpieczeństwa obywateli całej Europy" - wskazał.

Podkreślił, że jest bardzo zadowolony, że udało się osiągnąć porozumienie jeszcze przed zakończeniem kadencji Parlamentu Europejskiego, a środowa decyzja "wieńczy półtora roku wysiłków polskiej dyplomacji oraz zespołu negocjacyjnego Ministerstwa Energii".

"Aktywna polityka rządu na arenie międzynarodowej pozwoliła nam uzyskać szerokie poparcie dla zmiany unijnego prawa" – powiedział Tchórzewski. (PAP)

luo/ mc/ asa/

"Segment obrotu i magazynowania jest bardzo wrażliwy na poziom taryf ustalanych przez URE. Mam nadzieję, że po ich niedawnej podwyżce uda się wyjść na zero z wynikiem EBITDA" - powiedział dziennikarzom Woźniak.

W czwartym kwartale 2018 roku - według wstępnych danych - EBITDA segmentu obrót i magazynowanie PGNiG była ujemna i wyniosła -330 mln zł. W tym sam okresie zeszłego roku EBITDA tego segmentu wyniosła -250 mln zł.

W całym 2018 roku obrót i magazynowanie miał 830 mln zł ujemnej EBITDA wobec -440 mln zł w 2017 roku.

"Bardzo nas boli praktyczne zamrożenie przez URE stawki dystrybucyjnej, gdyż utrudnia to nam prowadzenie inwestycji sieciowych" - powiedział Piotr Woźniak. (PAP Biznes)

pr/ gor/

PGNiG w 2018 roku prowadził prace na 36 nowych otworach badawczych, poszukiwawczych, rozpoznawczych i eksploatacyjnych. To o trzy więcej niż w 2017 r. Efektem prac jest udokumentowanie 5,4 mld m sześc. nowych zasobów gazu ziemnego, co oznacza wzrost zasobów wydobywalnych tego paliwa. Samo wydobycie w 2018 r. wyniosło – szacunkowo – 3,8 mld m sześc.

PGNiG ocenia, że dzięki pracom poszukiwawczym, inwestycjom w produkcję z nowych odwiertów, a także optymalizacji i intensyfikacji wydobycia ze złóż eksploatowanych, spółka była w stanie wyrównywać spadki produkcji, które są konsekwencją sczerpywania dotychczas eksploatowanych złóż. PGNiG szacuje, że gdyby nie podejmowane od 2016 roku działania, wydobycie gazu ziemnego z polskich złóż w 2018 r. byłoby niższe o ponad 0,4 mld m sześc. i wyniosłoby niecałe 3,4 mld m sześc.

"Udało nam się zatrzymać trend spadkowy w wydobyciu gazu w Polsce. To skutek wdrożenia nowej koncepcji prac poszukiwawczo-eksploatacyjnych, czego konsekwencją jest wysoka trafność wierceń, ich intensyfikacja oraz optymalizacja czasu zagospodarowania odwiertów" - powiedział PAP prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Spółka wskazuje, że w ramach realizacji nowej koncepcji poszukiwań i eksploatacji węglowodorów wykonała od 2016 r. 99 odwiertów. Do 2022 r. PGNiG zaplanowała odwiercenie na Podkarpaciu i Niżu Polskim ok. 100 kolejnych. Prace wiertnicze będą prowadzone w oparciu o wyniki nowych badań geofizycznych. W 2018 r. PGNiG wykonało takie badania na obszarze 1520 km kw., z czego 1050 km kw. zostało przebadanych z wykorzystaniem techniki trójwymiarowego zdjęcia sejsmicznego. W 2017 r. badania objęły – odpowiednio – 1064 i 730 km kw.(PAP)

wkr/ amac/ pr/ ana/

"Walka o udziały w Europie między eksporterami LNG a Gazpromem może w nadchodzącym czasie doprowadzić do dalszych spadków cen w hubach, mimo wspierającego w dłuższym okresie mechanizmu +coal-to-gas switching+. Stabilizacja cen uprawnień CO2 — w otoczeniu spadających cen węgla ARA — nie jest wystarczająca, do zmiany tendencji na cenie gazu w postaci dodatkowego popytu z CCGT" - napisał Michał Kozak w raporcie.

W jego ocenie optymizm rynku do PGNiG w obecnym, trudnym otoczeniu makro, przy względnie wysokich mnożnikach na 2019 r., jest nieuzasadniony.

"Naszym zdaniem wyniki w pierwszym półroczu 2019 roku mogą przynieść rozczarowanie, na co wpływ będą miały spadające ceny gazu TTF i spadek relacji gaz/ropa — negatywnie wpływający na marże w Obrocie. Mimo zakładanego braku negatywnego efektu w związku z większą ekspozycją na LNG w długim terminie, wyniki w segmencie Obrotu powinny kształtować się na poziomie –0,4 mld zł w 2019 r. i docelowo –0,3 mld zł od 2020 roku" - napisał analityk Trigon DM.

Data pierwszego rozpowszechniania rekomendacji to 7 lutego 2019 roku, godzina 8.55. W załączniku zamieszczamy plik PDF z wymaganymi zastrzeżeniami prawnymi. (PAP Biznes)

pr/ osz/

O godz. 9.10 kurs PGNiG traci 7,4 proc. do 6,72 zł, przy najwyższych obrotach na rynku.

PGNiG szacuje, że w czwartym kwartale miał 1,35 mld zł EBITDA, a bez odpisów na majątku trwałym 1,59 mld zł. Tymczasem konsensus przewidywał 1,97 mld zł EBITDA.

Analitycy oceniają wyniki negatywnie. Wskazują, że rozczarowaniem jest zwłaszcza wynik segmentu obrotu. EBITDA segmentu obrót i magazynowanie w czwartym kwartale była ujemna i wyniosła minus 330 mln zł (wobec minus 250 mln zł przed rokiem).

Główne indeksy na GPW nie notują większych zmian. WIG20 spada o 0,1 proc. (PAP Biznes)

pel/ osz/

ŁUKASZ PROKOPIUK, ANALITYK DM BOŚ:

"Raportowana EBITDA PGNiG w czwartym kwartale to 1,35 mld zł, ale odpisy wyniosły minus 240 mln zł. Skorygowana EBITDA wynosi więc 1,59 mld zł w porównaniu do naszych prognoz na poziomie 1,9 mld zł i 1,975 mld zł konsensusu. Zwracamy uwagę, że nie korygujemy naszych prognoz o odwierty negatywne i sejsmikę, a one miały wynik minus 150 mln zł.

Gdyby odnieść 1,59 mld zł skorygowanej EBITDA do naszej prognozy, to na pewno negatywnym zaskoczeniem są segmenty obrotu i dystrybucji. Segment obrotu miał 330 mln zł straty EBITDA, a my oczekiwaliśmy 100 mln zł straty. Z kolei segment dystrybucji miał 420 mln zł zysku EBITDA wobec oczekiwanych przez nas 500 mln zł.

Jeśli chodzi o segment obrotu, to spółka podała, że wynik na hedgingu wyniósł 45 mln zł, z czego prawdopodobnie większość jest właśnie w tym segmencie. Tymczasem my oczekiwaliśmy ujemnego wyniku w wysokości minus 100 mln zł. Prawdopodobnie straty na kontrakcie jamalskim były na tyle istotne, że wynik był gorszy od naszych oczekiwań.

Bilansowanie sieci wyniosło minus 188 mln zł, a my oczekiwaliśmy minus 200 mln zł. Podejrzewamy, że na wynik mogły wpłynąć temperatury, które były stosunkowo wyższe niż rok wcześniej, pomijając spadek taryf.

Moim zdaniem obraz jest negatywny. Biorąc pod uwagę bardzo dobre zachowanie się kursu akcji w poprzednich tygodniach i słabsze wyniki, to realizacja zysków może mieć miejsce.

W ostatnich tygodniach przyspieszyły spadki cen gazu na rynku, co może negatywnie wpływać na dochodowość segmentów upstream i obrotu".

MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM:

"Wyniki są słabsze od konsensusu (1,97 mld zł) i naszych prognoz (1,8 mld zł): EBITDA wyniosła 1,35 mld zł (bez odpisu na majątku trwałym: 1,6 mld zł).

Kolejny raz negatywny wydźwięk wyników ma swoje źródło w segmencie Obrotu i Magazynowania, który mimo pozytywnego wyniku na hedgingu wypadł gorzej od prognoz. Słabszy wynik powinien rzutować zwłaszcza na I półrocze 2019 r., w którym rynek mógł liczyć na większe zyski z tego segmentu przez spadki cen gazu (efekt hedgingowy), choć relacja gaz/ropa kluczowa dla segmentu wydaje się przy obecnym makro nie być czynnikiem wspierającym.

Oczekujemy negatywnej reakcji rynku".

**********************

Skonsolidowany zysk netto PGNiG w czwartym kwartale 2018 roku spadł do 390 mln zł z 460 mln zł przed rokiem - wynika ze wstępnych, szacunkowych danych spółki. Konsensus PAP Biznes składający się z 7 prognoz zakładał zysk netto w wysokości 920 mln zł.

Skonsolidowany wynik EBITDA w czwartym kwartale wyniósł 1,35 mld zł wobec 1,32 mld zł przed rokiem. Analitycy spodziewali się wyniku EBITDA na poziomie 1,97 mld zł.

Wynik EBITDA zawiera 240 mln zł odpisu aktualizującego majątek trwały.

EBITDA segmentu poszukiwanie i wydobycie wzrosła do 1,06 mld zł wobec 830 mln zł przed rokiem. W całym 2018 roku EBITDA tego segmentu wyniosła 5,01 mld zł wobec 3,87 mld zł rok wcześniej.

EBITDA segmentu obrót i magazynowanie w czwartym kwartale była ujemna i wyniosła -330 mln zł (wobec -250 mln zł przed rokiem). W całym zeszłym roku EBITDA tego segmentu sięgnęła -830 mln zł wobec -440 mln zł w 2017 roku.

EBITDA segmentu dystrybucja spadła do 420 mln zł z 530 mln zł przed rokiem, a narastająco wyniosła 2,39 mld zł wobec 2,49 mld zł w 2017 roku.

EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła w czwartym kwartale 290 mln zł wobec 240 mln zł rok wcześniej, a w całym 2018 roku sięgnęła 790 mln zł wobec 840 mln zł rok wcześniej.

Wynik EBIT grupy wyniósł w trzech ostatnich miesiącach zeszłego roku 600 mln zł wobec 650 mln zł przed rokiem oraz 1,29 mld zł konsensusu.

Przychody skonsolidowane PGNiG w czwartym kwartale wyniosły 12,79 mld zł i były zgodne z oczekiwaniami analityków. (PAP Biznes)

pel/ pr/ ana/

Skonsolidowany wynik EBITDA w czwartym kwartale wyniósł 1,35 mld zł wobec 1,32 mld zł przed rokiem. Analitycy spodziewali się wyniku EBITDA na poziomie 1,97 mld zł.

Wynik EBITDA zawiera 240 mln zł odpisu aktualizującego majątek trwały.

EBITDA segmentu poszukiwanie i wydobycie wzrosła do 1,06 mld zł wobec 830 mln zł przed rokiem. W całym 2018 roku EBITDA tego segmentu wyniosła 5,01 mld zł wobec 3,87 mld zł rok wcześniej.

PGNiG poinformował, że w tym segmencie wpływ na wyniki miały wolumeny sprzedaży produktów, w tym głównie wzrost wolumenu sprzedaży ropy naftowej o 21 proc. w relacji do IV kwartału 2017 r., notowania cen produktów, w tym ceny kwartalnej ropy naftowej Brent w USD/bbl, które były wyższe o 10 proc. oraz ceny gazu na TGE wyższe o 27 proc. w porównaniu do IV kwartału 2017 r. Na wyniki wpłynęły ponadto koszty odwiertów negatywnych i spisanej sejmiki oraz odpisów aktualizujących (dotyczy majątku trwałego, należności itd.).

EBITDA segmentu obrót i magazynowanie w czwartym kwartale była ujemna i wyniosła -330 mln zł (wobec -250 mln zł przed rokiem). W całym zeszłym roku EBITDA tego segmentu sięgnęła -830 mln zł wobec -440 mln zł w 2017 roku.

W segmencie obrót i magazynowanie na wyniki wpłynęły m.in. wzrost kosztów pozyskania gazu w związku ze wzrostem notowań cen produktów, w tym wzrost średniej kwartalnej ceny ropy naftowej Brent w USD/bbl o 10 proc. i 9- miesięcznej średniej ceny ropy o 39 proc., wzrost cen gazu na rynkach europejskich oraz wzrost ceny TGE, mającej wpływ na poziom ceny przekazania gazu z wydobycia krajowego do segmentu. Wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających objętych rachunkowością zabezpieczeń odniesiony w wynik finansowy wyniósł +45 mln zł (w IV kwartale 2017 roku było to -13 mln zł).

EBITDA segmentu dystrybucja spadła do 420 mln zł z 530 mln zł przed rokiem, a narastająco wyniosła 2,39 mld zł wobec 2,49 mld zł w 2017 roku.

PGNiG podał, że w segmencie dystrybucja wpływ na wyniki miała niższa o 7,37 proc. taryfa za usługę dystrybucji gazu obowiązująca od 1 marca 2018 r., a także niższy wpływ bilansowania systemu o 41 mln zł.

EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła w czwartym kwartale 290 mln zł wobec 240 mln zł rok wcześniej, a w całym 2018 roku sięgnęła 790 mln zł wobec 840 mln zł rok wcześniej.

W segmencie wytwarzanie wpływ na wyniki miały wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej o 31 proc. rdr będące wynikiem wyższego wolumenu produkcji oraz wyższych notowań cen energii elektrycznej, a także wyższe koszty węgla do produkcji.

Wynik EBIT grupy wyniósł w trzech ostatnich miesiącach zeszłego roku 600 mln zł wobec 650 mln zł przed rokiem oraz 1,29 mld zł konsensusu.

Przychody skonsolidowane PGNiG w czwartym kwartale wyniosły 12,79 mld zł i były zgodne z oczekiwaniami analityków.

Pełny raport z wynikami finansowymi za 2018 rok grupa PGNiG przedstawi 14 marca.

Poniżej przedstawiamy wstępne, szacunkowe wyniki grupy PGNiG w czwartym kwartale 2018 roku, ich odniesienie do konsensusu PAP oraz do wyników z poprzednich okresów. Dane w mln zł.

Pod koniec stycznia PGNiG podał, żeSzacowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego przez grupę PGNiG w czwartym kwartale 2018 r. wyniósł 8,60 mld m sześc. wobec 8,02 mld m sześc. w analogicznym okresie poprzedniego roku. PGNIG szacuje, że wydobycie gazu ziemnego w czwartym kwartale 2018 r. wyniosło 1,19 mld m sześc., tyle samo co rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 2,95 mld m sześc. gazu, wobec 3,67 mld metrów sześciennych rok wcześniej. Import z kierunku wschodniego wyniósł 1,10 mld m sześc. wobec 2,54 mld m sześc. rok wcześniej.

W 2018 roku grupa sprzedała łącznie 29,06 mld m sześc. gazu wobec 26,79 mld m sześc. w 2017 roku.

Wydobycie gazu przez PGNiG wyniosło w 2018 roku 4,55 mld m sześc. wobec 4,54 mld m sześc. rok wcześniej.

Import gazu wyniósł 13,53 mld m sześc. (wobec 13,71 mld m sześc. rok wcześniej), a import z kierunku wschodniego wyniósł 9,04 mld m sześc. (wobec 9,66 mld m sześc. rok wcześniej).

Wolumen dystrybucji gazu w czwartym kwartale 2018 r. wyniósł 3,44 mld m sześc. i był nieco niższy niż przed rokiem, kiedy wyniósł 3,29 mld m sześc. W całym 2018 roku Polska Spółka Gazownictwa rozdystrybuowało 11,75 mld m sześc. gazu ziemnego wobec 11,65 mld m sześc. w 2017 roku.

W czwartym kwartale PGNiG wydobyło 352,9 tys. ton ropy naftowej (329,3 tys. ton rok wcześniej), z czego 134,4 tys. ton wydobyto w ramach działalności spółki PGNiG Upstream Norway (109,7 tys. ton przed rokiem).

Wolumen sprzedaży ciepła przez grupę w IV kw. 2018 r. to 14,25 PJ, podczas gdy rok wcześniej grupa sprzedała 14,2 PJ.

Wolumen sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wyniósł w IV kwartale 1,31 TWh wobec 1,28 TWh w analogicznym okresie 2017 roku.

PGNiG podał w komunikacie, że na dzień 31 grudnia 2018 roku stan zapasów gazu należącego do spółki (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego wynosił ok. 2,3 mld m sześc. gazu. Stan zapasów nie obejmuje wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Gaz-Systemu. (PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowany wynik EBITDA w czwartym kwartale wyniósł 1,35 mld zł wobec 1,32 mld zł przed rokiem. Analitycy spodziewali się wyniku EBITDA na poziomie 1,97 mld zł.

Wynik EBITDA zawiera 240 mln zł odpisu aktualizującego majątek trwały.

EBITDA segmentu poszukiwanie i wydobycie wzrosła do 1,06 mld zł wobec 830 mln zł przed rokiem. W całym 2018 roku EBITDA tego segmentu wyniosła 5,01 mld zł wobec 3,87 mld zł rok wcześniej.

EBITDA segmentu obrót i magazynowanie w czwartym kwartale była ujemna i wyniosła -330 mln zł (wobec -250 mln zł przed rokiem). W całym zeszłym roku EBITDA tego segmentu sięgnęła -830 mln zł wobec -440 mln zł w 2017 roku.

EBITDA segmentu dystrybucja spadła do 420 mln zł z 530 mln zł przed rokiem, a narastająco wyniosła 2,39 mld zł wobec 2,49 mld zł w 2017 roku.

EBITDA segmentu wytwarzanie wyniosła w czwartym kwartale 290 mln zł wobec 240 mln zł rok wcześniej, a w całym 2018 roku sięgnęła 790 mln zł wobec 840 mln zł rok wcześniej.

Wynik EBIT grupy wyniósł w trzech ostatnich miesiącach zeszłego roku 600 mln zł wobec 650 mln zł przed rokiem oraz 1,29 mld zł konsensusu.

Przychody skonsolidowane PGNiG w czwartym kwartale wyniosły 12,79 mld zł i były zgodne z oczekiwaniami analityków.

Poniżej przedstawiamy wstępne, szacunkowe wyniki grupy PGNiG w czwartym kwartale 2018 roku, ich odniesienie do konsensusu PAP oraz do wyników z poprzednich okresów. Dane w mln zł.

(PAP Biznes)

pr/

Dane w mln zł.

(PAP Biznes)

pr/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu nr 7/2019 z dnia 25 stycznia 2019 roku, przekazuje wstępne skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG w IV kwartale i całym 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Dostawa, która przypływa 12 lutego, jest już trzecią dostawą spotową w tym roku, a jedenastą tego typu od początku działalności terminalu w Świnoujściu. Kontrakty spot to efekt prac naszego zespołu tradingowego pracującego w Londynie, który analizuje sytuację na globalnym rynku i prognozuje dalszy wzrost liczby korzystnych ofert na dostawy LNG" – powiedział Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG ds. handlowych, cytowany w komunikacie.

PGNiG sprowadza do Polski skroplony gaz ziemny z Kataru, Norwegii i USA na podstawie umów z Qatargas i firmą Centrica oraz na bazie umów spotowych. W tym roku rozpoczną się regularne dostawy LNG z USA na podstawie długoterminowego kontraktu z Cheniere Energy – jednej z czterech umów, jakie PGNiG podpisało z amerykańskimi partnerami w 2018 roku.

Kolejna dostawa LNG do Świnoujścia zaplanowana jest na 10 marca. Ładunek przypłynie do Polski w ramach długoterminowego kontraktu z Qatargas. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Otwór eksploatacyjny Brońsko-30 położony jest w miejscowości Czacz w woj. wielkopolskim (koncesja Brońsko). Planowana głębokość odwiertu to 2205 m. Celem jego wykonania jest zwiększenie produkcji ze złoża Brońsko.

Odwiert poszukiwawczy Korczowa-1, o planowanej głębokości 3750 m, zlokalizowany jest w okolicy miejscowości Kobylnica Ruska, w woj. podkarpackim (koncesja Lubaczów-Zapałów). Celem prac jest odkrycie złoża wysokometanowego gazu ziemnego w utworach miocenu niekonwencjonalnego i zbadanie do tej pory nieprzewierconego podłoża miocenu na południowy zachód od eksploatowanego złoża gazu ziemnego Lubaczów. (PAP Biznes)

pr/

Otwory kierunkowe – Przemyśl-303K w Pikulicach i Przemyśl-299K w Łuczycach - sięgną głębokości około 2.750 m. Prace wiertnicze potrwają w obu przypadkach ponad miesiąc. Po ich wykonaniu Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo planuje kolejne odwierty eksploatacyjne na obu placach wiertniczych.

Pierwotnie zasoby złoża Przemyśl oszacowano na ok. 74 mld m sześc. gazu ziemnego. W ciągu ponad 60-letniej eksploatacji wydobyto ok. 65 mld m sześc., przez co złoże uznawano za będące w fazie schyłkowej. Jednak zastosowanie przez PGNiG nowoczesnych technologii poszukiwawczych oraz pogłębione analizy geologiczne i złożowe wykazały możliwości występowania dotychczas nieeksploatowanych horyzontów gazonośnych. Ich udostępnienie pozwoli na utrzymanie wydobycia na dotychczasowym poziomie.

Według szacunków PGNiG w ciągu pięciu lat wydobycie gazu na całym Podkarpaciu wzrośnie o 28 proc. do 1,75 mld m sześc. rocznie.

Działania w ramach koncesji na wydobywanie gazu ziemnego ze złoża Przemyśl prowadzi Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG, a prace wiertnicze realizuje Exalo Drilling – spółka z grupy kapitałowej PGNiG. Wniosek o przedłużenie koncesji na wydobycie gazu ziemnego ze złoża na następne 18 lat został złożony do Ministerstwa Środowiska 31 stycznia 2019 roku. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Ministerstwo Energii nie odnotowało sytuacji zatrzymania bądź spowolnienia inwestycji w sektorze poszukiwawczo-wydobywczym surowców energetycznych spowodowanych wprowadzeniem przedmiotowego podatku" - napisano.

"Ponadto, nie zaobserwowano ograniczenia planów inwestycyjnych spółek z sektora energetycznego, wynikających z obowiązującego w ww. ustawie obciążenia podatkowego" - dodano. (PAP Biznes)

map/ osz/

"Taryfa ustalana przez PGNiG OD dotyczy wyłącznie odbiorców w gospodarstwach domowych. Spółka ta wnioskowała ostatecznie o podniesienie cen gazu o 2,5 proc. Podwyżkę przedsiębiorstwo uzasadnia wzrostem kosztów zakupu paliwa na Towarowej Giełdzie Energii. Taryfa na tym poziomie została zatwierdzona przez prezesa URE" - napisano.

"Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej w stosunku do dotychczasowej taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa dla wszystkich grup taryfowych, z wyjątkiem gazu koksowniczego, wynosi 5 proc." - podał PGNiG.

"(...) Obniżenie stawek opłat dystrybucyjnych jest konsekwencją m.in. wzrostu ilości dystrybuowanego przez PSG gazu. Spadek opłat nie zagraża realizacji zaplanowanych przez przedsiębiorstwo projektów inwestycyjnych, które obejmują m.in. rozbudowę systemu dystrybucyjnego i gazyfikację +białych plam+ na mapie Polski. Z drugiej strony obniżka opłat da możliwość skorzystania odbiorcom tej spółki z bardzo dobrych wyników finansowych osiąganych przez PSG w ostatnich latach" - dodano w komunikacie.

URE podał, że zatwierdzenie przez prezesa URE taryf obu firm, dla odbiorców w gospodarstwach domowych oznacza, że finalnie wzrost cen gazu zostanie zneutralizowany spadkiem opłat dystrybucyjnych. W efekcie łączne płatności za gaz dla odbiorców w gospodarstwach domowych, dla średnich poziomów zużycia w kraju, pozostaną na poziomie zbliżonym do dotychczasowego. (PAP Biznes)

pel/ doa/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG") doprecyzowuje, że w raporcie bieżącym nr 5/2019, opublikowanym w dniu 25 stycznia 2019 roku, podana wartość uśrednionej obniżki cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej nie obejmuje stawek dla gazu koksowniczego.

Pozostała treść raportu bieżącego nie ulega zmianie.

Pierwotna treść zdania:

Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej w stosunku do dotychczasowej taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. dla wszystkich grup taryfowych wynosi 5%.

Treść zdania po korekcie:

Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej w stosunku do dotychczasowej taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. dla wszystkich grup taryfowych, z wyjątkiem gazu koksowniczego, wynosi 5%.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

PGNIG szacuje, że wydobycie gazu ziemnego w czwartym kwartale 2018 r. wyniosło 1,19 mld m sześc., tyle samo co rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 2,95 mld m sześc. gazu, wobec 3,67 mld metrów sześciennych rok wcześniej. Import z kierunku wschodniego wyniósł 1,10 mld m sześc. wobec 2,54 mld m sześc. rok wcześniej.

W 2018 roku grupa sprzedała łącznie 29,06 mld m sześc. gazu wobec 26,79 mld m sześc. w 2017 roku.

Wydobycie gazu przez PGNiG wyniosło w 2018 roku 4,55 mld m sześc. wobec 4,54 mld m sześc. rok wcześniej.

Import gazu wyniósł 13,53 mld m sześc. (wobec 13,71 mld m sześc. rok wcześniej), a import z kierunku wschodniego wyniósł 9,04 mld m sześc. (wobec 9,66 mld m sześc. rok wcześniej).

Wolumen dystrybucji gazu w czwartym kwartale 2018 r. wyniósł 3,44 mld m sześc. i był nieco niższy niż przed rokiem, kiedy wyniósł 3,29 mld m sześc. W całym 2018 roku Polska Spółka Gazownictwa rozdystrybuowało 11,75 mld m sześc. gazu ziemnego wobec 11,65 mld m sześc. w 2017 roku.

W czwartym kwartale PGNiG wydobyło 352,9 tys. ton ropy naftowej (329,3 tys. ton rok wcześniej), z czego 134,4 tys. ton wydobyto w ramach działalności spółki PGNiG Upstream Norway (109,7 tys. ton przed rokiem).

Wolumen sprzedaży ciepła przez grupę w IV kw. 2018 r. to 14,25 PJ, podczas gdy rok wcześniej grupa sprzedała 14,2 PJ.

Wolumen sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wyniósł w IV kwartale 1,31 TWh wobec 1,28 TWh w analogicznym okresie 2017 roku.

PGNiG podał w komunikacie, że na dzień 31 grudnia 2018 roku stan zapasów gazu należącego do spółki (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego wynosił ok. 2,3 mld m sześc. gazu. Stan zapasów nie obejmuje wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Gaz-Systemu. (PAP Biznes)

pr/ pel/ osz/

Wydobycie gazu ziemnego w czwartym kwartale 2018 r. wyniosło 1,19 mld m sześc., tyle samo co rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 2,95 mld m sześc. gazu, wobec 3,67 mld metrów sześciennych rok wcześniej. Import z kierunku wschodniego wyniósł 1,10 mld m sześc. wobec 2,54 mld m sześc. rok wcześniej. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje szacunkowe, wybrane dane operacyjne za IV kwartał oraz 2018 rok.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził w piątek obniżoną o 5 proc. taryfę dystrybucyjną dla Polskiej Spółki Gazownictwa i podwyższoną o 2,5 proc. taryfę dla paliwa gazowego dla PGNiG Obrót Detaliczny.

"Koszty transportu gazu stanowią około 1/3 wysokości rachunku za gaz, a koszty paliwa gazowego około 2/3 jego wysokości. Zatwierdzone zmiany taryf oznaczają więc, że prawie 6,5 miliona gospodarstw domowych, które są klientami PGNiG Obrót Detaliczny, korzystających z gazu do przygotowywania posiłków, do ogrzewania wody, jak i do ogrzewania domów, otrzyma rachunki za gaz w praktycznie niezmienionej wysokości w stosunku do rachunków z drugiej połowy 2018 roku – oczywiście przy założeniu, że zużyją tę samą ilość gazu" - napisano w komunikacie PGNiG.

PGNiG podał, że stawki opłat abonamentowych w taryfie detalicznej zostały skorygowane w grupach taryfowych 2.2 i 3.6, odpowiednio o -1,3 proc. oraz o 0,3 proc., natomiast w pozostałych grupach taryfowych pozostały bez zmian. W taryfie detalicznej zostały ponadto wprowadzone nowe grupy taryfowe dedykowane dla odbiorców paliwa gazowego korzystających z przedpłatowego układu pomiarowego.

Prezes URE zatwierdził też taryfę dystrybucyjną Polskiej Spółki Gazownictwa, dostarczającej gaz do prawie 7 mln odbiorców.

Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w tej taryfie w stosunku do dotychczasowej taryfy PSG dla wszystkich grup taryfowych wynosi 5 proc.

Obie taryfy zostały zatwierdzone na okres do 31 grudnia 2019 r. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Taryfa ustalana przez PGNiG OD dotyczy wyłącznie odbiorców w gospodarstwach domowych. Spółka ta wnioskowała ostatecznie o podniesienie cen gazu o 2,5 proc. Podwyżkę przedsiębiorstwo uzasadnia wzrostem kosztów zakupu paliwa na Towarowej Giełdzie Energii. Taryfa na tym poziomie została zatwierdzona przez prezesa URE" - napisano w komunikacie URE.

PGNiG podał w komunikacie, że stawki opłat abonamentowych w taryfie detalicznej zostały skorygowane w grupach taryfowych 2.2 i 3.6, odpowiednio o -1,3 proc. oraz o 0,3 proc., natomiast w pozostałych grupach taryfowych pozostały bez zmian.

Jak podał PGNiG, w taryfie detalicznej zostały ponadto wprowadzone nowe grupy taryfowe dedykowane dla odbiorców paliwa gazowego korzystających z przedpłatowego układu pomiarowego.

Prezes URE zatwierdził też taryfę dystrybucyjną Polskiej Spółki Gazownictwa, dostarczającej gaz do prawie 7 mln odbiorców.

Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w tej taryfie w stosunku do dotychczasowej taryfy PSG dla wszystkich grup taryfowych wynosi 5 proc.

"Obniżenie stawek opłat dystrybucyjnych jest konsekwencją m.in. wzrostu ilości dystrybuowanego przez PSG gazu. Spadek opłat nie zagraża realizacji zaplanowanych przez przedsiębiorstwo projektów inwestycyjnych, które obejmują m.in. rozbudowę systemu dystrybucyjnego i gazyfikację +białych plam+ na mapie Polski. Z drugiej strony obniżka opłat da możliwość skorzystania odbiorcom tej spółki z bardzo dobrych wyników finansowych osiąganych przez PSG w ostatnich latach" - napisano w komunikacie URE.

URE podał, że zatwierdzenie przez prezesa URE taryf obu firm, dla odbiorców w gospodarstwach domowych oznacza, że finalnie wzrost cen gazu zostanie zneutralizowany spadkiem opłat dystrybucyjnych. W efekcie łączne płatności za gaz dla odbiorców w gospodarstwach domowych, dla średnich poziomów zużycia w kraju, pozostaną na poziomie zbliżonym do dotychczasowego.

"Mimo, że ceny gazu w taryfie na 2019 rok wzrastają to i tak będą one niższe o ok. 11 proc. niż w 2015 roku" - ocenił, cytowany w komunikacie, prezes URE Maciej Bando. Po 2015 r. regulator kilkukrotnie zatwierdzał bowiem obniżki cen paliwa gazowego.

O terminie wprowadzenia taryfy w życie decydują przedsiębiorstwa, przy czym najwcześniej nowe ceny mogą zostać wprowadzone po 14, a najpóźniej po 45 dniach od opublikowania decyzji prezesa URE.

"Regulator oczekuje, że przedsiębiorstwa nie będą zwlekać z wprowadzeniem w życie korzystnych dla konsumentów zmian" - napisano w komunikacie URE.

Obie taryfy zostały zatwierdzone na okres do 31 grudnia 2019 r. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Taryfa ustalana przez PGNiG OD dotyczy wyłącznie odbiorców w gospodarstwach domowych. Spółka ta wnioskowała ostatecznie o podniesienie cen gazu o 2,5 proc. Podwyżkę przedsiębiorstwo uzasadnia wzrostem kosztów zakupu paliwa na Towarowej Giełdzie Energii. Taryfa na tym poziomie została zatwierdzona przez prezesa URE" - napisano.

"Z kolei stawki PSG – największego krajowego dystrybutora dostarczającego gaz do prawie 7 mln odbiorców - spadają średnio o 5 proc. dla wszystkich rodzajów paliwa gazowego. Obniżenie stawek opłat dystrybucyjnych jest konsekwencją m.in. wzrostu ilości dystrybuowanego przez PSG gazu. Spadek opłat nie zagraża realizacji zaplanowanych przez przedsiębiorstwo projektów inwestycyjnych, które obejmują m.in. rozbudowę systemu dystrybucyjnego i gazyfikację +białych plam+ na mapie Polski. Z drugiej strony obniżka opłat da możliwość skorzystania odbiorcom tej spółki z bardzo dobrych wyników finansowych osiąganych przez PSG w ostatnich latach" - dodano.

URE podał, że zatwierdzenie przez prezesa URE taryf obu firm, dla odbiorców w gospodarstwach domowych oznacza, że finalnie wzrost cen gazu zostanie zneutralizowany spadkiem opłat dystrybucyjnych. W efekcie łączne płatności za gaz dla odbiorców w gospodarstwach domowych, dla średnich poziomów zużycia w kraju, pozostaną na poziomie zbliżonym do dotychczasowego. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG") otrzymał informację o zatwierdzeniu decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") z dnia 25 stycznia 2019 roku Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 7 ("Taryfa Detaliczna").

Podwyżka ceny za paliwo gazowe w nowej Taryfie Detalicznej w stosunku do dotychczasowej taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. dla wszystkich grup taryfowych wynosi 2,5%. Stawki opłat abonamentowych zostały skorygowane w grupach taryfowych 2.2 i 3.6, odpowiednio o -1,3% oraz o 0,3%, natomiast w pozostałych grupach taryfowych pozostały bez zmian. Ponadto w Taryfie Detalicznej zostały wprowadzone nowe grupy taryfowe dedykowane dla odbiorców paliwa gazowego korzystających z przedpłatowego układu pomiarowego. Taryfa detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Zgodnie z przepisami Prawa energetycznego, PGNiG Obrót Detaliczny wprowadzi Taryfę Detaliczną do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania w biuletynie URE.

Zgodnie z decyzją Prezesa URE Taryfa Detaliczna obowiązywać będzie do 31 grudnia 2019 roku.

Szczegóły dotyczące zatwierdzonych taryf dostępne są na stronie internetowej www.ure.gov.pl i opublikowane w Biuletynie Branżowym URE - Paliwa gazowe.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG") otrzymał informację o zatwierdzeniu decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") z dnia 25 stycznia 2019 roku nowej Taryfy Nr 7 w zakresie dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. ("Taryfa Dystrybucyjna").

Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej w stosunku do dotychczasowej taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. dla wszystkich grup taryfowych wynosi 5%.

Zgodnie z przepisami ustawy Prawo energetyczne, Taryfa Dystrybucyjna powinna zostać wprowadzona do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż 45 dni od dnia jej opublikowania przez Prezesa URE. Wskazany w decyzji Prezesa URE termin obowiązywania nowej Taryfy upływa z dniem 31 grudnia 2019 roku.

Szczegóły dotyczące zatwierdzonej Taryfy Dystrybucyjnej dostępne są na stronie internetowej www.ure.gov.pl i opublikowane w Biuletynie Branżowym URE - Paliwa gazowe.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

W komunikacie podano, że w 2018 roku z terminalu w Świnoujściu wyjechały 1794 cysterny wypełnione LNG, podczas gdy rok wcześniej – 1523. W sumie od połowy 2016 roku PGNiG załadowało w terminalu 4000 cystern.

"Rosnąca sprzedaż skroplonego gazu ziemnego to pochodna rosnącego udziału LNG w strukturze importu PGNiG. Przede wszystkim jednak jest to efekt szybkiego wzrostu popytu na gaz ziemny w postaci skroplonej" - powiedział, cytowany w komunikacie, Maciej Woźniak, wiceprezes zarządu PGNiG SA ds. handlowych.

Jak podano, według szacunków, PGNiG ma prawie 70 proc. udziałów w polskim rynku LNG małej skali. Sprzedawany przez PGNiG gaz skroplony pochodzi ze Świnoujścia, dokąd jest dostarczany statkami z Kataru, Norwegii i USA, a także z własnej produkcji prowadzonej przez spółkę z gazu wydobywanego w kraju.

Głównym odbiorcą końcowym LNG w Polsce są tzw. sieci zamknięte, nazywane również sieciami wyspowymi, tworzone na terenach, które nie mają połączenia z gazociągami sieci ogólnopolskiej.

"Sektory, w których zainteresowanie LNG będzie w kolejnych latach rosło najszybciej, to małe elektrociepłownie a także transport, gdzie LNG może być stosowane jako ekologiczne paliwo do napędu autobusów, ciężarówek oraz statków" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Podstawa prawna: Art. 70 pkt 3 Ustawy o ofercie - WZA lista powyżej 5 %

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") podaje listę akcjonariuszy posiadających, co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 23 stycznia 2019 roku wraz z określeniem liczby głosów przysługujących każdemu z nich z posiadanych akcji i wskazaniem ich procentowego udziału w liczbie głosów na tym Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu oraz w ogólnej liczbie głosów.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści uchwał, które zostały podjęte przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG zwołane na dzień 23 stycznia 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Od początku 2019 roku akcje PGNiG zyskały 7 proc., a w ostatnim kwartale zwyżki sięgnęły 14,7 proc. W tym samym czasie indeks WIG wzrósł odpowiednio o 4 i 6 proc. Historyczny rekord notowań akcje paliwowej spółki zanotowały w tym tygodniu na poziomie 7,49 zł. W piątek po 15.30 za jedną akcję PGNiG płacono 7,40 zł.

Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ wskazuje, że w ostatnim kwartale akcje PGNiG zachowywały się zaskakująco dobrze na tle indeksu WIG.

"Uważamy, że relatywna siła waloru mogła być powodowana przez poszerzający się spread między cenami gazu a cenami ropy, co zwiększało nadzieje, że poprawie ulegnie dochodowość segmentu obrotu" - napisał Prokopiuk w raporcie z 10 stycznia poświęconemu spółce.

W opinii Roberta Maja, analityka Ipopema Securities, przyczyną mocnych notowań akcji PGNiG są czynniki zewnętrzne, związane przede wszystkim z sytuacją na rynkach ropy naftowej i gazu ziemnego.

"Zaczął się sezon grzewczy, który zawsze pomaga, a na to nakładały się widoczne w czwartym kwartale spadki cen ropy i mniejsze spadki cen gazu" - powiedział PAP Biznes Robert Maj.

"Spowodowało to, że wzrosły oczekiwania na silny wynikowo początek roku. Teraz jednak, w styczniu, cena ropy wzrosła już 18 proc., a cena gazu tylko 2 proc., co sugeruje, że ten silny fundamentalny katalizator notowań powinien osłabnąć" - dodał analityk Ipopema Securities.

W opinii Michała Kozaka z Trigon DM obserwowany w ostatnich kwartałach mocny wzrost cen CO2 powinien być netto pozytywny dla wyników PGNiG, gdyż przekłada się na wzrost cen gazu w Europie (wzrost popytu na gaz w CCGT, przy mniejszym wykorzystaniu mocy węglowych) i w mniejszym stopniu na wzrost kosztu zakupu certyfikatów w segmencie wytwarzania.

"Wzrost ceny certyfikatów CO2 z poziomów <6EUR/t w zeszłym roku do obecnych 23 EUR/t jest pozytywny dla PGNiG, przez wzrost konkurencyjności CCGT wobec jednostek węglowych. Prognozy kontynuacji dynamiki wzrostu na cenie CO2 w kolejnych latach mogą przełożyć się na średnioterminowy de-link ceny gazu od cen ropy, co powinno znacznie poprawić rentowność na kontrakcie jamalskim. Konserwatywnie zakładamy powrót cen gazu do średniej relacji względem ropy w długim terminie" - napisał Michał Kozak w raporcie poświęconym PGNiG z sierpnia 2018 roku.

"Perspektywa wzrostu cen gazu TTF i częściowego de-linku od cen ropy przełożyłaby się naszym zdaniem na zmniejszenie premii płaconej za droższy gaz LNG (w stosunku do TTF), który powiązany jest z ceną gazu Henry Hub w USA" - dodał.

Bazując na informacjach PGNiG o rocznym imporcie Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ szacuje, że import ze wschodu wyniósł w czwartym kwartale ubiegłego roku tylko 1,1 mld metrów sześciennych gazu.

"Jest to wyjątkowo niska liczba zwłaszcza, że import LNG w tym kwartale był na poziomie podobnie 1,1 mld metrów sześciennych gazu, podczas gdy import gazu z zachodu wyniósł 760 mln metrów sześciennych gazu. W związku z tym można oszacować, że import ze wschodu stanowił zaledwie 37 proc. całego importu w kwartale (najmniejszy poziom kwartalnego wschodniego importu odkąd spółka pokazuje dane)" - napisał Prokopiuk.

"Uważamy, że niski udział rosyjskiego importu powinien działać wspierająco na wyniki segmentu obrotu poprzez ograniczenie potencjalnych strat na tym kontrakcie. Dodatkowo, wydaje nam się, że spółka może powtórzyć tę strategię także w pierwszym kwartale 2019 roku" - dodał.

Analitycy oceniają, że innym powodem mocnego zachowania się kursu PGNiG są oczekiwania na zbliżający się ostateczny wyrok sądu arbitrażowego w postępowaniu Gazprom - PGNiG.

"Być może dobre zachowanie się akcji spółki mogło być związane z rosnącymi nadziejami inwestorów na wygraną PGNiG w arbitrażu przeciwko Gazpromowi, zwłaszcza biorąc pod uwagę wstępny wyrok, który jednoznacznie wskazał, że istnieje możliwość zmiany formuły jamalskiej" - powiedział Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ.

W listopadzie przedstawiciele PGNiG mówili, że jest szansa, że jeszcze przed końcem roku sąd arbitrażowy w Sztokholmie wyda ostateczny wyrok w trwającym od czterech lat sporze polskiej spółki z rosyjskim Gazpromem. Ten termin nie został dotrzymany, ale rynek spodziewa się, że decyzja sądu wkrótce zostanie jednak ogłoszona.

W czerwcu zeszłego roku Trybunał Arbitrażowy ad hoc wydał wyrok częściowy w postępowaniu PGNiG przeciwko Gazpromowi w sprawie obniżenia ceny kontraktowej za gaz. Trybunał ustalił wtedy, że PGNiG złożył w listopadzie 2014 roku ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej. Kwestia ustalenia nowej ceny ma być rozstrzygnięta w dalszym postępowaniu.

Czynnikiem, który potencjalnie też mógł generować dodatkowy popyt na akcje PGNiG w ostatnich dniach jest to, że PGNiG od 24 grudnia został włączony do indeksu Stoxx Europe 600. Oznacza to, że przynajmniej część globalnych funduszy inwestycyjnych odnoszących się do tego indeksu musiało dokupić akcje polskiej spółki.

Z dostępnych na rynku rekomendacji biur maklerskich dla PGNiG wynika, że kurs akcji tej spółki po ostatnich wzrostach jest już blisko cen docelowych. Analitycy DM BOŚ w raporcie z 10 stycznia podtrzymali zalecenie "kupuj", z ceną docelową 7,80 zł za akcję.

"Chociaż obecnie widzimy jedynie ograniczony potencjał wzrostu akcji spółki w porównaniu do naszej 12-miesięcznej wyceny docelowej, pozostajemy pozytywnie nastawieni do jej akcji, bowiem wciąż wierzymy w wygraną w arbitrażu i uważamy, że ceny gazu mają szansę pozostać relatywnie mocne w 2019 roku (zwłaszcza biorąc pod uwagę ostatnie wzrosty cen energii elektrycznej w Europie, wysokie ceny węgla, CO2 oraz niską dostępność spotowych dostaw LNG)" - ocenił Łukasz Prokopiuk.

"Poza tym podejrzewamy, że wyniki za czwarty kwartał ubiegłego roku mogą być całkiem dobre zważywszy na wyjątkową strukturę importu" - dodał.

Z kolei analitycy Trigon DM 7 grudnia podwyższyli cenę docelową akcji PGNiG z 6,80 zł do 7 zł, obniżając jednocześnie rekomendację z "kupuj" do "trzymaj". DM mBanku w listopadzie podtrzymał rekomendację "kupuj", z ceną docelową 7,72 zł.

Piotr Rożek (PAP Biznes)

pr/ gor/

"PGNiG Upstream Norway będzie pełnić rolę operatora na koncesji PL838B z 40 proc. udziałów (pozostali udziałowcy to: Aker BP 30 proc. i DEA 30 proc.) oraz na koncesji PL1017 z 50 proc. udziałów (pozostałe udziały objął Equinor 50 proc.)" - napisano.

Trzecia otrzymana koncesja to PL1009 z 35 proc. udziałów, na której rolę operatora pełni ConocoPhillips. W ramach tej koncesji partnerzy są zobowiązani do wykonania odwiertu poszukiwawczego w terminie dwóch lat.

Jak wynika z komunikatu, koncesje zlokalizowane są w rejonie Morza Norweskiego, a na dwóch z nich zidentyfikowane zostały prospekty poszukiwawcze o potencjale gazowym.

"W ramach koncesji PL838B oraz PL1017 PGNiG otrzymało dwa lata na wykonanie analiz geologicznych i geofizycznych, których celem będzie dokładne oszacowanie potencjału naftowego objętych koncesjami obszarów. Po tym okresie zostaną podjęte decyzje o wierceniu otworów poszukiwawczych lub zwolnieniu niektórych koncesji bez wykonywania wierceń" - napisano.

"Norwegia jest przewidywalnym partnerem biznesowym. Zgodnie z ostatnimi szacunkami norweskich władz, jak dotąd wyprodukowała mniej niż połowę szacowanych zasobów ropy i gazu ze swojego szelfu. Jest to rynek perspektywiczny, na którym osiągamy dobre rezultaty i solidne stopy zwrotu z naszych inwestycji. Gaz z Norwegii będzie produkowany przez kolejne dziesięciolecia. Działamy na tamtym rynku od ponad 11 lat i zamierzamy, tak jak już to czynią nasi zachodni sąsiedzi, od 2022 roku sprowadzać stamtąd surowiec bezpośrednim gazociągiem z własnych złóż" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Piotr Woźniak.

W grudniu 2018 roku spółka informowała, że planuje wykonanie pierwszego odwiertu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w drugiej połowie 2019 roku.

Grupa Kapitałowa PGNiG obecna jest w Norwegii poprzez spółkę zależną – PGNiG Upstream Norway, która posiada obecnie udziały w 24 koncesjach. Norweski Szelf Kontynentalny jest objęty jednym z priorytetów inwestycyjnych określonych w strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022.

Zgodnie ze strategią, grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. Wielkość udokumentowanych zasobów wydobywalnych PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym to 83 mln boe (stan na 1 stycznia 2018 roku).(PAP Biznes)

doa/ osz/

Podpisana umowa określa podział obowiązków, kosztów i zysków z tytułu eksploatacji koncesji, co do której oferta PGNiG została wybrana jako najkorzystniejsza w grudniu 2018 roku. Początkowo prace będą przebiegać w trzech dwuletnich etapach poszukiwawczych, po których przewidziano 30-letni okres produkcji. Po każdym z etapów poszukiwawczych spółka ma możliwość rezygnacji z udziałów w koncesji.

"Rozpoczynamy działalność w regionie, który ma fundamentalne znaczenie dla światowego rynku ropy i gazu. Jest to kolejny krok w realizacji strategii Grupy Kapitałowej PGNiG, która przewiduje intensywny rozwój segmentu poszukiwań i wydobycia za granicą" – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG.

Obszar koncesji obejmuje 619 kilometrów kwadratowych. Za sprawy związane z jej realizacją odpowiada nowo utworzony oddział PGNiG z siedzibą w Ras al-Chajma.

Ras Al Khaimah Petroleum Authority to urząd nadzorujący eksploatację zasobów ropy i gazu emiratu. RAK GAS LLC jest państwową spółką działającą w zakresie poszukiwania i wydobycia, zaopatrzenia, a także przetwórstwa węglowodorów.

Zgodnie ze statystykami OPEC, udokumentowane zasoby węglowodorów w Zjednoczonych Emiratach Arabskich wynoszą prawie 98 mld baryłek ropy naftowej i 6 bilionów metrów sześciennych gazu ziemnego. Produkcja ropy naftowej sięga 3 milionów baryłek dziennie, a w przypadku gazu przekracza 54 mld m sześc. rocznie. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Bartosik był wiceprezesem PGNiG od 31 grudnia 2016 r. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że Rada Nadzorcza PGNiG na posiedzeniu w dniu 16 stycznia 2019 roku podjęła uchwałę w sprawie odwołania pana Radosława Bartosika z funkcji Wiceprezesa Zarządu PGNiG ds. Operacyjnych.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje do publicznej wiadomości daty przekazywania raportów okresowych w 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Aktywność na szelfie norweskim jest wysoka, a obiecujące prognozy na najbliższe kilka lat kładą fundament pod znaczące dochody, zarówno dla firm, jak i społeczeństwa Norwegii - oceniła dyrektor generalna NPD Bente Nyland w opublikowanej w czwartek informacji. Dyrektoriat podkreśla, że aktywność wydobywcza w 2018 r. była większa niż w dwóch poprzednich latach, liczba eksploatowanych odwiertów wzrosła znacząco, a liczba wydanych licencji wydobywczych - 87 - była rekordowa.

NPD zaznaczył jednak, że tempo odkrywania nowych zasobów jest zbyt niskie, by utrzymać wysoki poziom wydobycia po 2025 r. W celu utrzymania wydobycia "należy potwierdzić obecność większej ilości opłacalnych zasobów" - podkreśliła Nyland. Wskazała jednocześnie, że dwie trzecie nierozpoznanych jeszcze złóż leży na Morzu Barentsa. Ten obszar będzie miał duże znaczenie dla utrzymania produkcji - zaznaczyła.

W 2018 r. na szefie wydobyto prawie 550 mln baryłek ropy oraz prawie 122 mld m sześc. gazu. Prognozy NPD mówią o utrzymaniu produkcji gazu na pozimie 120 mld m sześc. rocznie przynajmniej do 2023 r.

Nyland podkreśliła, że wkrótce w systemie infrastruktury gazowej pojawią się dodatkowe zdolności przesyłowe, co oznacza, że wydobycie gazu powinno stać się bardziej atrakcyjne.

PGNiG Upstream Norway posiada udziały w ponad 20 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych w Norwegii. W październiku 2018 spółka odkupiła od norweskiego Equinora udziały w złożu Tommeliten Alpha. Produkcja ma ruszyć w 2024 r. i wynieść 0,5 mld m. sześc. gazu rocznie, co - jak podkreślało PGNiG - będzie oznaczać praktycznie podwojenie produkcji w stosunku do obecnego wydobycia gazu w Norwegii przez polską spółkę. (PAP)

wkr/ drag/ asa/

W 2018 roku PGNiG sprowadziło ze Wschodu o ponad 0,62 mld m sześc. mniej gazu ziemnego niż w roku 2017 (co stanowi spadek o 6,4 proc.). Import ze Wschodu wyniósł ok. 9,04 mld sześc. w porównaniu z ok. 9,66 mld sześc. w 2017 roku.

Import LNG (z Kataru, Norwegii i USA) w 2018 roku wzrósł o prawie 1 mld sześc. (wzrost o 58,2 proc.) i osiągnął ponad 2,71 mld sześc. (po regazyfikacji), w stosunku do roku 2017, kiedy sprowadzono ok. 1,72 mld sześc. LNG (po regazyfikacji). Udział importu LNG w imporcie ogółem wzrósł do ponad 20 proc. wobec 8,4 proc. w 2015 roku.

"Wyraźny wzrost importu skroplonego gazu ziemnego LNG w 2018 roku to przede wszystkim efekt dodatkowej umowy z 2017 roku z Qatargas. Po 2020 roku coroczny import z Kataru wynosić będzie nawet do 2,7 mld sześc. po regazyfikacji. Ponadto, już w 2019 roku dotrą do Polski pierwsze dostawy LNG od Cheniere w ramach zawartych w 2018 roku długoterminowych kontraktów z dostawcami z USA. Dzięki kontraktom na zakup amerykańskiego LNG, w latach 2023-2042, PGNiG będzie dodatkowo corocznie dysponowało portfelem ponad 7,3 mld sześc. po regazyfikacji (około 5,5 mln ton gazu skroplonego)" - napisano w komunikacie prasowym.

W całym 2018 roku PGNiG sprowadziło do Polski około 13,53 mld sześc. gazu ziemnego. Zgodnie z prognozą krajowe wydobycie wyniosło 3,8 mld sześc.

Import gazu ziemnego z kierunku wschodniego PGNiG tłumaczy tym, że klauzula take or pay zawarta w kontrakcie jamalskim podpisanym jeszcze w połowie lat 90 ubiegłego wieku, zobowiązuje PGNiG do płacenia Gazpromowi do końca 2022 roku za około 85 proc. ilości kontraktowych gazu, niezależnie od tego czy je do Polski sprowadzi, czy nie.

"Zakupy takie musimy więc kontynuować jeszcze przez cztery lata, ale staramy się je zmniejszać do wymaganego kontraktem progu. Tym bardziej, że gaz w ramach kontraktu jamalskiego sprzedawany jest do Polski na nierynkowych warunkach – toczymy w tej sprawie od kilku lat spór przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie. Dodatkowo ciągle działamy pod ryzykiem niezapowiedzianych przerw w dostawach ze Wschodu, z czym mieliśmy już wielokrotnie do czynienia" - powiedział wiceprezes PGNiG Maciej Woźniak, cytowany w komunikacie.

"Naszym obecnym priorytetem jest więc równoległe budowanie alternatywnego, długoterminowego portfela bezpiecznych dostaw od roku 2023, opartego na rynkowych zasadach i cenach. Portfel ten oparty będzie zarówno o LNG, jak i gaz z norweskiego szelfu sprowadzony gazociągiem Baltic Pipe" – dodał.

Poza rozbudową portfela LNG PGNiG przygotowuje się do rozpoczęcia zaopatrywania polskiego rynku w gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, którego transport gazociągiem Baltic Pipe przez Morze Północne, Danię i Morze Bałtyckie rozpocznie się pod koniec 2022 roku. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2023 wyniosła 202,99 zł/kW/rok. Aukcja zakończyła się w rundzie ósmej, gdzie cena wywoławcza wynosiła 217,6 zł, a cena minimalna 189,95 zł/kW/rok.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10631,191 MW.

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.

Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)

pr/

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW.

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Wśród dostawców, których moce zostały zakontraktowane w aukcji dla roku dostaw 2023 są m.in. spółki z grup PGE, Tauron, Enea, Energa (w tym Elektrownia Ostrołęka z nową jednostką wytwórczą (wielkość obowiązku mocowego 852,6 MW, okres trwania obowiązku mocowego 15 lat), PGNIG, PKN Orlen, Polenergia i ZE PAK.

W pierwszej aukcji głównej na rynku mocy, na rok dostaw 2021, która odbyła się 15 listopada, cena zamknięcia wyniosła 240,32 zł/kW/rok. Cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2022 wyniosła 198 zł/kW/rok.

Rynek mocy jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych, dla których ceny energii na rynku hurtowym w długim okresie nie gwarantują spłaty inwestycji w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze, potrzebne dla utrzymania bezpiecznego funkcjonowania systemu energetycznego i zapewnienia dostaw energii elektrycznej. Jego koszty poniosą końcowi odbiorcy prądu, w postaci tzw. opłaty mocowej.

Jednostki wyłaniane podczas aukcji do pełnienia tzw. obowiązku mocowego, który polega na gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu oraz zobowiązaniu do faktycznej dostawy mocy w okresie zagrożenia, będą wynagradzane.(PAP Biznes)

pr/

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2023 wynosi 10 631,191 MW. (PAP Biznes)

pr/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treść projektów uchwał, które zamierza przedstawić na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 23 stycznia 2019 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa Spółki Akcyjnej z siedzibą w Warszawie, działając na podstawie art. 399 § 1 Kodeksu spółek handlowych oraz § 47 ust. 1 pkt 1) Statutu Spółki, zwołuje w trybie art. 4021 § 1 Kodeksu spółek handlowych na dzień 23 stycznia 2019 roku o godz. 12.00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki PGNiG S.A., które odbędzie się w siedzibie Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. w Warszawie przy ul. Marcina Kasprzaka 25.

Porządek obrad:

1. Otwarcie obrad Walnego Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Walnego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Walnego Zgromadzenia oraz jego zdolności do podejmowania uchwał.

4. Sporządzenie listy obecności.

5. Przyjęcie porządku obrad.

6. Podjęcie uchwały w sprawie wyrażenia zgody na sprzedaż na rzecz Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. składników aktywów trwałych w postaci gazociągu wysokiego ciśnienia relacji KGZ Kościan - KGHM Polkowice/Żukowice wraz z towarzyszącą infrastrukturą przesyłową.

7. Podjęcie uchwały w sprawie przyjęcia zmian w Statucie Spółki.

8. Podjęcie uchwały w sprawie przyjęcia zmienionego Regulaminu Walnego Zgromadzenia Spółki.

9. Zamknięcie obrad Walnego Zgromadzenia.

Akcjonariusz lub akcjonariusze reprezentujący co najmniej 1/20 kapitału zakładowego mogą żądać umieszczenia określonych spraw w porządku obrad tego Zgromadzenia. Żądanie takie winno być przesłane do Spółki na piśmie bądź w postaci elektronicznej na skrzynkę e-mail: wz@pgnig.pl. w języku polskim oraz powinno zawierać uzasadnienie lub projekt uchwały dotyczącej proponowanego punktu porządku obrad. Żądanie powinno być zgłoszone Zarządowi nie później niż na 21 dni przed wyznaczonym terminem Walnego Zgromadzenia. Akcjonariusz lub akcjonariusze powinni udokumentować swe uprawnienie do wykonywania tego prawa, przedstawiając odpowiednie dokumenty w formie pisemnej.

Akcjonariusz lub akcjonariusze Spółki reprezentujący co najmniej 1/20 kapitału zakładowego mogą przed terminem Walnego Zgromadzenia zgłaszać Spółce na piśmie lub drogą elektroniczną na skrzynkę e-mail: wz@pgnig.pl projekty uchwał dotyczące spraw wprowadzonych do porządku obrad Walnego Zgromadzenia lub spraw, które mają zostać wprowadzone do porządku obrad. Projekty uchwał powinny być sporządzone w języku polskim w programie Word. Akcjonariusze powinni udokumentować swe uprawnienie do wykonywania tego prawa, przedstawiając odpowiednie dokumenty w formie pisemnej.

Każdy akcjonariusz może podczas obrad Walnego Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczące spraw wprowadzonych do porządku obrad. Projekty te winny być przedstawione w języku polskim.

Akcjonariusze mogą uczestniczyć w Walnym Zgromadzeniu osobiście lub przez pełnomocników. Zgodnie z art. 4121 § 2 Kodeksu spółek handlowych, pełnomocnictwo do uczestniczenia w Walnym Zgromadzeniu spółki publicznej i wykonywania prawa głosu powinno być udzielone na piśmie lub w postaci elektronicznej. Pełnomocnictwo winno być sporządzone w języku polskim i może być przesłane do Spółki przed walnym zgromadzeniem w wersji elektronicznej w programie PDF na adres e-mail: wz@pgnig.pl.

W związku z tym, iż Spółka nie przewiduje możliwości uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej (w tym wypowiadania się w trakcie Walnego Zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej), wykonywania prawa głosu drogą korespondencyjną lub przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, formularze do głosowania przez pełnomocników nie będą publikowane.

Przedstawiciele osób prawnych powinni dysponować oryginałem lub poświadczoną przez notariusza kopią odpisu z właściwego rejestru (z ostatnich 3 miesięcy), a jeżeli ich prawo do reprezentowania nie wynika z rejestru, to powinni dysponować pisemnym pełnomocnictwem (w oryginale lub kopii poświadczonej przez notariusza) oraz aktualnym na dzień wydania pełnomocnictwa oryginałem lub poświadczoną przez notariusza kopią odpisu z właściwego rejestru.

Akcjonariusze i pełnomocnicy powinni posiadać przy sobie dowód tożsamości.

Prawo uczestnictwa w WZ mają tylko osoby będące akcjonariuszami w dniu rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu tj. na szesnaście dni przed datą Walnego Zgromadzenia.

Dzień rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu przypada na dzień 7 stycznia 2019 r.

Na żądanie uprawnionego ze zdematerializowanych akcji na okaziciela zgłoszone nie wcześniej niż po ogłoszeniu o zwołaniu Walnego Zgromadzenia i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, podmiot prowadzący rachunek papierów wartościowych wystawia imienne zaświadczenie o prawie uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu.

W odniesieniu do akcji zapisanych na rachunku zbiorczym, zaświadczenie o prawie uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może zostać sporządzone w języku polskim lub angielskim i wystawione przez posiadacza tego rachunku zbiorczego. Rekomenduje się akcjonariuszom odebranie zaświadczenia oraz zabranie go ze sobą na Walne Zgromadzenie.

Listę uprawnionych z akcji na okaziciela do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, Spółka ustala na podstawie wykazu sporządzonego przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. z zgodnie z przepisami o obrocie instrumentami finansowymi.

Osoba uprawniona do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może uzyskać pełny tekst dokumentacji, która ma być przedstawiona Walnemu Zgromadzeniu oraz projekty uchwał lub uwagi Zarządu bądź Rady Nadzorczej w siedzibie Spółki.

Osoba uprawniona do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może uzyskać odpisy wniosków we wszystkich sprawach objętych porządkiem obrad w terminie tygodnia przed Walnym Zgromadzeniem tj. od dnia 16 stycznia 2019 r. w siedzibie Spółki w Warszawie, przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, II piętro, pokój 216 (Dział Obsługi Władz Spółki), w godzinach 9.00 - 15.00.

Lista akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, zgodnie z art. 407 § 1 Kodeksu spółek handlowych będzie wyłożona w siedzibie Spółki w Warszawie, przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, przez 3 dni powszednie przed dniem Zgromadzenia, tj. od dnia 18 stycznia 2019 r.

Informacje dotyczące WZ będą dostępne na stronie internetowej Spółki pod adresem: www.pgnig.pl w zakładce: Ład korporacyjny - Walne Zgromadzenia.

W celu zapewnienia sprawnego przebiegu Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A., Zarząd Spółki zwraca się z prośbą o przybycie na miejsce obrad na ok. 30 min przed planowaną godziną jego rozpoczęcia.

Podstawa prawna:

§ 19 Ust. 1 pkt. 1 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

Klauzula informacyjna dla akcjonariuszy PGNiG:

1. Administratorem Pani/Pana danych osobowych jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna (PGNiG) z siedzibą w Warszawie, ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224, Warszawa.

2. Kontakt z PGNiG jest możliwy pisemnie na adres Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. z siedzibą w Warszawie, ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224, Warszawa.

3. PGNiG wyznaczyła inspektora ochrony danych, z którym można skontaktować się poprzez e-mail iod@pgnig.pl w każdej sprawie dotyczącej przetwarzania danych osobowych.

4. Pani/Pana dane osobowe podane w toku nawiązywania umowy będą przetwarzane:

a. w celu realizacji stosunku prawnego pomiędzy spółką a akcjonariuszem - podstawą prawną jest art. 6 ust. 1 lit b Rozporządzenia ogólnego o ochronie danych osobowych 2016/679 - RODO;

b. w celu wykonania obowiązków publicznoprawnych PGNiG związanych z obsługą akcjonariatu pracowniczego, w tym przede wszystkim Ustawy o komercjalizacji i niektórych uprawnieniach pracowników - podstawą prawną przetwarzania jest obowiązek prawny ciążący na PGNiG (art. 6 ust. 1 lit c RODO);

c. w celu ustalenia lub dochodzenia ewentualnych roszczeń lub obrony przed takimi roszczeniami przez PGNiG - podstawą prawną przetwarzania danych jest prawnie uzasadniony interes PGNiG (art. 6 ust. 1 lit f RODO), prawnie uzasadnionym interesem PGNiG jest umożliwienie ustalenia, dochodzenia lub obrony przed roszczeniami.

5. Pani/Pana dane osobowe mogą być przekazywane podmiotom świadczącym usługi na rzecz PGNiG takim jak operatorzy pocztowi/kurierzy, podmioty świadczące usługi prawne, księgowe, a także dostawcom systemów informatycznych i usług IT.

6. Pani/Pana dane osobowe będą przetwarzane przez okres posiadania przez Panią/Pana statusu akcjonariusza PGNiG. Okres przetwarzania może zostać każdorazowo przedłużony o okres przedawnienia roszczeń, jeżeli przetwarzanie danych osobowych będzie niezbędne dla dochodzenia ewentualnych roszczeń lub obrony przed takimi roszczeniami przez PGNiG. Po tym okresie Pani/Pana dane osobowe będą przetwarzane jedynie w zakresie i przez okres wynikający z przepisów prawa, w szczególności przepisów o rachunkowości.

7. Przysługuje Pani/Panu prawo dostępu do treści danych oraz żądania ich sprostowania, usunięcia, ograniczenia przetwarzania, prawo do przenoszenia danych oraz prawo wniesienia sprzeciwu względem przetwarzania danych.

8. Przysługuje Pani/Panu także prawo wniesienia skargi do organu nadzorczego zajmującego się ochroną danych osobowych, gdy uzna Pani/Pan, że przetwarzanie Pani/Pana danych osobowych narusza przepisy RODO.

9. Podanie danych jest wymogiem wynikającym z przepisów prawa oraz wymogiem PGNiG w celach związanych ze stosunkiem korporacyjnym pomiędzy Panią/Panem a PGNiG.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Celem wprowadzenia notowań było stworzenie mechanizmu, który wygeneruje transparentną cenę rynku gazu zaazotowanego wykorzystywaną przez uczestników rynku, jak również przez Operatora Systemu Przesyłowego, który będzie mógł korzystać z tej ceny dla celów bilansowania systemu.

"Uruchomienie obrotu giełdowego dla gazu zaazotowanego Lw spowoduje objęcie tego rynku transparentnym mechanizmem kształtowania ceny rynkowej" - napisano w komunikacie.

Towarowa Giełda Energii wprowadza dodatkowo zmianę w notowaniach na Rynku Dnia Bieżącego gazu, gdzie przedmiotem obrotu jest gaz wysokometanowy. Instrumenty z dostawą godzinową zostaną zastąpione jednym instrumentem, posiadającym wymiar dobowy. (PAP Biznes)

pr/ osz/

W celu wytypowania miejsca wykonania odwiertu PGNiG Upstream Norway AS wykonało szczegółowe zdjęcie sejsmiczne 2D.

Głównym celem prac sejsmicznych (tzw. site survey) było szczegółowe rozpoznanie profilu geologicznego obszaru planowanego wiercenia. Analiza zebranych danych pozwoli zminimalizować ryzyko nawiercenia soczewkowych akumulacji gazu (shallow gas) lub solanki oraz polodowcowych głazów narzutowych, które mogą stanowić poważne utrudnienia podczas wiercenia.

PGNiG Upstream Norway ma 40 proc. udziałów w koncesji PL838, a jego partnerami są AkerBP i DEA Norge (po 30 proc. udziałów). Spółka pełni na tej koncesji rolę operatora.

Podobną rolę ma na jeszcze jednej koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

W sumie PGNiG posiada w tym rejonie udziały w 21 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych.

Zgodnie ze Strategią, grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. Wielkość udokumentowanych zasobów wydobywalnych PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym to 83 mln boe (stan na 1 stycznia 2018 roku). (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Wypełniliśmy portfel kontaktowy w całości, więc nie ma potrzeby zawierania kolejnych kontraktów" - powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak podczas środowej uroczystości zawarcia długoterminowej umowy na dostawy gazu skroplonego LNG z Port Arthur, który jest spółką zależną Sempra Energy.

Na podstawie zawartej umowy PGNiG kupi rocznie 2 mln ton LNG (około 2,7 mld m sześc. po regazyfikacji). Odbiór ładunków rozpocznie się w 2023 roku z terminalu Port Arthur LNG, który powstanie w Jefferson County w Teksasie.

Zakupy LNG dokonywane będą na zasadzie FOB (Free on Board), według której to nabywca odpowiedzialny jest za transport skroplonego gazu. Port Arthur zajmie się dostarczeniem gazu ziemnego do terminalu eksportowego, skropleniem i załadunkiem.

Daje to PGNiG elastyczność w zarządzaniu ładunkami. Spółka będzie mogła je skierować do Polski albo odsprzedać na globalnym rynku LNG i skierować do portu rozładunku wskazanego przez kolejnego nabywcę.

"Kolejna długoterminowa umowa nie tylko pozwala nam na rozwój portfela LNG z myślą o dostawach dla Polski, ale w niedalekiej przyszłości daje nam przede wszystkim możliwość obrotu zakupionym paliwem w skali globalnej" - powiedział Piotr Woźniak.

Port Arthur LNG będzie operatorem terminalu Port Arthur budowanego w Teksasie u wybrzeży Zatoki Meksykańskiej. Instalacja ma umożliwić od 2023 roku eksport około 11 mln ton LNG rocznie. W skład terminalu wejdzie także do trzech zbiorników magazynujących skroplony gaz ziemny i dwa nabrzeża załadunkowe. Budowane instalacje umożliwią docelowo eksport ponad 45 mln ton LNG rocznie.

Wiceprezes PGNiG Maciej Woźniak przypomniał, że umowa z Port Arthur jest trzecim długoterminowym kontraktem podpisanym z partnerami z USA w ostatnich miesiącach.

"Od 2023 roku PGNiG będzie dysponować co najmniej 7,45 mln ton gazu skroplonego, co stanowi ponad 10 mld m sześc. gazu ziemnego po regazyfikacji" - powiedział Maciej Woźniak.

W ostatnim czasie PGNiG podpisał umowy na długoterminowe dostawy gazu LNG z amerykańskimi spółkami: Venture Global LNG i Cheniere. Oprócz tego polska spółka ma umowy z Centrica i Quatargas, a także może kupować gaz skroplony na rynku spot. (PAP Biznes)

pr/ asa/

W komunikacie podano, że dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku.

Dostawy od Port Arthur LNG będą realizowane z powstającej instalacji produkcyjnej Port Arthur w Jefferson County w Teksasie o planowanym terminem zakończenia budowy nie wcześniej niż w 2023 roku.

PGNiG informował o podpisaniu porozumienia ws. podstawowych warunków dostawy gazu skroplonego z USA w czerwcu 2018 roku. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do Raport Bieżącego Nr 34/2018 z dnia 26 czerwca 2018 r., informuje, że w dniu 19 grudnia 2018 r. zawarto wiążącą umową długoterminową ("Umowa") na dostawy gazu skroplonego ("LNG") z firmą Port Arthur LNG, LLC, spółką zależną Sempra LNG & Midstream, LLC.

Umowa zakłada zakup przez PGNiG około 2 mln ton LNG (tj. około 2,7 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji) rocznie przez 20 lat. Dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez Spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku.

Dostawy od Port Arthur LNG, LLC będą realizowane z powstającej instalacji produkcyjnej Port Arthur w Jefferson County w Teksasie o planowanym terminem zakończenia budowy nie wcześniej niż w 2023 r.

W ocenie Zarządu PGNiG, warunki zawartych Umów są satysfakcjonujące w kontekście realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych. Formuła cenowa Umowy oparta jest o cenę LNG notowaną na amerykańskim indeksie Henry Hub.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"W dniu dzisiejszym oficjalnie uruchamiany przetarg części lądowej terminala, na którą składa się zwiększenie mocy regazyfikacyjnych, trzeci zbiornik oraz możliwość przeładunku na kolej” – powiedział prezes.

Dodał, że podpisanie kontraktu z wykonawcą w formule "zaprojektuj i wybuduj" planowane jest do końca 2019 roku. Składanie wniosków dot. udziału w przetargu ma nastąpić do 31 stycznia, a do końca I kw. 2019 ofert wstępnych, następnie planowany jest etap negocjacji.

"Przewidujemy, że do końca 2021 roku terminal osiągnie przepustowość 7,5 mld m sześc. Trzeci zbiornik i możliwość załadunku na kolej będą gotowe w drugim kwartale 2023 roku" - powiedział Jakubowski.

Spółka informowała wcześniej, że zamierza zwiększyć moc regazyfikacyjną terminala z 5 do 7,5 mld m sześc. gazu rocznie poprzez rozbudowę instalacji regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego w oparciu o dodatkowe dwa wymienniki ciepła typu SCV (ang. Submerged Combustion Vaporiser).

W ramach rozbudowy powstać ma nowy, trzeci zbiornik na LNG typu FCT („Full Containment Tank”) o pojemności 180 tys. m sześc. wraz z niezbędnym wyposażeniem i instalacjami. Dwa istniejące w gazoporcie zbiorniki mają pojemność 160 tys. m sześc. każdy.

Trzecim elementem rozbudowy będzie kompletna bocznica kolejowa - 3-torowa z rozjazdami i torem dojazdowym - wraz ze stanowiskami załadunku LNG na cysterny kolejowe oraz na kontenery kriogeniczne, przewożone ciężarówkami.(PAP Biznes)

epo/ ana/

"W dniu dzisiejszym oficjalnie uruchamiany przetarg na części lądowej terminala, na którą składa się zwiększenie mocy regazyfikacyjnych, trzeci zbiornik oraz możliwość przeładunku na kolej” – powiedział prezes.

Dodał, że podpisanie kontraktu z wykonawcą planowane jest do końca 2019 roku.

"Przewidujemy, że do końca 2021 roku terminal osiągnie przepustowość 7,5 mld m sześc." - powiedział.

Spółka informowała wcześniej, że zamierza zwiększyć moc regazyfikacyjną terminala z 5 do 7,5 mld m sześc. gazu rocznie poprzez rozbudowę instalacji regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego w oparciu o dodatkowe dwa wymienniki ciepła typu SCV (ang. Submerged Combustion Vaporiser). (PAP Biznes)

epo/ sar/ osz/

Zgoda norweskiego ministerstwa nadzorującego wydobycie węglowodorów była ostatnim warunkiem potrzebnym do wejścia w życie umowy pomiędzy PGNiG Upstream Norway i Equinor zawartej 18 października 2018 r. Jej przedmiotem było nabycie 42,38 proc. udziałów w koncesji na złożu gazowo-kondensatowym Tommeliten Alpha na Morzu Północnym. Cena zakupu udziałów wynosi 220 mln USD.

"Kupno udziałów w złożu w istotny sposób zwiększy naszą produkcję w regionie, z którego gazociągiem Baltic Pipe planujemy przesyłać gaz do Polski. Projekt Tommeliten Alpha pozwala nam realizować strategię dywersyfikacji dostaw i jest atrakcyjny ekonomicznie" – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG przy okazji podpisania umowy pomiędzy PUN i Equinor.

PGNiG szacuje, że dzięki akwizycji udziałów w Tommeliten Alpha wolumen wydobycia gazu w Norwegii będzie wyższy o 0,5 mld m3 rocznie przez pierwsze sześć lat eksploatacji złoża. Ponadto złoże pozwoli PGNiG wydobyć około 500 tys. ton ropy naftowej i NGL w szczytowym roku produkcji.

Zgodnie z obecnymi planami rozpoczęcie wydobycia zakładane jest w 2024 roku.

Według danych Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego udokumentowane zasoby wydobywalne Tommeliten Alpha wynoszą 12,8 mld m3 gazu ziemnego, 5,9 mln m3 (ok. 5 mln ton) ropy naftowej i 0,5 mln ton NGL.

Łączne zasoby odpowiadające udziałowi, który zakupiło PGNiG, to ok. 52 mln boe. Spółka ocenia, że złoże charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów.

Operatorem na złożu jest ConocoPhilips (28,26 proc. udziałów), a partnerami Total (20,23 proc.) i Eni Norge (9,13 proc.). (PAP Biznes)

pr/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do Raportów Bieżących nr 51/2018 z dnia 18 października 2018 r. oraz 60/2018 z dnia 15 listopada 2018 r., informuje, że w dniu 17 grudnia 2018 r. powziął informację o spełnieniu warunku zawieszającego umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS udziałów w złożu Tommeliten Alpha od Equinor Energy AS w przedmiocie uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Metanowiec Hoegh Gallant przypłynie do Polski z ładunkiem około 65 tys. ton LNG, które po regazyfikacji dadzą prawie 90 mln m sześc. gazu. LNG pochodzi z USA i zostanie dostarczone przez brytyjską firmę Centrica LNG Company Limited na podstawie umowy spotowej zawartej przez biuro handlowe PGNiG w Londynie.

"Konsekwentnie budujemy zdywersyfikowany portfel kontraktów LNG – nie tylko pod względem kierunków dostaw, ale również długości obowiązywania umów. Dlatego, mimo podpisania kontraktów długoterminowych i średnioterminowych, nadal jesteśmy zainteresowani korzystnymi ofertami, jakie pojawiają się na rynku spot" – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG.

Czwartkowy transport LNG będzie trzecią dostawą spotową w tym roku i siódmą tego typu od początku działania terminalu w Świnoujściu. Do tej pory PGNiG sprowadziło do niego 45 ładunków LNG z Kataru, Norwegii i USA. Niezależnie od najnowszej transakcji spotowej, PGNiG odbiera od Centrica LNG Company Limited gaz skroplony na podstawie umowy pięcioletniej, zawartej w listopadzie 2017 r. Kontrakt przewiduje dostawę 9 ładunków LNG.

Sprowadzony przez PGNiG w pierwszych trzech kwartałach tego roku wolumen LNG wyniósł po regazyfikacji 1,96 mld m sześc., co stanowiło 18 proc. gazu kupionego przez spółkę za granicą. Rok wcześniej wartości te wynosiły odpowiednio – 1,33 mld m sześc. i 13 proc. (PAP Biznes)

pr/ gor/

PSE podały, że aukcja główna na rok dostaw 2022 zakończyła się w rundzie 7. z ceną zamknięcia 198,00 zł/kW/rok.

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2022 wynosi 10.580,056 MW.

Umowy mocowe zostały zawarte pod warunkiem zawieszającym do czasu ogłoszenia ostatecznych wyników aukcji przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.(PAP Biznes)

pel/

Przetarg został zorganizowany przez Ras Al Khaimah Petroleum Authority.

"W następstwie wyboru oferty PGNiG będzie zobowiązane do zawarcia porozumienia o poszukiwaniu i podziale produkcji (ang. Exploration and Production Sharing Agreement, EPSA) oraz wykonania prac poszukiwawczych w postaci akwizycji sejsmiki 3D oraz wierceń. W EPSA zdefiniowano trzy 2-letnie okresy poszukiwawcze z możliwością przedłużenia o 2-letni okres rozpoznawczy oraz 30-letni okres produkcji. Po każdym z okresów poszukiwawczych istnieje możliwość rezygnacji z udziałów w bloku pod warunkiem wypełnienia określonych w EPSA zobowiązań" - napisano w komunikacie.

Wartość zabezpieczeń dla każdego z okresów poszukiwawczych będzie wynosić ok. 7 mln USD.

"Zjednoczone Emiraty Arabskie to kolejny kraj, w którym będziemy rozwijać naszą działalność. To bardzo perspektywiczny rynek" – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG, cytowany w komunikacie prasowym.

Zgodnie ze statystykami OPEC udokumentowane zasoby ropy naftowej wynoszą w ZEA 98 mld baryłek, a gazu ziemnego – ponad 6 bilionów m3.

PGNiG zaznacza, że projekt, z uwagi na jego etap poszukiwawczy, obarczony jest ryzykiem braku odkrycia złoża węglowodorów.

Grupa kapitałowa PGNiG w ramach działalności poszukiwawczo-wydobywczej od ponad 11 lat jest obecna w Norwegii. Poprzez spółkę PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 20 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na szelfie Morza Północnego, a na dwóch z nich pełni rolę operatora. Spółka prowadzi tam produkcję węglowodorów z pięciu złóż oraz posiada udziały w dwóch innych będących w fazie zagospodarowania.

PGNiG od ponad 20 lat działa też w Pakistanie, gdzie zwiększa wydobycie gazu ziemnego i umacnia swoją pozycję na tamtejszym rynku. PGNiG eksploatuje w Pakistanie dwa złoża i zamierza prowadzić kolejne projekty poszukiwawczo-wydobywcze. Pakistański oddział spółki stopniowo rozbudowuje także miejscową infrastrukturę kopalnianą. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Przetarg został zorganizowany przez Ras Al Khaimah Petroleum Authority.

"W następstwie wyboru oferty PGNiG będzie zobowiązane do zawarcia porozumienia o poszukiwaniu i podziale produkcji (ang. Exploration and Production Sharing Agreement, EPSA) oraz wykonania prac poszukiwawczych w postaci akwizycji sejsmiki 3D oraz wierceń. W EPSA zdefiniowano trzy 2-letnie okresy poszukiwawcze z możliwością przedłużenia o 2-letni okres rozpoznawczy oraz 30-letni okres produkcji. Po każdym z okresów poszukiwawczych istnieje możliwość rezygnacji z udziałów w bloku pod warunkiem wypełnienia określonych w EPSA zobowiązań" - napisano w komunikacie.

Wartość zabezpieczeń dla każdego z okresów poszukiwawczych będzie wynosić ok. 7 mln USD.

PGNiG zaznacza, że projekt, z uwagi na jego etap poszukiwawczy, obarczony jest ryzykiem braku odkrycia złoża węglowodorów. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), powziął w dniu 6 grudnia 2018 r. informację, że oferta Spółki na objęcie udziałów w Bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich została wybrana jako najkorzystniejsza w rundzie przetargowej na udzielenie praw do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów, organizowanej przez Ras Al Khaimah Petroleum Authority.

W następstwie wyboru oferty PGNiG będzie zobowiązane do zawarcia porozumienia o poszukiwaniu i podziale produkcji (ang. Exploration and Production Sharing Agreement, "EPSA") oraz wykonania prac poszukiwawczych w postaci akwizycji sejsmiki 3D oraz wierceń. W EPSA zdefiniowano trzy 2-letnie okresy poszukiwawcze z możliwością przedłużenia o 2-letni okres rozpoznawczy oraz 30-letni okres produkcji. Po każdym z okresów poszukiwawczych istnieje możliwość rezygnacji z udziałów w bloku pod warunkiem wypełnienia określonych w EPSA zobowiązań. Wysokość zabezpieczeń dla każdego z okresów poszukiwawczych będzie wynosić ok. 7 mln dolarów amerykańskich.

Projekt, z uwagi na jego etap poszukiwawczy, obarczony jest ryzykiem braku odkrycia złoża węglowodorów.

Objęcie praw do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów stanowi jeden z elementów "Strategii GK PGNiG na lata 2017- 2022, z perspektywą do 2026 r." w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie, w celu zwiększenia zasobów i poziomu wydobycia węglowodorów PGNiG.

Publikacja informacji dot. złożenia oferty nabycia praw do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich została opóźniona w dniu 13 listopada 2018 roku do dzisiaj zgodnie z Art. 17 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 r. w sprawie nadużyć na rynku oraz uchylającego dyrektywę 2003/6/WE Parlamentu Europejskiego i Rady i dyrektywy Komisji 2003/124/WE, 2003/125/WE i 2004/72/WE.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Zakładamy, że zadłużenie wzrośnie do około 60 mld zł w latach 2019-21. To będzie głównie efekt akwizycji Unipetrolu i Lotosu" - powiedział Galbarczyk podczas konferencji "Credit Outlook 2019: European Energy, Oil & Gas, and Utilities".

Agencja Fitch spodziewa się, że 2018 rok będzie rokiem z największymi nakładami na inwestycje i akwizycje w sektorze, gdyż większość projektów albo jest kończona, albo jest na zaawansowanym etapie.

Fitch przewiduje, że do 2021 roku wydatki spółek na inwestycje i akwizycje będą spadać. Jak powiedział Galbarczyk, dotyczy to głównie PGE, Tauronu, Enei i Energi, których dźwignia finansowa jest wyższa. W przypadku PKN Orlen i PGNiG jest więcej miejsca na dodatkowe projekty inwestycyjne.

Galbarczyk zauważył, że PKN Orlen i PGNiG są teraz głównymi płatnikami dywidend w sektorze. W ocenie agencji, od 2020 roku spółki energetyczne wrócą do wypłaty dywidend, ale na niższych poziomach niż wcześniej.

"W przypadku Enei i Energi nie spodziewamy się dywidend, bo spółki będą budować Ostrołękę C" - powiedział dyrektor.

Poinformował, że projekt Ostrołęka C jest negatywny dla ratingów Enei i Energi, ale obecnie ryzyka są zmitygowane. Fitch zakłada m.in., że projekt zapewni sobie płatności z rynku mocy. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"PGNiG Obrót Detaliczny złożyło w listopadzie wniosek o zatwierdzenia nowej taryfy na 2019 rok dla odbiorców w gospodarstwach domowych" - podał URE.

Ostatni raz URE zatwierdził pod koniec lipca nową taryfę PGNiG Obrót Detaliczny. Według URE ceny gazu podwyższone zostały wówczas o 5,9 proc., a rachunki wzrosły średnio o 3,6 proc.

Spółka ma taryfy zatwierdzone do końca roku. (PAP Biznes)

map/ ana/

Globalna agencja indeksowa FTSE Russell przed rokiem ogłosiła decyzję o zmianie klasyfikacji Polski z emerging markets (krajów rozwijających się) do developed markets (krajów rozwiniętych). Reklasyfikacja polskiej giełdy do statusu rynku rozwiniętego przez FTSE Russell, a także włączenie polskich firm do indeksu Stoxx 600, weszły w życie 24 września.

Operator indeksów Deutsche Boerse Group włączył do Stoxx 600 spółki: PKO BP, Pekao, Orlen, PZU, Santander Bank Polska, CD Projekt, KGHM oraz LPP. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Podstawą opodatkowania specjalnym podatkiem węglowodorowym miał być zysk z działalności wydobywczej węglowodorów. Pobór podatku miał rozpocząć się w 2020 roku.

"Obecnie złoża łupkowe, jakie się znajdują na terytorium Polski, nie dają wystarczających możliwości ich gospodarczej eksploatacji. W konsekwencji nie zostało spełnione również kolejne założenie ustawodawcy, zgodnie z którym specjalny podatek węglowodorowy miał zapewniać budżetowi państwa odpowiedni udział w zyskach z tytułu wydobycia gazu łupkowego" - napisało MF w uzasadnieniu do projektu ustawy, posiłkując się danymi wynikającymi z analiz Ministerstwa Energii przekazanych resortowi finansów.

MF podaje, że obecnie według informacji Ministerstwa Środowiska na dzień 30 kwietnia 2017 r. obowiązuje w Polsce 20 koncesji na poszukiwanie gazu łupkowego. To oznacza, że w porównaniu ze stanem na 1 lipca 2013, tj. stanem jaki był oceniany na potrzeby Oceny Skutków Regulacji dla ustawy o podatku węglowodorowym, kiedy było wydanych w Polsce 108 koncesji, liczba obowiązujących koncesji spadła o 81 proc.

"Zauważalny jest także drastyczny spadek dynamiki wykonywania prac poszukiwawczo-rozpoznawczych za gazem z formacji łupkowych" - napisano. (PAP Biznes)

map/ pat/ gor/

PKO BP podpisał umowę z KIR dotyczącą możliwości korzystania z usługi "mojeID" przez jego klientów. PKO BP wspólnie z KIR pracuje nad pilotażowym wdrożeniem tej usługi, a PGNiG Obrót Detaliczny jest pierwszym podmiotem komercyjnym, który podpisał umowę jako dostawca usług.

Spółki podały, że usługa "mojeID" umożliwi klientom elektroniczne potwierdzanie tożsamości i łatwy dostęp do usług online, także tych wymagających silnego uwierzytelniania. W praktyce ma to oznaczać, że zawierając umowę on-line klient będzie przekierowany na stronę banku, gdzie po zalogowaniu zaakceptuje potwierdzenie swojej tożsamości przez bank podmiotowi trzeciemu (dostawcy usług).

"Celem współpracy PKO Banku Polskiego, PGNiG Obrót Detaliczny i KIR jest przyspieszenie procesów związanych z cyfryzacją gospodarki i zwiększenie udziału obrotu bezgotówkowego w krajowych rozliczeniach finansowych" - napisano w komunikacie.(PAP Biznes)

seb/ ana/

Podstawą opodatkowania specjalnym podatkiem węglowodorowym miał być zysk z działalności wydobywczej węglowodorów. Pobór podatku miał rozpocząć się w 2020 roku.

"Obecnie złoża łupkowe, jakie się znajdują na terytorium Polski, nie dają wystarczających możliwości ich gospodarczej eksploatacji. W konsekwencji nie zostało spełnione również kolejne założenie ustawodawcy, zgodnie z którym specjalny podatek węglowodorowy miał zapewniać budżetowi państwa odpowiedni udział w zyskach z tytułu wydobycia gazu łupkowego" - napisano.

MF podaje, że obecnie według informacji Ministerstwa Środowiska na dzień 30 kwietnia 2017 r. obowiązuje w Polsce 20 koncesji na poszukiwanie gazu łupkowego. To oznacza, że w porównaniu ze stanem na 1 lipca 2013, tj. stanem jaki był oceniany na potrzeby Oceny Skutków Regulacji dla ustawy o podatku węglowodowrowym, kiedy było wydanych w Polsce 108 koncesji, liczba obowiązujących koncesji spadła o 81 proc.

"Zauważalny jest także drastyczny spadek dynamiki wykonywania prac poszukiwawczo-rozpoznawczych za gazem z formacji łupkowych" - napisano. (PAP Biznes)

map/ asa/

Rząd przygotował projekt ustawy zmieniając termin powstania opodatkowania wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej na 1 stycznia 2019 z 1 stycznia 2020. Jednocześnie uchylono ustawę o specjalnym podatku węglowodorowym.

W OSR podano, że w 2019 roku MF spodziewa się wpływu z tego tytułu na poziomie 160 mln zł.

"Przyspieszenie momentu powstania obowiązku zapłaty podatku od wydobycia niektórych kopalin od gazu ziemnego i ropy naftowej skutkować będzie dodatkowymi wpływami do budżetu państwa już w 2019 r., a nie jak pierwotnie przewidywała ustawa od dnia 1 stycznia 2020 r." - napisano.

"Należy przy tym zaznaczyć, iż wysokość wpływów z tego podatku jest zależna od kilku zmiennych: kursu złotego do dolara, wielkości wydobycia, cen ropy naftowej i gazu ziemnego, w konsekwencji dane rdr mogą charakteryzować się pewną zmiennością (np. za 2016 r. do budżetu państwa wpłynęłoby ok. 120 mln zł, za 2017 r. ok. 160 mln zł)" - dodano.

Według danych MF zmiana dotyczyć będzie 5 podatników. (PAP Biznes)

map/ ana/

"Wodór jest przyszłością światowej energetyki w długookresowym horyzoncie czasowym. (...) Przy spalaniu mieszaniny gazu ziemnego z wodorem emitujemy mniej dwutlenku węgla, w efekcie czego paliwo jest bardziej przyjazne środowisku, a opłaty z tytułu emisji niższe" - powiedział, cytowany w komunikacie Łukasz Kroplewski, wiceprezes PGNiG ds. rozwoju.

Jak podano, przy realizacji projektu PGNiG współpracuje m.in. z Instytutem Nafty i Gazu.

"(...) Projekt ELIZA ma nam dać odpowiedź na pytanie, jak najefektywniej zmieszać gaz ziemny z wodorem, aby oba surowce nie straciły swoich właściwości jakościowych przy wtłaczaniu do magazynu i ich przechowywaniu" – powiedział, cytowany w komunikacie Grzegorz Rosłonek, dyrektor Centralnego Laboratorium Pomiarowo-Badawczego PGNiG.

Dodano, że spółka zamierza również korzystać z doświadczeń Japonii, która jest światowym liderem w rozwoju technologii wodorowych.

"Elektroliza polega na rozkładzie wody pod wpływem prądu elektrycznego na wodór i tlen. Energię elektryczną do tego procesu można pozyskać np. z wiatraków. Tlen powstały podczas elektrolizy byłby wypuszczany do atmosfery, a pozyskany wodór mógłby zostać zmagazynowany, a w przyszłości także wykorzystany na stacjach tankowania albo dodawany do sieci gazu ziemnego. Wykorzystanie wodoru w sieci gazowej w odpowiedniej ilości nie wpłynie na funkcjonowanie infrastruktury" - napisano. (PAP Biznes)

doa/ asa/

W związku z informacją Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa Spółki Akcyjnej (PGNiG S.A.) o podjęciu w dniu 29 października 2018 r. przez Zarząd oraz Radę Nadzorczą Spółki decyzji o wypłacie zaliczki na poczet dywidendy przewidywanej z zysku Spółki za 2018 r., Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. informuje, że zgodnie z przepisami § 91 Działu IV Szczegółowych Zasad Obrotu Giełdowego w systemie UTP, na sesję giełdową w dniu 23 listopada 2018 r. (pierwszy dzień notowania akcji PGNiG S.A. bez prawa do zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy) zmieniony zostaje kurs odniesienia oraz liczba akcji przypadająca na jeden kontrakt dla serii kontraktów na akcje PGNiG S.A. Kurs odniesienia zostaje zmieniony dla wszystkich serii tych kontraktów tj. serii o nazwach skróconych FPGNZ18, FPGNH19 oraz FPGNM19. Liczba akcji przypadająca na jeden kontrakt zostaje natomiast zmieniona dla serii kontraktów o nazwach skróconych FPGNZ18, oraz FPGNH19. Są to serie dla których po zakończeniu sesji w dniu 22 listopada 2018 r. była otwarta co najmniej jedna pozycja. Liczba akcji przypadająca na jeden kontrakt dla serii FPGNM19 pozostanie tym samym bez zmiany i nadal będzie wynosić 1000.

Kurs odniesienia na sesję w dniu 23 listopada 2018 r. oraz obowiązująca od tego dnia nowa liczba akcji przypadająca na jeden kontrakt będą następujące:

Zgodnie z przepisami § 91 ust. 4 Działu IV Szczegółowych Zasad Obrotu Giełdowego w systemie UTP wszystkie zlecenia maklerskie na ww. serie kontraktów terminowych przekazane na giełdę, a niezrealizowane do końca sesji w dniu 22 listopada 2018 r., stracą ważność po zakończeniu sesji w tym dniu.

Jednocześnie informujemy, że dla serii kontraktów terminowych na akcje PGNiG S.A., które będą wprowadzane do obrotu począwszy

od 27 grudnia 2018 r. (seria FPGNU19 i następne), liczba akcji przypadająca na jeden kontrakt wynosić będzie 1000. Oznacza to, że do czasu wygaśnięcia serii FPGNH19 w obrocie giełdowym znajdować się będą serie kontraktów terminowych na akcje PGNiG S.A. o różnej liczbie akcji przypadającej na jeden kontrakt.

kom zdz/

"Niewątpliwie nie możemy się spodziewać obniżki cen gazu. Natomiast staramy się to zrobić w maksymalnie komfortowy dla klientów sposób” - powiedział dziennikarzom Woźniak.

Aby taryfa zaczęła obowiązywać z początkiem 2019 r., Prezes URE powinien zatwierdzić ją w połowie grudnia br.

W środę PGNiG podało, że średnia cena gazu na towarowej Giełdzie Energii na rynku dnia następnego w 2018 r. wynosiła 100 zł za MWH i była o 30 proc. wyższa od analogicznego okresu roku 2017. (PAP)

wkr/ je/ gor/

"Z dużym prawdopodobieństwem spodziewamy się ogłoszenia wyroku sądu do końca 2018 roku" - powiedział podczas środowej konferencji prasowej prezes Woźniak.

Dodał, że w ostatnim czasie PGNiG przesłał kolejne dokumenty i analizy w tej sprawie.

"W naszej ocenie Trybunał ma wszystkie dokumenty i przesłanki do rozstrzygnięcia sporu cenowego. Zależy nam na jak najszybszym wyroku, mamy natomiast wrażenie, że drugiej stronie przeciwnie, że gra ona na czas" - powiedział Woźniak.

"Oceniamy, że to jest dla nas dobry sygnał" - dodał.

W czerwcu Trybunał Arbitrażowy ad hoc wydał wyrok częściowy w postępowaniu PGNiG przeciwko Gazpromowi w sprawie obniżenia ceny kontraktowej za gaz. Trybunał ustalił, że PGNiG złożył w listopadzie 2014 r. ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej. Kwestia ustalenia nowej ceny będzie rozstrzygnięta w dalszym postępowaniu. (PAP Biznes)

pr/ seb/ osz/

"Do końca 2018 roku uruchomimy jeszcze 17 wyspowych stacji regazyfikacji LNG, co da nam łącznie 20 takich stacji" - powiedział podczas środowej konferencji prasowej wiceprezes Woźniak.

"W ciągu trzech lat chcemy mieć 100 stacji LNG, co dawałoby nam większościowy udział w polskim rynku" - dodał.

Po trzech kwartałach 2018 roku wolumen dostaw LNG bez regazyfikacji do klientów końcowych wyniósł 19,13 tys. ton, co oznacza wzrost rdr o 6,1 proc.

Liczba autocystern LNG załadowanych w gazoporcie w Świnoujściu po dziewięciu miesiącach roku wyniosła 1094.

PGNiG rozwija też segment bunkrowań LNG. Łączny wolumen zbrunkrowanego LNG wyniósł 0,65 tys. ton, a liczba bunkrowań sięgnęła 36. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Łączna moc jednostek wytwórczych w grupie kapitałowej PGNiG zakontraktowana w ramach rynku mocy wynosi 989 MW.

Moc zakontraktowana na 2021 rok sięga 989 MW, moc na lata 2022-2027 wynosi 819,3 MW, a na lata 2028-2037 - 433,3 MW.

"Szacujemy, że łączne przychody z tego tytułu wyniosą w ciągu 20 lat 2,1 mld zł, co przełoży się też na lepszy wynik EBITDA. Trzeba jednak brać pod uwagę, że średniorocznie daje to przychody na poziomie około 200 mln zł, co oznacza, że przy naszych poziomach EBITDA ten wpływ będzie jednak tylko śladowy" - powiedział podczas środowej konferencji prasowej prezes Woźniak.

"Będziemy startować w kolejnych aukcjach rynku mocy, liczymy z tego tytułu na kolejne przychody" - dodał.

W ubiegły czwartek odbyła się pierwsza aukcja główna na rynku mocy, na rok dostaw 2021. PSE podało we wtorek, że cena zamknięcia w aukcji głównej na rynku mocy na rok 2021 wynosi 240,32 zł/kW/rok. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w trzecim kwartale 2018 roku wzrosła do 1,47 mld zł z 1,08 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 826 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 418 mln zł.

Skonsolidowane przychody w trzecim kwartale 2018 roku wyniosły 7,6 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 6,1 mld zł.

Narastająco od początku 2018 roku przychody grupy PGNiG wynoszą 28,5 mld zł, EBITDA 5,8 mld zł, EBIT 3,8 mld zł, a zysk netto 2,8 mld zł.

"Poprawa wyników GK PGNiG to przede wszystkim zasługa segmentu Poszukiwanie

i Wydobycie. Jego udział w EBITDA Grupy wyniósł na koniec września 68 proc., co jest w dużym stopniu efektem wysokich cen węglowodorów na światowych rynkach. Korzystamy z tego jako Grupa stale rozwijająca działalność upstream" – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG, cytowany w komunikacie prasowym spółki.

W ocenie prezesa również sam trzeci kwartał był dla spółki udany.

"Wysokie ceny węglowodorów pozytywnie wpłynęły na przychody ze sprzedaży ropy i gazu, szczególnie w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie. Wzrosły również wolumeny i przychody ze sprzedaży gazu w segmencie Obrót i Magazynowanie, a także wyniki sprzedaży energii elektrycznej w segmencie Wytwarzanie" - powiedział Piotr Woźniak.

Jednocześnie wzrosły koszty operacyjne grupy, które po trzech kwartałach sięgnęły 22,71 mld zł i były wyższe o 16 proc. niż rok wcześniej. Jest to przede wszystkim konsekwencją wysokich kosztów pozyskania gazu przez segment Obrót i Magazynowanie, co z kolei wynika z rosnących cen węglowodorów.

Na koniec trzeciego kwartału przepływy gotówkowe z działalności operacyjnej wyniosły 2,76 mld zł.

Poniżej wybrane skonsolidowane dane finansowe po trzech kwartałach 2018 roku i ich porównanie do wyników po trzech kwartałach 2017 roku.

POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody segmentu w trzecim kwartale wzrosły r/r o 46 proc., do 1,85 mld zł.

Przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu wyniosły 0,6 mld zł i były wyższe o 89 proc. w porównaniu z analogicznym okresem ubiegłego roku. Jest to efektem zarówno wyższego wolumenu sprzedaży (+23 proc. r/r), jak i wyższej średniej kwartalnej ceny surowca (+49 proc. r/r, cena wyrażona w złotych).

Wydobycie ropy naftowej i kondensatu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zwiększyło się o ponad 7 proc. r/r, do poziomu 118 tys. ton.

Przychody segmentu ze sprzedaży gazu wyniosły 1,08 mld zł i były wyższe o 37 proc. r/r, co jest konsekwencją rosnących cen błękitnego paliwa.

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

W trzecim kwartale segment zwiększył przychody o 29 proc. r/r, do 5,55 mld zł, na co złożyły się wyższy o 2 proc. wolumen sprzedanego gazu (5,50 mld m3) oraz wzrost cen paliwa.

Za wzrost wolumenu sprzedaży odpowiadały przede wszystkim dostawy do klientów PGNiG Supply & Trading (0,86 mld m3, +91 proc. r/r), a także do elektrowni i elektrociepłowni (0,53 mld m3, +51 proc. r/r). Średnia cena kontraktów na TGE ważona wolumenem była w III kwartale 2018 roku o 19 proc. wyższa niż przed rokiem.

Zwiększenie wolumenu dostaw i rosnące ceny pozyskania paliwa przyczyniły się do wzrostu kosztów operacyjnych segmentu do 6,02 mld zł, a więc o 32 proc. rok

do roku.

W trzecim kwartale 2018 roku GK PGNiG odebrała 5 dostaw gazu skroplonego o łącznym wolumenie 0,63 mld m3 po regazyfikacji. Oznacza to wzrost o 35 proc. rok do roku. Wszystkie dostawy zostały zrealizowane w ramach kontraktów długoterminowychz Qatargas.

DYSTRYBUCJA

Wyniki finansowe segmentu były zbliżone do ubiegłorocznych. Przychody ze sprzedaży wyniosły 1,08 mld zł. Wolumen dystrybuowanego gazu był nieznacznie mniejszy niż przed rokiem i wyniósł 1,95 mld m3 (-1 proc.), co było spowodowane przede wszystkim mniejszym zapotrzebowaniem na paliwo do celów grzewczych.

WYTWARZANIE

Dostarczony wolumen energii elektrycznej wyniósł 523 GWh i był o 28 proc. wyższy niż w trzecim kwartale 2017 roku, głównie w związku z rozruchem nowego bloku w EC Zofiówka.

Przychody z tytułu sprzedaży energii wzrosły r/r o 58 proc. do 0,11 mld zł. Jednocześnie o 15 proc., do 2,94 PJ, spadła sprzedaż ciepła, co było konsekwencją wyższych niż przed rokiem o 0,9 stopni C temperatur w kwartale.

Przychody ze sprzedaży ciepła zmniejszyły się r/r o 9 proc. i wyniosły 0,13 mld zł.

Na wyniki segmentu wpłynęła również rosnąca cena węgla kamiennego, czego efektem był wzrost kosztów operacyjnych o 12 proc. r/r, do 0,27 mld zł. Dynamika kosztów była jednak mniejsza niż przychodów ze sprzedaży, które wyniosły 0,3 mld zł i były wyższe niż przed rokiem o 15 proc.

Poniżej przedstawiamy wyniki finansowe grupy PGNiG w trzecim kwartale 2018 roku w podziale na segmenty operacyjne. Dane w mln zł.

(PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w trzecim kwartale 2018 roku wzrosła do 1,47 mld zł z 1,08 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 826 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 418 mln zł.

Skonsolidowane przychody w trzecim kwartale 2018 roku wyniosły 7,6 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 6,1 mld zł.

Narastająco od początku 2018 roku przychody grupy PGNiG wynoszą 28,5 mld zł, EBITDA 5,8 mld zł, EBIT 3,8 mld zł, a zysk netto 2,8 mld zł.

Poniżej wybrane skonsolidowane dane finansowe po trzech kwartałach 2018 roku i ich porównanie do wyników po trzech kwartałach 2017 roku.

(PAP Biznes)

pr/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

kuc/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do Raportu Bieżącego nr 51/2018 z dnia 18 października 2018 r., informuje, że w dniu 15 listopada 2018 r. spełniony został jeden z warunków zawieszających umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS udziałów w złożu Tommeliten Alpha od Equinor Energy AS ("Umowa") w przedmiocie zatwierdzenia przez Radę Nadzorczą PGNiG działań zmierzających do zawarcia Umowy.

O spełnieniu pozostałych warunków zawieszających Umowy, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii, PGNiG poinformuje w odrębnym raporcie.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Po dziewięciu miesiącach 2018 roku Grupa Azoty ma 7,2 mld zł przychodów (wzrost rdr o 2 proc.), 580 mln zł EBITDA (spadek rdr z 994 mln zł) oraz 59 mln zł zysku netto (mniej o 98 proc. rok do roku). W samym trzecim kwartale przychody grupy sięgnęły 2,33 mld zł, EBITDA wyniosła 44 mln zł, a strata netto 117 mln zł.

Spółka podała, że negatywny wpływ na jej wyniki od początku 2018 roku mają wzrosty cen surowców energetycznych (gaz, węgiel, energia elektryczna) oraz cen praw do emisji CO2.

W ciągu dziewięciu miesięcy 2018 roku wynik EBITDA został obniżony o 350 mln zł w stosunku do tego samego okresu 2017 roku z powodu wyższych cen gazu. Ujemny wpływ wyższych cen CO2 na EBITDA po 9 miesiącach wynosi w tym roku 50 mln zł. Wyższe ceny węgla kamiennego obniżyły wynik EBITDA o 50 mln zł, a ceny energii elektrycznej o 24 mln zł. Niekorzystnie wpływały też warunki pogodowe w pierwszym kwartale oraz wysokie stany magazynowe jako czynniki kształtujące ceny nawozów.

Wiceprezes Grupy Azoty oczekuje, że w czwartym kwartale ceny gazu powinny się obniżać, co zresztą już następuje w ostatnich tygodniach. Ceny gazu spadły z 27-28 euro/MWh do 23 euro/MWh.

"W większości krajów europejskich poziomy zapasów są bliskie 100 proc., w związku z tym spodziewamy się dalszych spadków cen gazu. Jest to związane z lepszą i cieplejszą pogodą niż się wszyscy spodziewali. Oczywiście jest możliwość, że przyjdą fale mrozów i tę sytuację zmienią, jednak na ten moment sytuacja jest taka, jakiej się spodziewaliśmy" - powiedział Łapiński.

"Jest naturalne, że przed nami zima i fale mrozów mogą nastąpić. Jeśli nie będą one długotrwałe, to dla cen gaz będzie dobrze. Ale to jest pogoda i trudno ją przewidywać" - dodał.

Prezes Grupy Azoty Wojciech Wardacki poinformował, że Grupa Azoty prowadzi rozmowy z PGNiG na temat renegocjacji umowy zakupu gazu. Dodaje, że chociaż jest ona ogólnie dla spółki korzystna i uchroniła ją przed jeszcze większymi wahaniami cen, do których doszło na rynku w 2018 roku, to jednak Grupa Azoty jako największy odbiorca gazu z PGNiG oczekuje lepszego dopasowania do aktualnych ofert na rynku.

"Prowadzimy rozmowy z PGNiG. Mamy nadzieję, że warunki umowy z PGNiG się poprawią, bo gazowa spółka powinna wziąć pod uwagę oferty, które są na rynku. Zależy nam, żeby warunki były jak najbardziej atrakcyjne. Liczymy, że PGNiG będzie nadal ciepło patrzył na swojego największego klienta" - powiedział Wardacki.

Przedstawiciele spółki zapewniają, że mogą też kupować gaz ziemny ze źródeł zewnętrznych, poza PGNiG, a także mogą zastępować gaz amoniakiem.

Wiceprezes Łapiński dodał, że Grupa Azoty stara się przerzucać rosnące koszty surowców na swoich odbiorców.

"Jeśli chodzi o nasze produkty, to ceny są podnoszone co miesiąc, na kolejne miesiące również przewidujemy zwyżkę cen, bo cały czas podążamy za kosztem gazu. Oczywiście naszymi głównymi odbiorcami są duzi dystrybutorzy, nie możemy zmieniać im cen z dnia na dzień" - powiedział.

W przypadku cen uprawnień do emisji CO2 Grupa Azoty wykorzystuje wahania do zakupów po niższych cenach.

"Mamy program regularnych zakupów CO2, kupujemy je non stop, mamy też zawarte transakcje forward na ten i kolejny rok. Ale wykorzystujemy też cofnięcia cen do dodatkowych zakupów i zamknięcia potrzebnych ilości na 2018 rok" - powiedział Łapiński.

"Przykładowo, gdy mieliśmy cofnięcie kursu z 27 do 15 USD/tonę, to zrobiliśmy zakupy po 15 USD/tonę" - dodał.

Z kolei zakupy trzeciego z istotnych surowców, czyli energii elektrycznej, Grupa Azoty dokonuje sukcesywnie na trzy lata do przodu.

"Około 30 proc. energii kupujemy dwa lata do przodu, a 50 do 100 proc. energii kupujemy rok do przodu. Wówczas mamy stałą cenę. Na przyszły rok mamy już prawie 100 proc. energii elektrycznej zakontraktowane" - powiedział wiceprezes.

Dodał, że średnioważony koszt zakupu energii elektrycznej na 2019 rok jest znacznie niższy niż obecne ceny na rynku, ponieważ dużą część zakupów Grupa Azoty przeprowadziła dwa-trzy lata temu, gdy koszty były dużo niższe. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Planujemy jeszcze dwie kolejne umowy na dostawy gazu LNG. Chcemy zbudować pełny portfel dostaw" - powiedział podczas konferencji prasowej Woźniak.

"Podpisujemy różne umowy na LNG z firmami z USA, one wszystkie mają jedną cechę wspólną - są 20-30 proc. tańsze niż obecnie kupowany gaz z Rosji" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ pel/

Umowa z Cheniere zakłada zakup przez spółkę i dostawy do terminalu LNG w Świnoujściu ilości: w latach 2019 – 2022: ok. 0,73 mld m3 gazu po regazyfikacji łącznie w całym okresie, a w latach 2023 - 2042 ok. 39 mld m3 gazu po regazyfikacji łącznie w całym okresie, tj. ok. 1,95 mld m3 gazu po regazyfikacji rocznie.

PGNiG podało, że dostawy będą realizowane w formule Delivery Ex-Ship.

"W ocenie zarządu PGNiG, warunki umowy z Cheniere, w tym konkurencyjna cena, są satysfakcjonujące w kontekście realizacji strategii grupy kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych" - napisano w komunikacie.

Podstawowymi terminalami załadunkowymi dla dostaw od Cheniere będą terminale skraplające Sabine Pass w Luizjanie oraz Corpus Christi w Teksasie, USA. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 8 listopada 2018 r. zawarto, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych, wiążącą umowę długoterminową sprzedaży / zakupu skroplonego gazu ziemnego ("LNG") z firmą Cheniere Marketing International, LLP ("Cheniere").

Umowa z Cheniere na zakup przez Spółkę i dostawy do Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu jako podstawowego terminalu odbiorczego LNG w ilości:

• w latach 2019 - 2022: ok. 0,73 mld m3 gazu po regazyfikacji łącznie w całym okresie;

• w latach 2023 - 2042: ok. 39 mld m3 gazu po regazyfikacji łącznie w całym okresie, tj. ok. 1,95 mld m3 gazu po regazyfikacji rocznie;

została zawarta na okres 24 lat. Dostawy będą realizowane w formule Delivery Ex-Ship.

W ocenie Zarządu PGNiG, warunki umowy z Cheniere, w tym konkurencyjna cena, są satysfakcjonujące w kontekście realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych.

Podstawowymi terminalami załadunkowymi dla dostaw od Cheniere będą terminale skraplające Sabine Pass w Luizjanie oraz Corpus Christi w Teksasie, USA.

Publikacja informacji dot. negocjacji i zamiaru zawarcia umowy na dostawy LNG z firmą Cheniere została opóźniona w dniu 24 września 2018 roku do dzisiaj zgodnie z Art. 17 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 r. w sprawie nadużyć na rynku oraz uchylającego dyrektywę 2003/6/WE Parlamentu Europejskiego i Rady i dyrektywy Komisji 2003/124/WE, 2003/125/WE i 2004/72/WE.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Gazprom poinformował, że eksport gazu do Europy w ciągu dziesięciu miesięcy tego roku wyniósł 164,1 mld m sześc. gazu, o 4,4 proc. więcej rdr. (PAP Biznes)

map/ ana/

Grupa PGNiG szacuje, że jej skonsolidowana raportowana EBITDA w trzecim kwartale 2018 roku wyniosła 1,469 mld zł wobec 1,079 mld zł przed rokiem. Średnia prognoz analityków ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła 1,548 mld zł.

"Wyniki są rozczarowujące, szczególnie jeżeli chodzi o segment obrotu. Wiele wskazuje na to, że na sprzedaży cennikowej, przy tak mocnym wzroście cen spotowych gazu, grupa nie była w stanie przerzucić wyższych kosztów na klientów" - powiedział PAP Biznes Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku.

"Myślę, że w kolejnych kwartałach to zostanie odrobione" - dodał.

Spółka podała, że EBITDA w segmencie poszukiwanie i wydobycie wyniosła w trzecim kwartale 1,376 mld zł (wobec 798 mln zł rok wcześniej), w segmencie obrót i magazynowanie minus 469 mln zł (minus 279 mln zł rok wcześniej), w dystrybucji 579 mln zł (581 mln zł rok wcześniej), a w wytwarzaniu 35 mln zł (22 mln zł rok wcześniej).

W opinii Łukasza Prokopiuka, analityka DM BOŚ, wstępne wyniki PGNiG na poziomie EBITDA i skorygowanej EBITDA są zbieżne z oczekiwaniami, ewentualnie lekko poniżej prognoz.

"Trzeba jednak pamiętać, że były odpisy, których albo w ogóle nie uwzględniliśmy (saldo zmiany stanu odpisów aktualizujących majątek trwały wpłynęło dodatnio na wynik w kwocie 139 mln zł) lub takie, które są bardzo zmienne i trudno przewidywalne (odwierty negatywne i sejsmika wpłynęły na wynik w kwocie minus 165 mln zł)" - powiedział PAP Biznes Łukasz Prokopiuk.

"Po skorygowaniu tych odpisów okaże się, że EBITDA jest zbieżna z naszymi oczekiwaniami, może marginalnie poniżej. Również publikowane niedawno przez spółkę dane wolumenowe były zgodne z naszymi oczekiwaniami" - dodał.

Analityk DM BOŚ ocenia, że giełdowi inwestorzy raczej neutralnie przyjmą przedstawione przez PGNiG szacunkowe wyniki kwartalne.

"Podobnie, jak w przypadku publikowanych w ostatnich dniach wynikach innych spółek energetycznych, ważniejsze przy obecnej sytuacji rynkowej są czynniki zewnętrzne, związane z koniunkturą na globalnych rynkach i cenami surowców" - powiedział Łukasz Prokopiuk.

Zysk netto grupy w tym okresie wyniósł - według szacunków - 552 mln zł wobec 367 mln zł rok wcześniej. Konsensus PAP Biznes, na podstawie prognoz dziewięciu biur maklerskich, wynosił 643,4 mln zł.

Zysk operacyjny, według szacunków, wyniósł 826 mln zł wobec 418 mln zł rok wcześniej. Analitycy ankietowani przez PAP Biznes prognozowali wynik na poziomie 875,6 mln zł.

Szacunkowe przychody PGNiG wyniosły 7,595 mld zł wobec 6,034 mld zł przed rokiem. Średnia oczekiwań analityków wynosiła 7,69 mld zł.

Po trzech kwartałach 2018 roku wynik EBITDA grupy wyniósł 5,769 mld zł, czyli był o 9,8 proc. wyższy niż rok wcześniej. Konsensus PAP Biznes zakłada, że w całym 2018 roku spółka wypracuje 7,66 mld zł zysku, o 16,4 proc. więcej niż w 2017 roku.

Przychody grupy od początku 2018 roku wyniosły 28,48 mld zł i są o 14,9 proc. wyższe niż w analogicznym okresie poprzedniego roku. (PAP Biznes)

pr/ kuc/ gor/

Spółka podała, że EBITDA w segmencie poszukiwanie i wydobycie wyniosła 1,376 mld zł, w segmencie obrót i magazynowanie minus 469 mln zł, w dystrybucji 579 mln zł, a w wytwarzaniu 35 mln zł.

Zysk netto grupy w tym okresie wyniósł - według szacunków - 552 mln zł wobec 367 mln zł rok wcześniej. Konsensus PAP Biznes, na podstawie prognoz dziewięciu biur maklerskich, wynosił 643,4 mln zł.

"W III kwartale 2018 r. spisane odwierty negatywne i sejsmika wpłynęły na wynik w kwocie -165 mln zł (-54 mln zł w III kwartale 2017 r.), natomiast saldo zmiany stanu odpisów aktualizujących majątek trwały wpłynęło na wynik w kwocie +139 mln zł (+40 mln zł w III kwartale 2017 r." - podano w komunikacie.

Szacunkowe przychody PGNiG wyniosły 7,595 mld zł wobec 6,034 mld zł przed rokiem. Średnia oczekiwań analityków wynosiła 7,69 mld zł. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu nr 55/2018 z dnia 22 października 2018 roku, przekazuje wstępne skonsolidowane wyniki finansowe w III kwartale oraz za 9 miesięcy 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Jak podała spółka, zaliczka na poczet przewidywanej dywidendy nie przekracza połowy zysku finansowego za I półrocze 2018 r., powiększonego o kapitały rezerwowe i pomniejszonego o niepokryte straty.

Zaliczką objętych będzie 5.778.314.857 akcji spółki. Oznacza to wypłatę zaliczki w wysokości 0,07 zł na akcję.

Dodatkowo, zarząd PGNiG wyznaczył dzień ustalenia prawa akcjonariuszy do zaliczki na 26 listopada, a dzień jej wypłaty na 3 grudnia 2018 r.

29 października 2018 r. rada nadzorcza PGNiG wyraziła zgodę na wypłatę zaliczki. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że dzisiaj Zarząd podjął decyzję o wypłacie akcjonariuszom zaliczki w kwocie 404 482 039,99 zł na poczet przewidywanej dywidendy z zysku Spółki za 2018 r.

Zgodnie z Art. 349 Kodeksu spółek handlowych oraz Art. 22c Statutu Spółki, zaliczka na poczet przewidywanej dywidendy nie przekracza połowy zysku finansowego za I półrocze 2018 r. wykazanego w zbadanym przez biegłego rewidenta sprawozdaniu finansowym za okres zakończony 30 czerwca 2018 r., powiększonego o kapitały rezerwowe i pomniejszonego o niepokryte straty.

Zaliczką objętych będzie 5.778.314.857 akcji Spółki. Oznacza to wypłatę zaliczki w wysokości 0,07 zł na akcję.

Dodatkowo, Zarząd PGNiG wyznaczył:

a) dzień ustalenia prawa akcjonariuszy do zaliczki na 26 listopada 2018 r.

b) dzień wypłaty zaliczki na 3 grudnia 2018 r.

W dniu 29 października 2018 r. Rada Nadzorcza Spółki wyraziła zgodę na wypłatę zaliczki.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 29 października 2018 roku Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego zarejestrował zmiany Statutu PGNiG przyjęte Uchwałą nr 3/2018 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG z dnia 22 października 2018 roku, o których Spółka informowała Raportem Bieżącym Nr 53/2018.

Z dniem 29 października 2018 roku poniższe zmiany w statucie zostały zarejestrowane:

1) W § 22 ust.2 po pkt 12 dodaje się pkt 13, o następującym brzmieniu:

Decyzja o wypłacie akcjonariuszom zaliczki, o której mowa w § 22 c ust. 1.

2) Po § 22 b dodaje się § 22 c, o następującym brzmieniu:

1. Zarząd jest uprawniony do wypłaty akcjonariuszom zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy na koniec roku obrotowego, jeżeli Spółka posiada środki wystarczające na wypłatę. Wypłata zaliczki wymaga zgody Rady Nadzorczej, o której mowa w § 33 ust.2 pkt 10.

2. Spółka może wypłacić zaliczkę, o której mowa w ust. 1, jeżeli jej zatwierdzone sprawozdanie finansowe za poprzedni rok obrotowy wykazuje zysk. Zaliczka może stanowić najwyżej połowę zysku osiągniętego od końca poprzedniego roku obrotowego, wykazanego w sprawozdaniu finansowym, zbadanym przez biegłego rewidenta, powiększonego o kapitały rezerwowe utworzone z zysku, którymi w celu wypłaty zaliczek może dysponować Zarząd, oraz pomniejszonego o niepokryte straty i akcje własne.

3. O planowanej wypłacie zaliczek Zarząd ogłosi co najmniej na cztery tygodnie przed rozpoczęciem wypłat, podając dzień, na który zostało sporządzone sprawozdanie finansowe, wysokość kwoty przeznaczonej do wypłaty, a także dzień, według którego ustala się uprawnionych do zaliczek. Dzień ten powinien przypadać w okresie siedmiu dni przed dniem rozpoczęcia wypłat.

3) W § 33 ust.2 po pkt 9 dodaje się pkt 10, o następującym brzmieniu:

wypłatę zaliczki, o której mowa w § 22 c ust. 1.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Projektowana ustawa uchyla ustawę z dnia 25 lipca 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym, jednocześnie zmieniając termin powstania opodatkowania wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej na podstawie przepisów ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin" - napisano.

"Uchylenie ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym jest uzasadnione niespełnieniem założenia, które legło u podstaw jej przyjęcia stanowiącego, że podatek węglowodorowy będzie zapewniał budżetowi państwa odpowiedni udział w zyskach z tytułu wydobycia gazu łupkowego. Wbrew prognozom nie nastąpił w Polsce rozwój wydobycia gazu łupkowego, podstawowym źródłem tego surowca pozostają konwencjonalne złoża gazu ziemnego. Obecnie złoża łupkowe, jakie się znajdują na terytorium Polski, nie dają wystarczających możliwości ich gospodarczej eksploatacji" - dodano.

Proponowane w projekcie rozwiązane prawne zakłada utratę mocy przez ustawę o specjalnym podatku węglowodorowym.

"Jednocześnie nastąpi przesunięcie z dnia 1 stycznia 2020 r. na dzień 1 stycznia 2019 r. terminu zapłaty podatku od wydobycia niektórych kopalin z tytułu wydobywania przez podatników wydobywających gaz ziemny i ropę naftową" - dodano. (PAP Biznes)

map/ asa/

Woźniak pytany był w TVP Info, czy w związku z dywersyfikacją dostaw gazu do Polski można teraz negocjować z Rosjanami cenę zakupu gazu.

"Nie będzie takiej potrzeby. Jest element w tych kontraktach gazowych taki, który się bardzo słabo wycenia. My go nazywamy ryzykiem głównym, czy przerwania dostaw bez powodu" - odpowiedział Woźniak.

Powiedział, że ze strony Gazpromu i Gazpromexportu, czyli rosyjskich dostawców, były takie przerwy.

"Od 2004 r. doliczyliśmy się siedmiu przerw, które były kompletnie nieuzasadnione. Bo przyczyny przerwania dostaw nie leżały zupełnie po naszej stronie, tylko po stronie dostawcy. Nie możemy sobie na takie ryzyko pozwolić" - poinformował Woźniak.

Zaznaczył, że Polska ma bardzo dobrze rozwinięty przemysł, w gaz zaopatrywane jest 7,5 mln gospodarstw domowych. "Nie możemy sobie pozwalać na przerwy, które są podyktowane kaprysem albo polityczną motywacją" - podkreślił.

Pytany był też o postępowanie przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie między PGNiG a Gazpromem.

"Pierwszy tzw. częściowy wyrok otrzymaliśmy w czerwcu br. On jest na naszą korzyść jak najbardziej. Przydaje nam pełne prawo żądania poprawy warunków przede wszystkim cenowych i skorzystamy z tego. Ja mam nadzieję, że ostateczny wyrok będzie jeszcze w tym roku i wtedy rzeczywiście, na mocy postanowienia Trybunału, będziemy mogli, będziemy próbowali wykonać ten wyrok i doprowadzić do obniżenia ceny gazu rosyjskiego, która jest dla nas, dla naszego rynku bardzo wysoka, w porównaniu z całą Europą" - powiedział.

Na pytanie o to, czy cena gazu pójdzie w górę i czy będzie utrzymana stabilność dostaw, Woźniak odpowiedział: "Jeżeli pójdzie w górę to niewiele. Stabilność dostaw - tak. Jesteśmy za to odpowiedzialni i to - chciał nie chciał - musimy gwarantować, mamy to w statucie spółki".

"Natomiast co do ceny, to (...) muszę powiedzieć jedno: my się staramy być jak najbardziej konkurencyjnymi. Jeżeli dojdzie do wyroku Trybunału, który warunki dostaw sprowadzi z nieba na ziemię, czyli, krótko mówiąc, obniży cenę, to my też będziemy mieli pole do tego, żeby cenę obniżać" - dodał szef PGNiG.

Zaznaczył, że gaz rosyjski jest kupowany nie z powodu ograniczeń infrastrukturalnych związanych np. z tym, że nie powstał jeszcze rurociąg Baltic Pipe, albo z tym, że nie zawarliśmy w dostatecznej ilości kontraktów na LNG, ale dlatego, że kontrakt rosyjski jest obarczony klauzulą "take or pay". Oznacza to, że tak trzeba za ten gaz zapłacić niezależnie od tego, czy go się bierze, czy nie.

Zdaniem Woźniaka, jeżeli Trybunał Arbitrażowy orzeknie, że trzeba obniżyć cenę gazu z Rosji, to cena ta "powinna pójść w dół". "Mamy wtedy do tego wszelkie przesłanki" - dodał.

Pytany był także o to, co się dzieje z polskim gazem łupkowym. "To stanęło ze względu na koszty" - wyjaśnił szef PGNiG. (PAP)

mmu/ je/ asa/

W komunikacie podano, że PGNiG Upstream Norway zakończył wiercenie otworu rozpoznawczego i wykonał badania geofizyczne.

"W wyniku przeprowadzonego testu produkcyjnego uzyskano maksymalny przypływ gazu na poziomie 570 tysięcy m sześc. na dobę. Dodatkowo otrzymano przypływ kondensatu w wysokości 80 m sześc. na dobę" - podano w komunikacie.

"Na dalszym etapie prac, do listopada 2019 roku, zostanie przygotowany Projekt Zagospodarowania Złoża. Koncepcja przewiduje transport gazu tą samą trasą, co gaz wydobywany ze złoża Skarv. Tym samym produkcja uzupełniłaby dostawy dla gazociągu Baltic Pipe po 2022 roku" - dodano.

Złoże gazowo–kondensatowe Fogelberg znajduje się na Morzu Norweskim w obrębie koncesji PL433. Złoże zostało odkryte w 2010 roku odwiertem poszukiwawczym operowanym przez firmę Centrica Resources (Norge) AS. (PAP biznes)

sar/ asa/

Od początku roku grupa sprzedała łącznie 20,46 mld m sześc. gazu wobec 18,76 mld m sześc. w analogicznym okresie 2017 roku.

Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale wyniosło 1,1 mld m sześc. wobec 1,12 mld m sześc. rok wcześniej. Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,32 mld m sześc. gazu wobec 3,49 mld m sześc. rok wcześniej.

Import z kierunku wschodniego wyniósł 2,36 mld m sześc. wobec 1,89 mld m sześc. rok wcześniej.

"Wzrost wolumenu importu z kierunku wschodniego w III kwartale wynika z przyjętej na 2018 r. strategii zarządzania portfelem kontraktów importowych. Coroczne strategie mogą przekładać się na wahania w ujęciu kwartał do kwartału. Jednak przewidywany wolumen importu z kierunku wschodniego na koniec 2018 r. nie ulegnie znaczącej zmianie w porównaniu z rokiem 2017" - podała spółka w komunikacie.

Od początku roku wydobycie gazu przez PGNiG wyniosło 3,35 mld m sześc., tyle samo co okresie I-III kw. ubiegłego roku. Od stycznia do września łączny import gazu wyniósł 10,58 mld m sześc. (wobec 10,04 mld m sześc. rok wcześniej), a import z kierunku wschodniego wyniósł 7,94 mld m sześc. (wobec 7,12 mld m sześc. rok wcześniej).

Wolumen dystrybucji gazu w trzecim kwartale wyniósł 1,95 mld m sześc. i był nieco niższy niż przed rokiem, kiedy wyniósł 1,97 mld m sześc. W ciągu trzech kwartałów tego roku PGNiG rozdystrybuowało 8,31 mld m sześc. gazu ziemnego, o 0,4 mld m sześc. mniej niż w analogicznym okresie 2017 roku.

W trzecim kwartale PGNiG wydobyło 319,5 tys. ton ropy naftowej (312,6 tys. ton rok wcześniej), z czego 117,7 tys. ton wydobyto w ramach działalności spółki PGNiG Upstream Norway (110 tys. ton przed rokiem).

Wolumen sprzedaży ciepła przez grupę w III kw. to 2,94 petadżule (PJ) podczas gdy rok wcześniej grupa sprzedała 3,48 PJ. (PAP Biznes)

kuc/ sar/ ana/

Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale wyniosło 1,1 mld m sześc. wobec 1,12 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,32 mld m sześc. gazu wobec 3,49 mld m sześc. rok wcześniej. Import z kierunku wschodniego wyniósł 2,36 mld m sześc. wobec 1,89 mld m sześc. rok wcześniej. (PAP Biznes)

kuc/ sar/ ana/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje szacunkowe, wybrane dane operacyjne za III kwartał oraz 9 miesięcy 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 70 pkt 3 Ustawy o ofercie - WZA lista powyżej 5 %

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") podaje listę akcjonariuszy posiadających, co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 22 października 2018 roku wraz z określeniem liczby głosów przysługujących każdemu z nich z posiadanych akcji i wskazaniem ich procentowego udziału w liczbie głosów na tym Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu oraz w ogólnej liczbie głosów.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Zarząd jest uprawniony do wypłaty akcjonariuszom zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy na koniec roku obrotowego, jeżeli spółka posiada środki wystarczające na wypłatę" - podano w uchwale.

Zgodnie ze zmianą statutu wypłata zaliczki będzie wymagać zgody rady nadzorczej.

Spółka podała, że zaliczka może stanowić najwyżej połowę zysku osiągniętego od końca poprzedniego roku obrotowego, wykazanego w sprawozdaniu finansowym, zbadanym przez biegłego rewidenta, powiększonego o kapitały rezerwowe utworzone z zysku, którymi w celu wypłaty zaliczek może dysponować zarząd oraz pomniejszonego o niepokryte straty i akcje własne. (PAP Biznes)

sar/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści uchwał, które zostały podjęte przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG zwołane na dzień 22 października 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA informuje o zmianie terminu przekazania do publicznej wiadomości skonsolidowanego raportu kwartalnego za III kwartał 2018 roku na dzień 21 listopada 2018 roku.

Pierwotna data publikacji tego raportu była ustalona na dzień 14 listopada 2018 roku, zgodnie z informacją przekazaną raportem bieżącym nr 10/2018 z dnia 30 stycznia 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

PGNiG podał w czwartek, że podpisał umowę zakupu udziałów w koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym od Equinor Energy AS za 220 mln USD. Spółka przewiduje, że złoże pozwoli zwiększyć produkcję gazu ziemnego o ponad 0,5 mld m sześc. rocznie w ciągu pierwszych 6 lat produkcji, a w ciągu następnych lat średnio o 0,3 mld m sześc.

"To jest bardzo dobra wiadomość, to krok do realizacji długoterminowej strategii PGNiG i Polski. Produkcja gazu i ropy naftowej na szelfie norweskim ma fundamentalne znaczenie dla trwałości istnienia tej spółki" - powiedział dziennikarzom Naimski w kuluarach Ogólnopolskiego Szczytu Gospodarczego w Siedlcach.

Dodał, że PGNiG dysponuje dużą liczbą koncesji na szelfie norweskim i zwiększa tam produkcję.

"To element planu budowy gazociągu Baltic Pipe. Będzie on zasilany przez PGNiG z własnej produkcji, jak i z zakupów. Im więcej PGNiG będzie miał gazu ze swojej produkcji, tym bardziej będzie ten projekt ekonomicznie uzasadniony i korzystny" - powiedział Naimski.

Pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej wskazał, że w przygotowywanej strategii energetycznej udział węgla spadnie do 50 proc. z 80 proc. obecnie w perspektywie 25-30 lat.

"Przy czym zapotrzebowanie na energię w Polsce będzie rosło w przewidywalnej perspektywie. Będziemy musieli uzupełniać węgiel innymi źródłami energii. Wydobycie węgla w okresie 20-30 lat będzie na stałym podobnym do obecnego poziomie" - powiedział Naimski. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"To prawdopodobnie ostatnie nasze zakupy w Norwegii w tym roku. Ten zakup zwiększa nam wydobywalne zasoby gazu od 2024 roku o 0,5 mld m sześc., a wielokrotnie deklarowaliśmy 2,5 mld m sześc. z tamtego regionu, więc z prostego rachunku wynika, że będziemy chcieli dokonywać kolejnych akwizycji, ale nie w tym roku" - powiedział dziennikarzom wiceprezes.

W czwartek PGNiG poinformował o podpisaniu przez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway umowy zakupu za 220 mln USD udziałów w koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym od Equinor Energy AS.

PGNIG podał, że umowa obejmuje zakup 30 proc. udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38 proc. udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Operatorem złoża jest ConocoPhillips Norway AS (udział 28,26 proc.), a pozostałymi partnerami na koncesji są Total (udział 20,23 proc.) oraz Eni Norge (udział 9,13 proc.)

Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Ekofisk. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego udokumentowane zasoby wydobywalne to: 12,8 mld m sześc. gazu ziemnego, 5,9 mln m sześc. ropy naftowej (około 5 mln ton) i 0,5 mln ton NGL. Zgodnie z tymi danymi łączne zasoby odpowiadające udziałom zakupionym przez PUN od Equinor Energy AS wynoszą ok. 52 mln boe.

Złoże Tommeliten Alpha charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do prowadzenia dalszych poszukiwań złóż.

Spółka przewiduje, że złoże pozwoli zwiększyć produkcję gazu ziemnego Grupy PGNiG o ponad 0,5 mld m sześc. rocznie w ciągu pierwszych 6 lat produkcji, a w ciągu następnych lat średnio o 0,3 mld m sześc. Ponadto złoże Tommeliten Alpha pozwoli PGNiG wydobyć około 500 tys. ton ropy naftowej i NGL w szczytowym roku produkcji. Zgodnie z danymi operatora, produkcja będzie kontynuowana przez okres ponad 20 lat. Zakłada się, że wyprodukowany gaz zostanie skierowany do gazociągu Baltic Pipe, gdzie PGNiG dokonało długoterminowej rezerwacji przepustowości.

Zgodnie z obecnymi planami rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 roku poprzez podłączenie złoża do istniejącej infrastruktury produkcyjnej złoża Ekofisk.

Umowa zakupu udziałów w złożu Tommeliten Alpha została zawarta pod zwykłymi warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii oraz zgody Rady Nadzorczej PGNiG SA.

PGNiG Upstream Norway posiada obecnie udziały w 20 koncesjach poszukiwawczo–wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na dwóch z nich pełni rolę operatora. PGNiG rozpoczęło działalność w Norwegii w 2007 roku. Wielkość zasobów wydobywalnych Grupy PGNiG w Norwegii to obecnie 83 mln boe (zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego, stan na 1 stycznia 2018 roku). Zgodnie ze swoją strategią, Grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

pr/ pel/ osz/

"Kupno udziałów w złożu Tommeliten Alpha ma dla PGNiG duże znaczenie. Przede wszystkim w istotny sposób zwiększy naszą produkcję w regionie, z którego gazociągiem Baltic Pipe planujemy przesyłać gaz do Polski. Dzięki tej transakcji wchodzimy do elitarnego grona firm, które prowadzą wydobycie z obszaru Ekofisk, gdzie znajduje się jedno z największych złóż węglowodorów w Europie. Projekt Tommeliten Alpha pozwala nam realizować strategię dywersyfikacji dostaw i jest atrakcyjny ekonomicznie, a to dobra wiadomość dla akcjonariuszy" – powiedział cytowany w komunikacie prasowym Piotr Woźniak, prezes PGNiG.

"Zakup nowych aktywów w Norwegii stanowi naturalny kierunek inwestycyjny dla Grupy PGNiG. To perspektywiczny obszar, w którym zdobyliśmy już doświadczenie jako aktywny udziałowiec i operator w projektach poszukiwania i wydobycia węglowodorów. Dotychczas poczynione inwestycje zapewniają PGNiG Upstream Norway pozytywne i stabilne wyniki finansowe, przy relatywnie niskim poziomie ryzyka" – dodał.

PGNIG podał, że umowa obejmuje zakup 30 proc. udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38 proc. udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Operatorem złoża jest ConocoPhillips Norway AS (udział 28,26 proc.), a pozostałymi partnerami na koncesji są Total (udział 20,23 proc.) oraz Eni Norge (udział 9,13 proc.)

Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Ekofisk. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego udokumentowane zasoby wydobywalne to: 12,8 mld m sześc. gazu ziemnego, 5,9 mln m sześc. ropy naftowej (około 5 mln ton) i 0,5 mln ton NGL. Zgodnie z tymi danymi łączne zasoby odpowiadające udziałom zakupionym przez PUN od Equinor Energy AS wynoszą ok. 52 mln boe.

"Złoże Tommeliten Alpha charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do prowadzenia dalszych poszukiwań złóż" - napisano w komunikacie.

Spółka przewiduje, że złoże pozwoli zwiększyć produkcję gazu ziemnego Grupy PGNiG o ponad 0,5 mld m sześc. rocznie w ciągu pierwszych 6 lat produkcji, a w ciągu następnych lat średnio o 0,3 mld m sześc. Ponadto złoże Tommeliten Alpha pozwoli PGNiG wydobyć około 500 tys. ton ropy naftowej i NGL w szczytowym roku produkcji. Zgodnie z danymi operatora, produkcja będzie kontynuowana przez okres ponad 20 lat. Zakłada się, że wyprodukowany gaz zostanie skierowany do gazociągu Baltic Pipe, gdzie PGNiG dokonało długoterminowej rezerwacji przepustowości.

Zgodnie z obecnymi planami rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 roku poprzez podłączenie złoża do istniejącej infrastruktury produkcyjnej złoża Ekofisk.

Umowa zakupu udziałów w złożu Tommeliten Alpha została zawarta pod zwykłymi warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii oraz zgody Rady Nadzorczej PGNiG SA.

PGNiG Upstream Norway posiada obecnie udziały w 20 koncesjach poszukiwawczo–wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na dwóch z nich pełni rolę operatora. PGNiG rozpoczęło działalność w Norwegii w 2007 roku. Wielkość zasobów wydobywalnych Grupy PGNiG w Norwegii to obecnie 83 mln boe (zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego, stan na 1 stycznia 2018 roku). Zgodnie ze swoją strategią, Grupa PGNiG planuje zwiększyć wydobycie gazu ze złóż w Norwegii do 2,5 mld m sześc. rocznie po 2022 roku. (PAP Biznes)

epo/ osz/

"To prawdopodobnie ostatnie nasze zakupy w Norwegii w tym roku. Ten zakup zwiększa nam wydobywalne zasoby gazu od 2024 roku o 0,5 mld m sześc., a wielokrotnie deklarowaliśmy 2,5 mld m sześc. z tamtego regionu, więc z prostego rachunku wynika, że będziemy chcieli dokonywać kolejnych akwizycji, ale nie w tym roku" - powiedział dziennikarzom wiceprezes. (PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

"Umowa obejmuje zakup 30 proc. udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38 proc. udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Operatorem złoża jest ConocoPhillips Norway AS (udział 28,26 proc.), a pozostałymi partnerami na koncesji są Total (udział 20,23 proc.) oraz Eni Norge (udział 9,13 proc.)" - napisano w komunikacie.

"Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Ekofisk. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego udokumentowane zasoby wydobywalne to: 12,8 mld m sześc. gazu ziemnego, 5,9 mln m sześc. ropy naftowej (około 5 mln ton) i 0,5 mln ton NGL. Zgodnie z tymi danymi łączne zasoby odpowiadające udziałom zakupionym przez PUN od Equinor Energy AS wynoszą ok. 52 mln boe. Złoże Tommeliten Alpha charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do prowadzenia dalszych poszukiwań złóż" - dodano.

Spółka przewiduje, że złoże pozwoli zwiększyć produkcję gazu ziemnego Grupy PGNiG o ponad 0,5 mld m sześc. rocznie w ciągu pierwszych 6 lat produkcji, a w ciągu następnych lat średnio o 0,3 mld m sześc. Ponadto złoże Tommeliten Alpha pozwoli PGNiG wydobyć około 500 tys. ton ropy naftowej i NGL w szczytowym roku produkcji. Zgodnie z danymi operatora, produkcja będzie kontynuowana przez okres ponad 20 lat. Zakłada się, że wyprodukowany gaz zostanie skierowany do gazociągu Baltic Pipe, gdzie PGNiG dokonało długoterminowej rezerwacji przepustowości.

Zgodnie z obecnymi planami rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 roku poprzez podłączenie złoża do istniejącej infrastruktury produkcyjnej złoża Ekofisk.(PAP Biznes)

epo/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A ("PGNiG", "Spółka", "Emitent") informuje, że w dniu 18 października 2018 r. Zarząd PGNiG Upstream Norway AS ("PUN") - spółki zależnej Emitenta - zawarł umowę zakupu udziałów w koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym od Equinor Energy AS ("Umowa").

Umowa obejmuje zakup 30% udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38% udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Operatorem złoża jest ConocoPhillips Norway AS (udział 28,26%), a pozostałymi partnerami na koncesji są Total (udział 20,23%) oraz Eni Norge (udział 9,13%).

Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Ekofisk. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego udokumentowane zasoby wydobywalne to: 12,8 mld m3 gazu ziemnego, 5,9 mln m3 ropy naftowej (około 5 mln ton) i 0,5 mln ton NGL. Zgodnie z tymi danymi łączne zasoby odpowiadające udziałom zakupionym przez PUN od Equinor Energy AS wynoszą ok. 52 mln boe. Złoże Tommeliten Alpha charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do prowadzenia dalszych poszukiwań złóż.

Zgodnie z obecnymi planami rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 roku poprzez podłączenie złoża do istniejącej infrastruktury produkcyjnej złoża Ekofisk.

Cena zakupu udziałów w koncesji wynosi 220 milionów USD przy umownej dacie transakcji 1 stycznia 2018 roku.

Spółka przewiduje, że złoże pozwoli zwiększyć produkcję gazu ziemnego Grupy PGNiG o ponad 0,5 mld m3 rocznie w ciągu pierwszych 6 lat produkcji, a w ciągu następnych lat średnio o 0,3 mld m3. Ponadto złoże Tommeliten Alpha pozwoli PGNiG wydobyć około 500 tys. ton ropy naftowej i NGL w szczytowym roku produkcji. Zgodnie z danymi operatora, produkcja będzie kontynuowana przez okres ponad 20 lat. Zakłada się, że wyprodukowany gaz zostanie skierowany do gazociągu Baltic Pipe, gdzie PGNiG dokonało długoterminowej rezerwacji przepustowości.

Zakup licencji jest elementem Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowanej raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 r.

Umowa została zawarta pod warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii oraz zgody Rady Nadzorczej PGNiG. Warunki zawieszające muszą być spełnione w terminie do 1 lipca 2019 roku. O ich spełnieniu się PGNiG poinformuje w odrębnych raportach.

Publikacja informacji dot. zamiaru zakupu udziałów w koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym od Equinor Energy AS została opóźniona w dniu 14 czerwca 2018 roku do dzisiaj zgodnie z Art. 17 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 r. w sprawie nadużyć na rynku oraz uchylającego dyrektywę 2003/6/WE Parlamentu Europejskiego i Rady i dyrektywy Komisji 2003/124/WE, 2003/125/WE i 2004/72/WE.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Spodziewam się, że do rozstrzygnięcia arbitrażu w Sztokholmie dojdzie do końca roku" - powiedział w środę Woźniak.

Pod koniec czerwca Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok częściowy w postępowaniu PGNiG przeciwko Gazpromowi. Trybunał ustalił, że PGNiG złożył w XI '14 ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej.

Postępowanie arbitrażowe prowadzone było od wielu miesięcy przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie. Sprawa toczyła się z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export i dotyczyła obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Polski z 25 września 1996 r. (Kontrakt Jamalski).

Na mocy wyroku częściowego Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne.

Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił również, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie spółki w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące.

Jednocześnie Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł pod koniec czerwca, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"To nie jest nasze ostatnie słowo. Chcemy w tym roku podpisać jeszcze przynajmniej jeden kontrakt na zakup gazu LNG" - powiedział Woźniak.

Prezes nie odpowiedział na pytanie, skąd będzie pochodził gaz LNG z tych nowych umów.

Dodał, że będzie to podobna umowa pod względem czasu trwania, jak podpisane w środę umowy na zakup 2 mln ton gazu skroplonego od amerykańskich firm Venture Global. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Dochowam warunków umowy i nie ujawnię kwoty kontraktu. Mogę jednak powiedzieć, że cena jest bardzo dla nas atrakcyjna, o dwadzieścia kilka procent niższa niż musimy płacić obecnie za gaz z kierunku wschodniego" - powiedział Woźniak podczas środowej konferencji prasowej. (PAP Biznes)

pr/ gor/

W 2017 roku zużycie gazu w Polsce wyniosło 17,7 mld m3. (PAP Biznes)

pr/ gor/

O zamiarze podpisania tych umów PGNiG informował już w czerwcu. Teraz, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych, podpisał długoterminowe kontrakty.

Każda z umów zakłada zakup przez PGNiG po około 1 mln ton LNG (tj. około 1,35 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji) rocznie przez 20 lat.

Dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku.

Dostawy od Venture Global Calcasieu Pass oraz Venture Global Plaquemines LNG będą realizowane za pośrednictwem powstających instalacji produkcyjnych w Luizjanie, tj. odpowiednio: Calcasieu Pass LNG w Calcasieu Parish o planowanym terminie zakończenia budowy nie wcześniej niż w 2022 r. oraz Plaquemines LNG w Plaquemines Parish o planowanym terminie zakończenia budowy nie wcześniej niż w 2023 r.

"W ocenie zarządu PGNiG, warunki zawartych umów są satysfakcjonujące w kontekście realizacji strategii grupy kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych" - napisano w komunikacie.

Formuła cenowa umów oparta jest o cenę LNG notowaną na amerykańskim indeksie Henry Hub wraz z kosztami skroplenia. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do Raportu Bieżącego Nr 35/2018 z dnia 26 czerwca 2018 r., informuje, że w dniu 28 września 2018 r. zawarto, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych, dwie wiążące umowy długoterminowe ("Umowy") na dostawy gazu skroplonego ("LNG") z firmami Venture Global Calcasieu Pass, LLC oraz Venture Global Plaquemines LNG, LLC.

Każda z Umów zakłada zakup przez PGNiG po około 1 mln ton LNG (tj. około 1,35 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji) rocznie przez 20 lat. Dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez Spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku.

Dostawy od Venture Global Calcasieu Pass, LLC oraz Venture Global Plaquemines LNG, LLC będą realizowane za pośrednictwem powstających instalacji produkcyjnych w Luizjanie, tj. odpowiednio: Calcasieu Pass LNG w Calcasieu Parish o planowanym terminie zakończenia budowy nie wcześniej niż w 2022 r. oraz Plaquemines LNG w Plaquemines Parish o planowanym terminie zakończenia budowy nie wcześniej niż w 2023 r.

W ocenie Zarządu PGNiG, warunki zawartych Umów są satysfakcjonujące w kontekście realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych. Formuła cenowa Umów oparta jest o cenę LNG notowaną na amerykańskim indeksie Henry Hub wraz z kosztami skroplenia.

Publikacja informacji dot. zawarcia Umów na dostawy LNG ze spółkami Venture Global Calcasieu Pass, LLC oraz Venture Global Plaquemines LNG, LLC. została opóźniona w dniu 24 września 2018 roku do dzisiaj zgodnie z Art. 17 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady UE nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 r. w sprawie nadużyć na rynku oraz uchylającego dyrektywę 2003/6/WE Parlamentu Europejskiego i Rady i dyrektywy Komisji 2003/124/WE, 2003/125/WE i 2004/72/WE.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Teraz sędziowie unijnego Trybunału Sprawiedliwości w Luksemburgu (sąd UE jest częścią tej instytucji) będą analizować skargę polskiej firmy i podejmować decyzję w sprawie jej przyjęcia. Jeśli tak się stanie, do stron sporu w tej sprawie będą mogły przystąpić rządy krajów członkowskich oraz zainteresowane podmioty (np. Gazprom).

"To się stało wczoraj, analizujemy sprawę. To są działania spółki na bazie posiadanych dokumentów. W wielu punktach, w moim przekonaniu, racja jest po stronie spółki, ale szczegółów jeszcze nie analizowałem" - powiedział we wtorek dziennikarzom minister energii Krzysztof Tchórzewski.

PGNiG we wtorkowym komunikacie przekazanym PAP podkreśliło, że w ocenie spółki Komisja nie dołożyła należytej staranności, przygotowując swoją decyzję, "wydała ją w rażącej sprzeczności z zebranymi dowodami oraz złamała szereg przepisów proceduralnych prawa UE".

"Ponadto zobowiązania nałożone na Gazprom były nieadekwatne do szkód, jakie spółki środkowoeuropejskie poniosły w wyniku niezgodnych z prawem UE działań Gazpromu" - napisano w oświadczeniu.

"W konsekwencji, pomimo blisko półrocznego okresu obowiązywania decyzji KE z maja 2018 r. Gazprom nie zaprzestał łamania prawa UE oraz nadal zawyża ceny gazu wobec swoich odbiorców w Europie Środkowej i Wschodniej" - twierdzi PGNiG.

KE ogłosiła w maju decyzję, która ostatecznie zatwierdziła ugodę z Gazpromem w sprawie o nadużywanie przez niego pozycji w Europie Środkowej i Wschodniej. Rosyjski koncern uniknął dzięki temu kar za monopolistyczne praktyki.

Decyzja była konsekwencją wystosowanych w 2015 roku przez KE zastrzeżeń wobec działań monopolisty. KE przedstawiła w nich wstępną ocenę, zgodnie z którą Gazprom naruszył unijne zasady ochrony konkurencji, realizując strategię podziału rynków gazu wzdłuż granic ośmiu państw członkowskich. Chodziło o Bułgarię, Estonię, Litwę, Łotwę, Polskę, Czechy, Słowację i Węgry.

Bruksela nie zdecydowała się na nałożenie kar za te praktyki, jednak majowa decyzja KE oznacza koniec takich praktyk ze strony Gazpromu. Zasady, które ma wdrożyć koncern, to m.in. usunięcie wszelkich ograniczeń nałożonych na klientów, dotyczących transgranicznej odsprzedaży gazu.

Polska i inne państwa dotknięte monopolistycznymi praktykami giganta już wcześniej wyrażały niezadowolenie, że rosyjska spółka nie będzie objęta karami. Grzywna mogła sięgać do 10 proc. globalnego obrotu koncernu. (PAP Biznes)

stk/ cyk/ kar/ agz/ pr/ asa/

Teraz sędziowie unijnego Trybunału Sprawiedliwości w Luksemburgu (sąd UE jest częścią tej instytucji) będą analizować skargę polskiej firmy i podejmować decyzję w sprawie jej przyjęcia. Jeśli tak się stanie, do stron sporu w tej sprawie będą mogły przystąpić rządy krajów członkowskich oraz zainteresowane podmioty (np. Gazprom).

PGNiG we wtorkowym komunikacie przekazanym PAP podkreśliło, że w ocenie spółki Komisja nie dołożyła należytej staranności, przygotowując swoją decyzję, "wydała ją w rażącej sprzeczności z zebranymi dowodami oraz złamała szereg przepisów proceduralnych prawa UE".

"Ponadto zobowiązania nałożone na Gazprom były nieadekwatne do szkód, jakie spółki środkowoeuropejskie poniosły w wyniku niezgodnych z prawem UE działań Gazpromu" - napisano w oświadczeniu.

"W konsekwencji, pomimo blisko półrocznego okresu obowiązywania decyzji KE z maja 2018 r. Gazprom nie zaprzestał łamania prawa UE oraz nadal zawyża ceny gazu wobec swoich odbiorców w Europie Środkowej i Wschodniej" - twierdzi PGNiG.

KE ogłosiła w maju decyzję, która ostatecznie zatwierdziła ugodę z Gazpromem w sprawie o nadużywanie przez niego pozycji w Europie Środkowej i Wschodniej. Rosyjski koncern uniknął dzięki temu kar za monopolistyczne praktyki.

Decyzja była konsekwencją wystosowanych w 2015 roku przez KE zastrzeżeń wobec działań monopolisty. KE przedstawiła w nich wstępną ocenę, zgodnie z którą Gazprom naruszył unijne zasady ochrony konkurencji, realizując strategię podziału rynków gazu wzdłuż granic ośmiu państw członkowskich. Chodziło o Bułgarię, Estonię, Litwę, Łotwę, Polskę, Czechy, Słowację i Węgry.

Bruksela nie zdecydowała się na nałożenie kar za te praktyki, jednak majowa decyzja KE oznacza koniec takich praktyk ze strony Gazpromu. Zasady, które ma wdrożyć koncern, to m.in. usunięcie wszelkich ograniczeń nałożonych na klientów, dotyczących transgranicznej odsprzedaży gazu.

Polska i inne państwa dotknięte monopolistycznymi praktykami giganta już wcześniej wyrażały niezadowolenie, że rosyjska spółka nie będzie objęta karami. Grzywna mogła sięgać do 10 proc. globalnego obrotu koncernu.

Z Luksemburga Krzysztof Strzępka (PAP)

stk/ cyk/ kar/ agz/ asa/

KE ogłosiła w maju decyzję, która ostatecznie zatwierdziła ugodę z Gazpromem w sprawie o nadużywanie przez niego pozycji w Europie Środkowej i Wschodniej. Rosyjski koncern uniknie kar za monopolistyczne praktyki.

Decyzja była konsekwencją wystosowanych w 2015 roku przez KE zastrzeżeń wobec działań rosyjskiego monopolisty. KE przedstawiła w nich wstępną ocenę, zgodnie z którą Gazprom naruszył unijne zasady ochrony konkurencji, realizując strategię podziału rynków gazu wzdłuż granic ośmiu państw członkowskich. Chodziło o Bułgarię, Estonię, Litwę, Łotwę, Polskę, Czechy, Słowację i Węgry.

Bruksela nie zdecydowała się na nałożenie kar za te praktyki, jednak majowa decyzja KE oznacza koniec takich praktyk ze strony Gazpromu. Zasady, które ma wdrożyć koncern, to m.in. usunięcie wszelkich ograniczeń nałożonych na klientów, dotyczących transgranicznej odsprzedaży gazu.

Polska i inne państwa dotknięte monopolistycznymi praktykami giganta już wcześniej wyrażały niezadowolenie, że rosyjska spółka nie będzie objęta karami. Grzywna mogła sięgać do 10 proc. globalnego obrotu koncernu. (PAP)

stk/ ndz/ ap/ mrr/ asa/

Wolumen gazu objętego usługą wynosi ponad 385 000 MWh (ponad 34 mln m3), co stanowi o ok. 15 000 MWh (ok. 1,5 mln m sześc.) więcej niż w ubiegłym roku.

"PGNiG wprowadziło ofertę usługi biletowej w 2017 roku w związku z nowelizacją tzw. ustawy o zapasach, która nałożyła obowiązek utrzymywania zapasów gazu ziemnego na wszystkich importerów tego surowca" - napisano w komunikacie.

Zgodnie z przepisami, przedsiębiorstwa, które importują gaz ziemny do Polski, są zobowiązane utrzymywać zapasy obowiązkowe tego paliwa w magazynach gazu zlokalizowanych w Polsce lub na terytorium UE samodzielnie lub w ramach usługi biletowej, czyli powierzając wykonanie obowiązku podmiotowi trzeciemu.

PGNiG będzie utrzymywać zapasy gazu w magazynach zarządzanych przez Gas Storage Poland – operatora systemu magazynowania gazu w Polsce ustanowionego przez Urząd Regulacji Energetyki.

Uruchomienie zapasu obowiązkowego zgromadzonego przez importera następuje wyłącznie na wniosek ministra właściwego ds. energii w przypadku zakłócenia w dostawach gazu, awarii sieci lub wystąpienia nieprzewidzianego wzrostu zużycia gazu ziemnego. (PAP Biznes)

doa/ asa/

„Nie planujemy w tym roku żadnych zmian, jeśli chodzi o ceny gazu dla gospodarstw domowych. Nie złożymy żadnego wniosku o zmianę taryfy. Nie ma takiego planu” - powiedział Woźniak w czwartek dziennikarzom. Przypomniał, że obecna taryfa PGNiG obowiązuje do końca grudnia.

W jego ocenie 2019 r. zapowiada się na razie „niepewnie”, ale jak podkreślił spółka „niedługo” pokaże nowe kontrakty na dostawy LNG.

„Ten gaz będzie bardzo znacząco wpływał na poziom cen, które jesteśmy w stanie zaoferować na rynku. Nie będzie przekraczał trendów rynkowych, a to jest najważniejsze” - powiedział wiceprezes PGNiG.

Jak zaznaczył, na ceny w Polsce, oprócz sytuacji na giełdach, wpływa także to, że „po prostu kupujemy od Rosjan drogi gaz”.

Woźniak przypomniał, że PGNiG planuje podpisać co najmniej dwa nowe kontrakty na dostawy LNG, w których - jak podkreślił - ceny „razem z transportem i innymi opłatami są niższe, niż oferowana obecnie dla Polski cena gazu rosyjskiego”. „Jeszcze w tym kwartale pokażemy, jak portfel dostaw będzie się zmieniał w najbliższych latach” - dodał Maciej Woźniak. (PAP)

wkr/ aop/ amac/ asa/

"Dodatkowe środki finansowe w wysokości 867 mln zł zwiększające łączne nakłady do 7,5 mld zł, zostaną przeznaczone m.in. na budowę nowych sieci na terenie niezgazyfikowanych gmin, przyłączenia nowych odbiorców oraz inwestycje zwiększające przepustowość infrastruktury" - podała grupa PGNiG w komunikacie.

Walne zgromadzenie PGNiG zdecydowało w lipcu o niewypłaceniu dywidendy z zysku za 2017 rok, której wartość - zgodnie z rekomendacja zarządu - miała wynieść 866,7 mln zł. Uchwała była zgodna z propozycją Skarbu Państwa, który chce, aby zysk PGNiG za 2017 rok został przeznaczony na kapitał zapasowy i kapitał rezerwowy z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej gazu.

Premier Mateusz Morawiecki poinformował w czwartek, że gazyfikacja będzie prowadzona w 300 gminach, co oznacza, że liczba gmin z dostępem do sieci gazowej wzrośnie do 1.782 (łącznie w Polsce jest 2.478 gmin). W ramach programu powstać ma 4.817 km sieci gazowych i 77 stacji LNG.

Premier podtrzymał, że przez najbliższe cztery lata zwiększone zostanie wydobycie gazu na Podkarpaciu o prawie 30 proc.

"Jestem przekonany, że to będzie więcej niż 30 proc., ale oficjalne nasze dane mówią o 30 proc. Będziemy dochodzić do prawie 2 mld m sześc. Już dziś planujemy 1,8 mld m sześc." - powiedział Morawiecki.

"Planujemy zwiększenie wydobycia o 30 proc. w tym regionie, to będzie prawie 400 mln m. sześc. gazu więcej co roku w tamtym regionie w porównaniu z czasem obecnym" - dodał Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG.(PAP Biznes)

sar/ ana/

"Dodatkowe środki finansowe w wysokości 867 mln zł zwiększające łączne nakłady do 7,5 mld zł, zostaną przeznaczone m.in. na budowę nowych sieci na terenie niezgazyfikowanych gmin, przyłączenia nowych odbiorców oraz inwestycje zwiększające przepustowość infrastruktury" - podała grupa PGNiG w komunikacie.

Premier Mateusz Morawiecki poinformował, że gazyfikacja będzie prowadzona w 300 gminach, co oznacza, że liczba gmin z dostępem do sieci gazowej wzrośnie do 1.782 (łącznie w Polsce jest 2.478 gmin). W ramach programu powstać ma 4.817 km sieci gazowych i 77 stacji LNG.

Premier podtrzymał, że przez najbliższe cztery lata zwiększone zostanie wydobycie gazu na Podkarpaciu o prawie 30 proc.

"Jestem przekonany, że to będzie więcej niż 30 proc., ale oficjalne nasze dane mówią o 30 proc. Będziemy dochodzić do prawie 2 mld m sześc. Już dziś planujemy 1,8 mld m sześc." - powiedział Morawiecki.

"Planujemy zwiększenie wydobycia o 30 proc. w tym regionie, to będzie prawie 400 mln m. sześc. gazu więcej co roku w tamtym regionie w porównaniu z czasem obecnym" - dodał Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG.(PAP Biznes)

sar/ ana/

W komunikacie napisano, że przyznany rating odzwierciedla "silną i zintegrowaną pozycję PGNiG na polskim rynku gazu, niskie zadłużenie oraz solidną płynność". (PAP Biznes)

sar/ osz/

PGNiG podał, że w ciągu najbliższych czterech lat na tym terenie planuje zrealizować odwierty m.in. na koncesji Gorzów Wielkopolski-Międzychód i Sulęcin-Międzyrzecz.

Spółka poinformowała, że dzięki zwiększeniu wydobycia gazu ziemnego w regionie elektrociepłownie w Gorzowie Wielkopolskim i Zielonej Górze będą mogły wytwarzać więcej ciepła i energii elektrycznej, a wykorzystywany przez nie gaz przyczyni się do poprawy jakości powietrza.

Obecnie łączna liczba odwiertów eksploatacyjnych na obszarze działalności Oddziału PGNiG SA w Zielonej Górze, z których uzyskiwana jest produkcja gazu ziemnego i ropy naftowej, wynosi 427.(PAP Biznes)

seb/ gor/

Jak podkreślał, „dokonujemy kolejnych odkryć w oparciu o bardzo skomplikowane badania”. Szef rządu zaznaczył, że odkryte na Podkarpaciu zasoby szacuje się nawet na 10 mld m sześc.

"127 gmin Podkarpacia korzysta z tego, że wydobywamy i zwiększamy wydobycie gazu. To oznacza większe możliwości inwestycyjne i rozwojowe dla tych gmin i powiatów” - powiedział szef rządu.

Morawiecki dodał, że w planie na rzecz odpowiedzialnego rozwoju „zakładamy zwiększenie wydobycia surowców, które ma służyć gospodarce krajowej”.

"Idziemy w kierunku niezależności, suwerenności energetycznej i na pewno nie będziemy potrzebowali gazu, który będzie nas uzależniał w jakikolwiek sposób od Rosji i Gazpromu. My opieramy się o nasz gaz, o terminal LNG i o gazociąg do Norwegii. Chcę to z całą mocą podkreślić” - oświadczył szef rządu.

Portal Onet napisał, że w piątek, podczas debaty "Polska w świecie kryzysów" zorganizowanej przez Fundację im. Stefana Batorego, minister spraw zagranicznych Jacek Czaputowicz został zapytany, od kogo Polska będzie kupować gaz, gdy wygaśnie umowa z Gazpromem, a równocześnie nie zostanie ukończona budowa Baltic Pipe.

"Spytaliśmy, czy jeśli w takiej sytuacji dostawę surowca Polsce zaproponują Rosjanie (z dostawą przy granicy niemieckiej), to skorzystamy z oferty?" - napisał Onet. Według portalu szef MSZ odpowiedział: „Będziemy kupować najtaniej, być może ze Stanów Zjednoczonych, być może z Niemiec”.

Portal napisał, że opcja kupna z Niemiec „w istocie oznacza, że Polska odbierałaby gaz ze zwalczanego przez nas do tej pory rurociągu Nord Stream 2”.

Szef rządu powiedział w niedzielę, że w kwestii Baltic Pipe „jesteśmy w bardzo zaawansowanych rozmowach z Duńczykami i Norwegami. (…) Są jeszcze pewne drobne kwestie do wyjaśnienia i je wyjaśniamy. Wszystko jest na dobrej drodze” - zapewnił Morawiecki. Przypomniał też, że trwają już prace nad powiększeniem zdolności regazyfikacyjnych terminala LNG.

Podczas zorganizowanej w Kramarzówce konferencji „Nowy rozdział w poszukiwaniach i wydobyciu gazu ziemnego na Podkarpaciu” PGNiG poinformowało, że wydobycie gazu w regionie w ciągu 5 lat wzrośnie w porównaniu do roku 2017 o 28 proc. do 1,75 mld m sześc. rocznie. Dodatkowy gaz ma być wydobywany właśnie w okolicy Kramarzówki, a do sieci ma trafić już w połowie 2019 r.

W Kramarzówce PGNiG wykonało pierwszy w Polsce odwiert horyzontalny w utworach miocenu niekonwencjonalnego. Po zabiegu szczelinowania przepływy gazu ustabilizowały się na poziomie 70 tys. m sześc. na dobę, czyli 25 mln m sześc. rocznie.

Wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego na Podkarpaciu to ważna gałąź tamtejszej gospodarki. Na terenie województwa zlokalizowanych jest 36 kopalni ropy i gazu i 4 podziemne magazyny gazu. 127 podkarpackich gmin czerpie zyski z opłat eksploatacyjnych. W 2017 r. wydobyto 1,37 mld m sześc. gazu, czyli 36 proc. krajowego wydobycia.

Jak szacuje Instytut Nafty i Gazu, w utworach miocenu zapadliska przedkarpackiego pozostało do wydobycia jeszcze ok. 150 mld m sześc. gazu ziemnego.

W 2016 roku PGNiG opracowało „Nową koncepcję poszukiwań gazu”, której realizacja pozwoli zwiększyć wydobycie węglowodorów w Polsce. Koncepcja ta zakłada ponowną analizę już posiadanych danych geologicznych i nowe badania sejsmiczne, intensyfikację wierceń poszukiwawczych, wiercenia w nieeksploatowanych formacjach geologicznych, wykorzystanie nowych technologii, rewitalizację już eksploatowanych złóż. (PAP)

drag/ wkr/ mok/ je/

PGNiG odkryło w tej okolicy duże złoże gazu – jego zasoby szacowane są na ok. 12 mld m. sześc. W tym roku w Polsce PGNiG wydobyło 3,8 mld m sześc gazu.

Jak mówił w niedzielę prezes PGNiG Piotr Woźniak, Kramarzówka to dowód na to, że podkarpacki gaz ma przed sobą dobrą przyszłość.

„Szacujemy, że w ciągu 5 lat produkcja błękitnego paliwa w regionie wzrośnie do 1,15 mld m sześc gazu rocznie, a więc o 28 proc. w stosunku do 2017 r.” – powiedział Piotr Woźniak.

Jak mówił, z gazu z Kramarzówki korzystać będą nie tylko okoliczni odbiorcy, ale trafi on do sieci.

W ramach powstałej w 2016 r. nowej koncepcji poszukiwań i wydobycia gazu spółka przeprowadziła już ponad 40 otworów, m.in. w gminach Kończuga, Krasne, Kuryłówka i Żyraków, z czego 32 okazały się pozytywne.

"To oznacza wyjątkową skuteczność na poziomie 75 proc. Zawdzięczamy ją dokładnej analizie badań sejsmicznych, która pozwoliła na określenie najbardziej obiecujących miejsc wierceń" - powiedział prezes PGNiG.

Takim przykładem jest – jak mówił – właśnie Kramarzówka, gdzie PGNiG przeprowadziło pierwszy w Polsce odwiert horyzontalny w utworach tzw. miocenu niekonwencjonalnego. Po zabiegu szczelinowania przypływy gazu ustabilizowały się na poziomie 70 tys. m na dobę – co oznacza 25 mln m. sześc gazu rocznie.

Piotr Woźniak przypomniał, że odkrycia w okolicach Kramarzówki zaczęły się od bardzo dużego zdjęcia geofizycznego.

"Mówię o tym z dużym zadowoleniem, bo zrobiła to należąca do Grupy PGNiG bardzo renomowana firma Geofizyka Toruń (...). To jest tysiąc km zdjęcia 2 D i trójwymiarowe zdjęcie sejsmiczne 2,8 tys. km. To jest ogromny poligon, w Europie nikt nigdzie tak dużego zdjęcia nie zrobił. To jest nasz pomysł i nasze wykonanie" - mówił Woźniak.

Na podkarpackich złożach pracę rozpocznie niebawem nowoczesna tzw. krocząca wiertnia Bentec 2000HP. Pozwala ona wiercić otwory nawet do 7 tys. metrów. Ze względu na to, że jest ona samobieżna, można ją szybko przenieść na nowe miejsce bez konieczności demontażu.(PAP)

drag/ wkr/ je/ pr/

"Celem projektu ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w sektorze naftowym (...) jest stworzenie ram prawnych umożliwiających realizację polityki rządu w zakresie wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej. Biorąc pod uwagę stopień rozbudowania oraz stan infrastruktury służącej do transportu ropy naftowej oraz produktów naftowych, w celu zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej, niezbędne jest sprawne przeprowadzenie szeregu inwestycji polegających na rozbudowie sieci służącej przesyłowi ropy bądź produktów naftowych oraz zapewniających możliwość niezakłóconego korzystania z istniejących już obiektów – strategicznych inwestycji w sektorze naftowym" - napisano.

Inwestycje polegać mają na budowie nowych rurociągów służących do transportu ropy naftowej lub produktów naftowych oraz odbudowie, rozbudowie, przebudowie, remoncie, rozbiórce lub zmianie sposobu użytkowania istniejących rurociągów.

"Realizacja inwestycji w sektorze naftowym na podstawie obowiązujących, ogólnych przepisów regulujących proces inwestycyjny, oznaczałaby konieczność przeprowadzenia wieloletniego procesu przygotowania inwestycji, co miałoby negatywny wpływ na bezpieczeństwo energetyczne Rzeczypospolitej Polskiej. Zauważyć należy, że obowiązujące ogólne przepisy inwestycyjne nie są dostosowane do realizacji złożonych inwestycji o charakterze liniowym, jakimi są strategiczne inwestycje w sektorze naftowym, a ich rozproszony charakter uniemożliwia ich sprawne przygotowanie" - napisano.

"W związku z powyższym, konieczne jest wprowadzenie rozwiązań kompleksowo regulujących kwestię procesu inwestycyjnego w odniesieniu do strategicznych inwestycji w sektorze naftowym, które uproszczą i usprawnią ten proces" - dodano.

Z wykazu prac wynika, że w projekcie ustawy wykreowane zostaną szczególne ramy prawne dla przygotowania i realizacji strategicznych inwestycji w sektorze naftowym: m.in. budowy rurociągu ropy naftowej Gdańsk-Płock, rurociągu produktów naftowych Boronów-Trzebinia, rurociągu produktów naftowych Podziemny Magazyn Ropy i Paliw Góra-Wielowieś.

W projekcie ustawy wprowadzony zostanie także szereg uproszczeń w procedurze przygotowania i realizacji strategicznych inwestycji w sektorze naftowym, które mają m.in. usprawnić proces uzyskiwania przez inwestora koniecznych decyzji.

Organem odpowiedzialnym za opracowanie projektu i przedłożenie go Radzie Ministrów jest pełnomocnik rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej.

Planowany termin przyjęcia projektu przez RM to IV kwartał 2018 r. (PAP Biznes)

pel/ map/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 3 października 2018 roku Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy w Warszawie, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego zarejestrował zmiany Statutu PGNiG przyjęte Uchwałą nr 29/2018 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG z dnia 20 lipca 2018 roku, o których Spółka informowała Raportem Bieżącym Nr 41/2018.

Z dniem 3 października 2018 roku poniższe zmiany w statucie zostały zarejestrowane:

1. W § 37 ust. 1 otrzymuje następujące brzmienie:

"W Radzie Nadzorczej liczącej do sześciu członków dwóch członków powoływanych jest spośród osób wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych. W Radzie Nadzorczej liczącej od siedmiu do dziewięciu członków trzech członków powoływanych jest spośród osób wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych."

2. W § 37 ust. 2 otrzymuje następujące brzmienie:

"Za kandydatów wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych uznaje się osoby, które w wyborach uzyskały nie mniej niż 50% plus 1 ważnie oddanych głosów. Wynik głosowania jest wiążący dla Walnego Zgromadzenia pod warunkiem udziału w nim co najmniej 50% ogółu pracowników Spółki oraz wszystkich jej jednostek zależnych."

3. W § 37 ust. 3 otrzymuje następujące brzmienie:

"Wybory przeprowadzane są w głosowaniu tajnym, jako bezpośrednie i powszechne, przez Komisje Wyborcze powołane przez Radę Nadzorczą spośród pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych. W skład Komisji nie może wchodzić osoba kandydująca w wyborach."

4. W § 37 ust. 4 otrzymuje następujące brzmienie:

"Kandydaci do Rady Nadzorczej są wybierani przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych w okręgach wyborczych określonych w Regulaminie Wyborów uchwalonym przez Radę Nadzorczą Spółki."

5. W § 37 ust. 5 otrzymuje następujące brzmienie:

"Rada Nadzorcza zarządza wybory kandydatów do Rady Nadzorczej. W tym zakresie stosuje się odpowiednio § 26 i 27."

6. W § 37 dodaje się ust. 6 w następującym brzmieniu:

"Zarządzając wybory Rada Nadzorcza uchwala Regulamin Wyborów, zawierający szczegółowy tryb wyboru i odwołania członków Rady Nadzorczej powołanych spośród osób wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych. W Regulaminie Wyborów Rada Nadzorcza określa jednostki zależne wchodzące w skład poszczególnych okręgów wyborczych"

7. § 38 otrzymuje następujące brzmienie:

"Na pisemny wniosek co najmniej 15% ogółu pracowników Spółki oraz wszystkich jej jednostek zależnych, Rada Nadzorcza zarządza głosowanie w przedmiocie odwołania przedstawiciela pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych z Rady Nadzorczej. Wynik głosowania jest wiążący dla Walnego Zgromadzenia pod warunkiem udziału w nim co najmniej 50 % ogółu pracowników Spółki oraz wszystkich jej jednostek zależnych i uzyskania większości niezbędnej jak przy wyborze."

8. § 39 otrzymuje następujące brzmienie:

"W razie odwołania, rezygnacji lub śmierci członka Rady Nadzorczej powołanego spośród osób wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek zależnych, do składu Rady Nadzorczej powołuje się osobę, która uzyskała kolejną największą liczbę głosów w ostatnich wyborach w danym okręgu wyborczym. W przypadku braku takiej możliwości przeprowadza się wybory uzupełniające i stosuje się odpowiednio § 27 ust. 3 i 4 i § 37 ust. 5."

9. W § 65 po ust. 12 dodaje się ust. 13 w następującym brzmieniu:

"Ilekroć w Statucie jest mowa o pracownikach jednostki zależnej rozumie się przez to pracowników jednostki zależnej, o której mowa w art. 3 ust. 1 pkt 39 ustawy z dnia 29 września 1994r. o rachunkowości."

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

PGNiG podało, że w okresie styczeń-sierpień sprowadziło blisko 64 proc. więcej gazu LNG niż w analogicznym okresie roku 2017 i ok. 7 proc. więcej gazu z Rosji.

"Jednocześnie spółka zaznacza, że wahające się corocznie i kwartalnie ilości importowanego gazu z Rosji nie są skutkiem jakichkolwiek zmian w długoterminowym kontrakcie importowym. Ilości te są zawsze wyższe od minimalnych ilości narzuconych przez Gazprom w ramach klauzuli take or pay, ale są także zawsze niższe od maksymalnych ilości rocznych ustalonych wiele lat temu w długoterminowym kontrakcie importowym, który wygasa w 2022 roku" - napisano w komunikacie PGNiG.

Konsumpcja gazu w Polsce wzrosła z 15 mld m sześc. w 2015 r. do 17 mld m sześc. w 2017 r.

Oprócz wydobycia gazu w Polsce, które pokrywa około 25 proc. zapotrzebowania polskiego rynku, PGNiG importuje gaz z coraz większej liczby państw (Katar, USA, Norwegia).

PGNiG przygotowuje się do rozpoczęcia zaopatrywania polskiego rynku w gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, którego transport gazociągiem BalticPipe przez Morze Północne, Danię i Morze Bałtyckie rozpocznie się pod koniec 2022 r. Ponadto, w ramach przygotowywanych kontraktów wieloletnich, PGNiG będzie dysponował od 2022 r. corocznie portfelem ponad 4 mln ton LNG z USA (ok. 5,5 mld m sześc. po regazyfikacji). (PAP Biznes)

pel/ osz/

Zakontraktowane dostawy realizowane będą od października 2018 do 1 maja 2019 roku. Surowiec zostanie przeznaczony na potrzeby własne Ukrtransgaz.

"Kolejny kontrakt to wynik bardzo dobrej współpracy PGNiG i ERU oraz tego, że zaoferowane przez PGNiG ukraińskiemu partnerowi warunki są rynkowe i bardzo konkurencyjne. Od 2016 roku konsekwentnie budujemy naszą markę na ukraińskim rynku energetycznym" – powiedział Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG ds. handlowych, cytowany w komunikacie.

Yaroslav Mudriy, prezes ERU Trading, wskazał, że spośród prywatnych firm ERU utrzymywała w 2017 roku największe ilości gazu w ukraińskich magazynach.

"Powtórzenie tego wyniku w 2018 roku pozwala naszej firmie odnosić sukcesy na bardzo konkurencyjnym rynku krajowym. Strategiczna współpraca z PGNiG, którego portfel obejmuje gaz LNG, w połączeniu z ubezpieczeniem ryzyka politycznego zapewnionym nam przez OPIC, tworzy stabilną podstawę dla rozwoju i wdrażania nowych ambitnych projektów w ukraińskim sektorze energetycznym" – powiedział Mudriy.

Od sierpnia 2016 r. do końca czerwca 2018 roku PGNiG wyeksportował na Ukrainę ponad 1,3 mld m sześc. gazu ziemnego. Dla Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa ERU jest strategicznym partnerem na tym rynku. Obie spółki rozpoczęły współpracę w zakresie dostaw dla Ukrtransgaz w kwietniu 2017 roku. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Postępowanie arbitrażowe, w sprawie którego Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok częściowy pod koniec czerwca tego roku, dotyczyło obniżenia ceny za gaz dostarczany przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego do Polski.

"Informacja o złożeniu skargi została uzyskana przez spółkę od Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie. Treść skargi nie jest znana spółce i nie została jeszcze formalnie doręczona do PGNiG" - podano w komunikacie.

W komunikacie prasowym PGNiG oceniło, że "decyzja Gazprom budzi obawy o zamiar celowego przedłużania postępowania".

"W ocenie PGNiG nie istnieją podstawy do żądania uchylenia wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego. Decyzja Gazprom budzi więc obawy o zamiar celowego przedłużania postępowania, które po korzystnym dla PGNiG orzeczeniu częściowym, zmierza do pozytywnego dla polskiego odbiorcy rozstrzygnięcia" - napisano w komunikacie prasowym.

W czerwcu Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie ustalił, na mocy wyroku częściowego, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w tzw. kontrakcie jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne.

Trybunał ustalił również, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że koncern ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie PGNiG w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące.

Polska spółka uważa, że dotychczasowa cena kontraktowa nie odpowiadała cenie rynkowej, dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie jamalskim możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a w lutym 2016 r. złożyła pozew przeciwko Gazpromowi.

Podpisany w 1996 r. kontrakt jamalski przewiduje dostawy ok. 10 mld metrów sześciennych gazu rocznie. Zgodnie z narzuconą przez Gazprom klauzulą "take or pay" PGNiG musi odebrać co najmniej 8,7 mld m sześc. zakontraktowanego gazu rocznie. Umowa obowiązuje do 2022 r. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

Postępowanie arbitrażowe, w sprawie którego wyrok częściowy zapadł pod koniec czerwca tego roku, dotyczyło obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego do Polski.

"Informacja o złożeniu skargi została uzyskana przez spółkę od Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie. Treść skargi nie jest znana spółce i nie została jeszcze formalnie doręczona do PGNiG" - podano w komunikacie.

"W ocenie spółki nie istnieją podstawy do żądania uchylenia wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc z dnia 29 czerwca 2018 r. Po formalnym doręczeniu odpisu skargi spółka podejmie decyzje co do dalszych kroków w sprawie" - dodano.

W czerwcu Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie ustalił, na mocy wyroku częściowego, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w tzw. kontrakcie jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne.

Postępowanie arbitrażowe prowadzone było od wielu miesięcy przed Trybunałem. Sprawa toczyła się z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export i dotyczyła obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Polski z 25 września 1996 r. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka") informuje, że dnia 2 października 2018 r. powziął informację o złożeniu przez PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (dalej łącznie "Gazprom") do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie skargi o uchylenie wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc z dnia 29 czerwca 2018 r., wydanego w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko Gazprom, dotyczącym obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. ("Kontrakt Jamalski"), o którym to wyroku częściowym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 37/2018 z dnia 30 czerwca 2018 r.

Informacja o złożeniu skargi została uzyskana przez Spółkę od Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie. Treść skargi nie jest znana Spółce i nie została jeszcze formalnie doręczona do PGNiG. W ocenie Spółki nie istnieją podstawy do żądania uchylenia wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc z dnia 29 czerwca 2018 r. Po formalnym doręczeniu odpisu skargi Spółka podejmie decyzje co do dalszych kroków w sprawie.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Gazprom poinformował, że eksport gazu do Europy w ciągu dziewięciu miesięcy tego roku wyniósł 149,2 mld m sześc. gazu, o 5,8 proc. więcej rdr. (PAP Biznes)

map/ osz/

W dniu przygotowania raportu kurs akcji PGNiG wyniósł 6,23 zł.

"Podtrzymujemy pozytywne nastawienie do walorów PGNiG (...), a kluczowym uzasadnieniem są przede wszystkim bardzo wysokie ceny gazu, które wspierają EBITDA segmentu wydobywczego i ograniczają straty w segmencie obrotu i magazynowania" - napisano w rekomendacji.

Zdaniem analityków, bieżące ceny gazu zbliżają się do poziomu spekulacyjnego (33-34 USD/MWh), jednak uważają za konserwatywne swoje założenie normalizacji cen sprzedaży gazu w PGNiG na poziomie 27,5 USD w I kw. 2020 roku, czyli 18 proc. poniżej obecnego.

"Jednak nawet przy takim założeniu oczekujemy, że segment wydobywczy spółki będzie w stanie wygenerować ok. 5 mld zł rocznie" - napisano w rekomendacji.

Autorem rekomendacji DM BOŚ jest Łukasz Prokopiuk. Pierwsze rozpowszechnienie rekomendacji nastąpiło 25 września 2018 roku, o godzinie 8:40.

Depesza PAP jest skrótem raportu DM BOŚ. W załączniku do depeszy znajduje się plik PDF z wymaganymi prawem informacjami DM BOŚ. (PAP Biznes)

seb/ asa/

"Liczymy, że do końca 2018 roku podpiszemy co najmniej 2 umowy na dostawę LNG do Polski" - powiedział w czwartek Woźniak. (PAP Biznes)

pr/ epo/ osz/

Zgodnie z projektowaną zmianą statutu wypłata zaliczki wymagać ma zgody rady nadzorczej.

"Proponowane zmiany Statutu spółki mają na celu umożliwienie wypłat akcjonariuszom zaliczki na poczet przewidywanej dywidendy na koniec roku obrotowego, jeżeli spółka posiada środki wystarczające na wypłatę. (...) Zaproponowana zmiana ma na celu wyjście naprzeciw oczekiwaniom akcjonariuszy i nie będzie miała negatywnego wpływu na kondycję finansową spółki" - napisano w uzasadnieniu do uchwały.

Spółka podała, że zaliczka może stanowić najwyżej połowę zysku osiągniętego od końca poprzedniego roku obrotowego, wykazanego w sprawozdaniu finansowym, zbadanym przez biegłego rewidenta, powiększonego o kapitały rezerwowe utworzone z zysku, którymi w celu wypłaty zaliczek może dysponować zarząd oraz pomniejszonego o niepokryte straty i akcje własne. (PAP Biznes)

seb/ ana/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści projektów uchwał, które zamierza przedstawić na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 22 października 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa Spółki Akcyjnej z siedzibą w Warszawie, działając na podstawie art. 399 § 1 Kodeksu spółek handlowych oraz § 47 ust. 1 pkt 1) Statutu Spółki, zwołuje w trybie art. 4021 § 1 Kodeksu spółek handlowych na dzień 22 października 2018 roku o godz. 12.00 Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki PGNiG S.A., które odbędzie się w siedzibie Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. w Warszawie przy ul. Marcina Kasprzaka 25.

Porządek obrad:

1. Otwarcie obrad Walnego Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Walnego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Walnego Zgromadzenia oraz jego zdolności do podejmowania uchwał.

4. Sporządzenie listy obecności.

5. Przyjęcie porządku obrad.

6. Podjęcie uchwały w sprawie zmiany Statutu Spółki.

7. Zamknięcie obrad Walnego Zgromadzenia.

Akcjonariusz lub akcjonariusze reprezentujący co najmniej 1/20 kapitału zakładowego mogą żądać umieszczenia określonych spraw w porządku obrad tego Zgromadzenia. Żądanie takie winno być przesłane do Spółki na piśmie bądź w postaci elektronicznej na skrzynkę e-mail: wz@pgnig.pl. w języku polskim oraz powinno zawierać uzasadnienie lub projekt uchwały dotyczącej proponowanego punktu porządku obrad. Żądanie powinno być zgłoszone Zarządowi nie później niż na 21 dni przed wyznaczonym terminem Walnego Zgromadzenia. Akcjonariusz lub akcjonariusze powinni udokumentować swe uprawnienie do wykonywania tego prawa, przedstawiając odpowiednie dokumenty w formie pisemnej.

Akcjonariusz lub akcjonariusze Spółki reprezentujący co najmniej 1/20 kapitału zakładowego mogą przed terminem Walnego Zgromadzenia zgłaszać Spółce na piśmie lub drogą elektroniczną na skrzynkę e-mail: wz@pgnig.pl projekty uchwał dotyczące spraw wprowadzonych do porządku obrad Walnego Zgromadzenia lub spraw, które mają zostać wprowadzone do porządku obrad. Projekty uchwał powinny być sporządzone w języku polskim w programie Word. Akcjonariusze powinni udokumentować swe uprawnienie do wykonywania tego prawa, przedstawiając odpowiednie dokumenty w formie pisemnej.

Każdy akcjonariusz może podczas obrad Walnego Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczące spraw wprowadzonych do porządku obrad. Projekty te winny być przedstawione w języku polskim.

Akcjonariusze mogą uczestniczyć w Walnym Zgromadzeniu osobiście lub przez pełnomocników. Zgodnie z art. 4121 § 2 Kodeksu spółek handlowych, pełnomocnictwo do uczestniczenia w Walnym Zgromadzeniu spółki publicznej i wykonywania prawa głosu powinno być udzielone na piśmie lub w postaci elektronicznej. Pełnomocnictwo winno być sporządzone w języku polskim i może być przesłane do Spółki przed walnym zgromadzeniem w wersji elektronicznej w programie PDF na adres e-mail: wz@pgnig.pl.

W związku z tym, iż Spółka nie przewiduje możliwości uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej (w tym wypowiadania się w trakcie Walnego Zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej), wykonywania prawa głosu drogą korespondencyjną lub przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, formularze do głosowania przez pełnomocników nie będą publikowane.

Przedstawiciele osób prawnych powinni dysponować oryginałem lub poświadczoną przez notariusza kopią odpisu z właściwego rejestru (z ostatnich 3 miesięcy), a jeżeli ich prawo do reprezentowania nie wynika z rejestru, to powinni dysponować pisemnym pełnomocnictwem (w oryginale lub kopii poświadczonej przez notariusza) oraz aktualnym na dzień wydania pełnomocnictwa oryginałem lub poświadczoną przez notariusza kopią odpisu z właściwego rejestru.

Akcjonariusze i pełnomocnicy powinni posiadać przy sobie dowód tożsamości.

Dzień rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu przypada na dzień 6 października 2018 r.

Prawo uczestnictwa w WZ mają tylko osoby będące akcjonariuszami w dniu rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu tj. na szesnaście dni przed datą Walnego Zgromadzenia.

Na żądanie uprawnionego ze zdematerializowanych akcji na okaziciela zgłoszone nie wcześniej niż po ogłoszeniu o zwołaniu Walnego Zgromadzenia i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, podmiot prowadzący rachunek papierów wartościowych wystawia imienne zaświadczenie o prawie uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu.

W odniesieniu do akcji zapisanych na rachunku zbiorczym, zaświadczenie o prawie uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może zostać sporządzone w języku polskim lub angielskim i wystawione przez posiadacza tego rachunku zbiorczego. Rekomenduje się akcjonariuszom odebranie zaświadczenia oraz zabranie go ze sobą na Walne Zgromadzenie.

Listę uprawnionych z akcji na okaziciela do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, Spółka ustala na podstawie wykazu sporządzonego przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. z zgodnie z przepisami o obrocie instrumentami finansowymi.

Osoba uprawniona do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może uzyskać pełny tekst dokumentacji, która ma być przedstawiona Walnemu Zgromadzeniu oraz projekty uchwał lub uwagi Zarządu bądź Rady Nadzorczej w siedzibie Spółki.

Osoba uprawniona do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może uzyskać odpisy wniosków we wszystkich sprawach objętych porządkiem obrad w terminie tygodnia przed Walnym Zgromadzeniem tj. od dnia 15 października 2018 r. w siedzibie Spółki w Warszawie, przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, II piętro, pokój 216 (Dział Obsługi Władz Spółki), w godzinach 9.00 - 15.00.

Lista akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, zgodnie z art. 407 § 1 Kodeksu spółek handlowych będzie wyłożona w siedzibie Spółki w Warszawie, przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, przez 3 dni powszednie przed dniem Zgromadzenia, tj. od dnia 17 października 2018 r.

Informacje dotyczące WZ będą dostępne na stronie internetowej Spółki pod adresem: www.pgnig.pl w zakładce: Ład korporacyjny - Walne Zgromadzenia.

W celu zapewnienia sprawnego przebiegu Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A., Zarząd Spółki zwraca się z prośbą o przybycie na miejsce obrad na ok. 30 min przed planowaną godziną jego rozpoczęcia.

Podstawa prawna:

§ 19 Ust. 1 pkt. 1 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 r. w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U. 2018, poz. 757).

Informacja dotycząca ochrony danych osobowych w związku ze zwołaniem NWZ PGNiG S.A. na dzień 22 października 2018 roku

Klauzula informacyjna dla akcjonariuszy Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa:

1. Administratorem Pani/Pana danych osobowych jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna (PGNiG) z siedzibą w Warszawie, ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224, Warszawa.

2. Kontakt z PGNiG jest możliwy pisemnie na adres Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. z siedzibą w Warszawie, ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224, Warszawa.

3. PGNiG wyznaczyła inspektora ochrony danych, z którym można skontaktować się poprzez e-mail iod@pgnig.pl w każdej sprawie dotyczącej przetwarzania danych osobowych.

4. Pani/Pana dane osobowe podane w toku nawiązywania umowy będą przetwarzane:

a. w celu realizacji stosunku prawnego pomiędzy spółką a akcjonariuszem - podstawą prawną jest art. 6 ust. 1 lit b Rozporządzenia ogólnego o ochronie danych osobowych 2016/679 - RODO;

b. w celu wykonania obowiązków publicznoprawnych PGNiG związanych z obsługą akcjonariatu pracowniczego, w tym przede wszystkim Ustawy o komercjalizacji i niektórych uprawnieniach pracowników - podstawą prawną przetwarzania jest obowiązek prawny ciążący na PGNiG (art. 6 ust. 1 lit c RODO);

c. w celu ustalenia lub dochodzenia ewentualnych roszczeń lub obrony przed takimi roszczeniami przez PGNiG - podstawą prawną przetwarzania danych jest prawnie uzasadniony interes PGNiG (art. 6 ust. 1 lit f RODO), prawnie uzasadnionym interesem PGNiG jest umożliwienie ustalenia, dochodzenia lub obrony przed roszczeniami.

5. Pani/Pana dane osobowe mogą być przekazywane podmiotom świadczącym usługi na rzecz PGNiG takim jak operatorzy pocztowi/kurierzy, podmioty świadczące usługi prawne, księgowe, a także dostawcom systemów informatycznych i usług IT.

6. Pani/Pana dane osobowe będą przetwarzane przez okres posiadania przez Panią/Pana statusu akcjonariusza PGNiG. Okres przetwarzania może zostać każdorazowo przedłużony o okres przedawnienia roszczeń, jeżeli przetwarzanie danych osobowych będzie niezbędne dla dochodzenia ewentualnych roszczeń lub obrony przed takimi roszczeniami przez PGNiG. Po tym okresie Pani/Pana dane osobowe będą przetwarzane jedynie w zakresie i przez okres wynikający z przepisów prawa, w szczególności przepisów o rachunkowości.

7. Przysługuje Pani/Panu prawo dostępu do treści danych oraz żądania ich sprostowania, usunięcia, ograniczenia przetwarzania, prawo do przenoszenia danych oraz prawo wniesienia sprzeciwu względem przetwarzania danych.

8. Przysługuje Pani/Panu także prawo wniesienia skargi do organu nadzorczego zajmującego się ochroną danych osobowych, gdy uzna Pani/Pan, że przetwarzanie Pani/Pana danych osobowych narusza przepisy RODO.

9. Podanie danych jest wymogiem wynikającym z przepisów prawa oraz wymogiem PGNiG w celach związanych ze stosunkiem korporacyjnym pomiędzy Panią/Panem a PGNiG.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Proponowana zmiana rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego zawiera propozycję uregulowania sytuacji zaprzestania dostarczania przez dotychczasowego sprzedawcę paliw gazowych do odbiorców z powodu okoliczności, za które sprzedawca ten ponosi odpowiedzialność" - napisano w ocenie skutków regulacji rozporządzenia.

"Mimo że obecnie istnieje już instytucja sprzedawcy z urzędu, (...) celowe jest wprowadzenie dodatkowych mechanizmów zapewnienia dostaw do odbiorców końcowych w przypadku wstrzymania dostaw przez dotychczasowego sprzedawcę z przyczyn jego dotyczących. Co prawda obecnie w ustawie – Prawo energetyczne istnieją uregulowania odnoszące się do sprzedaży rezerwowej (...), ale nie regulują one zagadnienia kompleksowo i ograniczone są wyłącznie do sprzedaży energii elektrycznej. Mając więc na uwadze doniosłość tego problemu, zasadnym jest łączne, kompleksowe uregulowanie tego zagadnienia" - dodano.

Przepisy nakładają na przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem paliwami gazowymi obowiązek dostarczania gazu w sytuacji, w której dotychczasowy sprzedawca zaprzestał wywiązywać się z wiążącej go z odbiorcą umowy sprzedaży. Zaprzestanie dostarczania gazu musi wynikać z okoliczności, za które sprzedawca ponosi odpowiedzialność.

"Mając więc na uwadze doniosłość tego problemu, zasadnym jest nałożenie obowiązku na przedsiębiorstwo energetyczne rozpoczęcia dostarczania paliw gazowych od pierwszego dnia od wstrzymania dostaw przez dotychczasowego sprzedawcę. Pozwoli to operatorowi systemu gazowego, do którego przyłączony jest odbiorca, kontynuowanie dostaw i wyeliminuje ryzyko obarczenia odbiorcy odpowiedzialnością za nielegalny pobór paliw gazowych" - napisano w OSR.

Ponadto, na sprzedawcę, który spodziewa się, że będzie zmuszony do zaprzestania dostarczania paliw gazowych nałożony został obowiązek poinformowania zainteresowanych podmiotów.

Uwagi do projektu w uzgodnieniach międzyresortowych i konsultacjach publicznych można przedstawiać do 12 września do końca dnia.

"Termin ten podyktowany jest pilną potrzebą przyjęcia specjalnego rozwiązania, dotyczącego dostarczania paliw gazowych w sytuacji, gdy dotychczasowy przedsiębiorca zaprzestał dostarczania paliw z powodu okoliczności, za które sprzedawca ten ponosi odpowiedzialność" - napisał minister energii Krzysztof Tchórzewski.

Rozporządzenie wejdzie w życie z dniem 12 września 2018 r.

"Zdecydowano, że ze względu na charakter projektowanych przepisów, które służą wyłącznie ochronie odbiorców paliwa gazowych, celowe jest jak najszybsze ich wejście w życie, tj. w dniu następującym po dniu ogłoszenia. Wskazane jest jak najszybsze zapewnienie funkcjonującego mechanizmu awaryjnego na wypadek zaprzestania dostarczania paliw gazowych" - napisano w uzasadnieniu projektu.

"Jednocześnie ze względu na realne zagrożenie zaprzestania dostarczania paliw gazowych do ponad 50 tys. odbiorców końcowych, zasadne jest nadanie mocy obowiązującej przepisom od dnia 12 września 2018 r." - dodano.

W uzasadnieniu napisano, że istnieje możliwość nadania aktowi normatywnemu wstecznej mocy obowiązującej, jeżeli zasady demokratycznego państwa prawnego nie stoją temu na przeszkodzie. Retroaktywność normy prawnej może wynikać z ważnego interesu publicznego.

"W tym przypadku takim interesem jest zapewnienie dostaw paliw gazowych do odbiorców końcowych w przypadku, w którym ich dostawca nagle zaprzestanie prowadzić działalność" - napisano. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Nowy otwór, Miłosław-6H został zaprojektowany jako odwiert z odcinkiem horyzontalnym (poziomym) poprowadzonym w utworach czerwonego spągowca, co powinno zapewnić o wiele większe przepływy gazu. Jego całkowita długość wyniesie około 4700 metrów. Odcinek pionowy zaplanowany jest do głębokości 3680 metrów, natomiast długość odcinka poziomego wyniesie 800 metrów. Otwór Miłosław-6H położony jest około 100 metrów od odwiertu Miłosław-4K. Rozpoczęte wiercenie potrwa około 80 dni.

Złoże gazu Miłosław E, z którego obie spółki rozpoczęły wydobycie w 2017 roku, leży na obszarze projektowym Płotki w gminie Miłosław (powiat wrzesiński, województwo wielkopolskie). Zostało ono udokumentowane w 2015 roku w trakcie wiercenia otworu Miłosław-4K na koncesji Kórnik-Środa.

Zasoby wydobywalne oszacowano na poziomie ok. 900 mln m sześc. gazu ziemnego zaazotowanego, a prognozowana eksploatacja złoża potrwa około 15-20 lat.

Orlen Upstream, spółka celowa PKN Orlen w zakresie poszukiwania i wydobywania węglowodorów, dysponuje 49 proc. udziałów w tym projekcie. PGNiG posiada pozostałą część i jest operatorem. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG ds. handlowych, poinformował, cytowany w komunikacie, że przedłużenie umowy to konsekwencja zainteresowania spółki ukraińskim rynkiem gazu.

PGNiG może korzystać z ukraińskich magazynów gazu od października ubiegłego roku. Dostęp do nich pozwala PGNiG na bezpośrednią działalność handlową na rynku ukraińskim. PGNiG dostarcza gaz tamtejszym odbiorcom od sierpnia 2016 r.

Do końca czerwca 2018 r. PGNiG wyeksportowało na Ukrainę ponad 1,27 mld m sześc. gazu (liczone wg normy PN).

Ukrtransgaz jest operatorem gazociągów przesyłowych i magazynów gazu na Ukrainie. Należące do spółki podziemne magazyny gazu mają pojemność 31 mld m sześc. (PAP Biznes)

pel/ osz/

"Docelowo będziemy dążyć do uzyskania własnego wydobycia ze złóż w Norwegii na poziomie 10 mld m sześc. rocznie, czyli przepustowości gazociągu Baltic Pipe" – powiedział PAP Woźniak.

W kuluarach polsko–duńskiej konferencji energetycznej w Kopenhadze w poniedziałek szef PGNiG zapewnił też, że spółkę "stać" na nowe akwizycje.

Ze złóż własnych w Norwegii polska spółka wydobywa 0,6 mld m sześc. gazu rocznie. Planuje, by w 2022 roku było to 2,5 mld m sześc.

PGNiG, przez swoją spółkę zależną PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 20 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych w Norwegii. Na dwóch z nich pełni rolę operatora. Firma prowadzi produkcję węglowodorów z pięciu złóż oraz posiada udziały w dwóch innych będących w fazie zagospodarowania. Wielkość udokumentowanych zasobów wydobywalnych Grupy PGNiG w Norwegii wynosi 83 mln boe (stan na 1 stycznia 2018 r.).

Spółka informowała już, że działania w Norwegii koncentruje na tym, aby w 2022 r. - wraz z uruchomieniem gazociągu Baltic Pipe - móc dostarczać przez niego gaz ziemny do Polski. PGNiG informowała m.in. o tym, że spółka zamierza aktywnie uczestniczyć w kolejnych rundach koncesyjnych na rynku norweskim; prowadzi też negocjacje handlowe, by pozyskać nowe obszary do poszukiwania i wydobycia węglowodorów. (PAP)

drag/ wkr/ pad/ asa/

Analitycy Trigon DM uważają, że brak wypłaty dywidendy za 2017 r. spowodowany jest możliwą akwizycją PGNiG w upstreamie.

"Wniosek SP o pozostawieniu zeszłorocznego zysku w spółce został negatywnie odczytany przez rynek i powstały obawy o możliwe zaangażowanie PGN w inwestycje w projekty rządowe, np. w atom. Uważamy, że jednym z powodów braku wypłaty dywidendy było wcześniejsze zbyt optymistyczne założenie spółki, że uda jej się uzyskać realne korzyści w arbitrażu z Gazpromem, do czego byliśmy sceptyczni i nie zakładamy żadnych zysków z tego tytułu" - napisali analitycy.

"Innym powodem może być kumulacja gotówki na zakup złoża w upstreamie lub oficjalny argument: przyspieszenie inwestycji w sieć dystrybucyjną przez PSG. Nie wykluczamy również powrotu do pomysłu utworzenia „narodowego czempiona” i możliwości odkupienia części upstreamowej od LTS i PKN. Ryzyko inwestycji w atom jest wg nas mało prawdopodobne" - dodano w raporcie.

Analitycy wskazują także, że wzrost cen CO2 powinien być netto pozytywny dla wyników spółki.

"Obserwowany w ost. kwartałach mocny wzrost cen CO2 powinien być netto pozytywny dla wyników - przekłada się na wzrost cen gazu w Europie (wzrost popytu na gaz w CCGT, przy mniejszym wykorzystaniu mocy węglowych) i w mniejszym stopniu na wzrost kosztu zakupu certyfikatów w segm. wytwarzania. Rekomendujemy kupno akcji PGN z wyceną docelową 6,8 zł za akcję i 20 proc. potencjałem wzrostu" - dodano w raporcie.

Autorem rekomendacji jest Michał Kozak.

Depesza jest skrótem raportu Trigon DM. W załączniku zamieszczamy plik PDF z wymaganymi zastrzeżeniami prawnymi. (PAP Biznes)

mat/ ana/

PGNiG Upstream Norway jako operator wykona odwiert poszukiwawczy w obrębie koncesji PL838 z wykorzystaniem półzanurzalnej platformy wiertniczej.

"Nasza obecność w Norwegii rozwija się zgodnie z planem. Wszystkie działania koncentrujemy na tym, aby w 2022 r. móc dostarczać gaz ziemny do Polski przez gazociąg Baltic Pipe. Krok po kroku, przy wsparciu polskiego rządu, razem z rzetelnymi partnerami, realizujemy program dywersyfikacji dostaw błękitnego paliwa do naszego kraju" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Jak zaznaczył, spółka zamierza aktywnie uczestniczyć w kolejnych rundach koncesyjnych na rynku norweskim. "Prowadzimy również negocjacje handlowe, by pozyskać nowe obszary do poszukiwania i wydobycia węglowodorów" - podkreślił Woźniak.

Od trzech lat funkcję operatora koncesji PL838 pełni PGNiG Upstream Norway z 40 proc. udziałów, a partnerami są firmy Aker BP i DEA Norge, które mają po 30 proc. udziałów. Koncesja znajduje się na Morzu Norweskim i przylega bezpośrednio do obszaru licencyjnego złóż Skarv i Aerfugl, gdzie PGNiG posiada 12 proc. udziałów jako partner.

W obszarze koncesji udokumentowano kilka obszarów, mogących zawierać złoża ropy naftowej i gazu. Trwają prace nad projektowaniem otworu, który zostanie odwiercony w 2019 roku.

PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 20 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych w Norwegii. Na dwóch z nich pełni rolę operatora. Firma prowadzi produkcję węglowodorów z pięciu złóż oraz posiada udziały w dwóch innych będących w fazie zagospodarowania. Wielkość udokumentowanych zasobów wydobywalnych Grupy PGNiG w Norwegii wynosi 83 mln boe (stan na 1 stycznia 2018 roku). (PAP)

wkr/ wj/ ana/

"Mamy 5 projektów na celowniku, jeden z nich jest bliżej finalizacji. Do tych transakcji podchodzimy bardzo ostrożnie, bardzo szczegółowo analizujemy każdy z nich" - powiedział Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej. (PAP Biznes)

pr/ osz/

PGNiG dostarczył w pierwszym półroczu 2018 roku około 220 mln m3 gazu na Ukrainę.

"To nieznacznie mniej niż przed rokiem, ale spodziewaliśmy się większych zawirowań po rozstrzygnięciu arbitrażu Gazpromu z Naftohazem. Do końca roku oczekujemy stabilizacji, negocjujemy kolejne kontrakty na dostawy gazu" - powiedział Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej. (PAP Biznes)

pr/ pel/

"W przyszłym roku spodziewamy się co najmniej 28 ładunków LNG zarówno z kontraktów długoterminowych, średnioterminowych, jak i z dostaw spotowych" - powiedział Woźniak na czwartkowej konferencji prasowej.

"Będziemy jednak dążyli to pełnego wykorzystywania możliwości terminala w Świnoujściu" - dodał.

Obecne możliwości terminala w Świnoujściu to 38 dostaw LNG w ciągu roku.

W pierwszym półroczu 2018 roku PGNiG zrealizował 11 ładunków LNG w Świnoujściu. Łączny wolumen dostaw to 1,3 mld m sześc. gazu po regazyfikacji.

W pierwszych sześciu miesiącach tego roku gaz skroplony stanowił 18 proc. dostaw z zagranicy, podczas gdy rok wcześniej było to 13 proc. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Kończymy właśnie inwestycję w elektrociepłowni w Jastrzębiu. To blok o mocy 70 MW netto. W połowie września zaplanowane jest zakończenie ruchu próbnego" - powiedział Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej.

Dodał, że inwestycja w Jastrzębiu zakończy się zgodnie z harmonogramem i w założonym budżecie.

Woźniak poinformował również, że zgodnie z harmonogramem przebiega budowa bloku gazowo-parowego o mocy 449 MW w elektrociepłowni w Stalowej Woli.

"Inwestycja ma się zakończyć w grudniu 2019 roku" - powiedział prezes PGNiG. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Nadal wierzymy, że ostateczny werdykt Trybunału Arbitrażowego zapadnie do końca tego roku" - powiedział Woźniak podczas telekonferencji.

Powtórzył, że spółka jest zadowolona z wyroku częściowego, który Trybunał wydał w czerwcu.

Trybunał ustalił wtedy, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom. Orzekł, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Woźniak, pytany podczas telekonferencji, czy zarząd będzie rekomendować wypłatę dywidendy za 2018 rok, odpowiedział: "Za wcześnie jest, by mówić, jaka będzie rekomendacja zarządu. (...) Musimy zobaczyć, jakie będą wyniki za czwarty kwartał, by podjąć decyzję".

Z zysku za 2017 rok PGNiG nie wypłaciło dywidendy. Zgodnie z propozycją Skarbu Państwa, zysk w wysokości 2,034 mld zł został przeznaczony na kapitał zapasowy i kapitał rezerwowy z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej gazu. Wcześniej zarząd PGNiG rekomendował wypłatę 866,7 mln zł dywidendy za 2017 rok, czyli 0,15 zł na akcję.

Woźniak poinformował, że właściciele spółki "doceniają wysoki poziom inwestycji w segment dystrybucji zawarty w strategii grupy".

"Tak długo jak nasi właściciele nie będą oczekiwać dywidendy, z pewnością będziemy więcej inwestować w dystrybucję, nawet ponad kwotę 7,5 mld zł w okresie do 2022 roku" - powiedział.

"Nasze potrzeby inwestycyjne są właściwie nieograniczone. Teraz może być prawdopodobnie łatwiej wydawać więcej na inwestycje" - dodał.

Za 2016 rok spółka wypłaciła 0,2 zł dywidendy na akcję . (PAP Biznes)

pel/ osz/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w II kwartale 2018 roku wzrosła o 15,5 proc. rdr, do 1,63 mld zł z 1,41 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 969 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 768 mln zł (wzrost rdr o 26,2 proc.).

Skonsolidowane przychody w drugim kwartale 2018 roku wyniosły 7,639 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,165 mld zł (+6,6 proc.).

Narastająco od początku 2018 roku przychody grupy PGNiG wynoszą 20,89 mld zł (+11 proc. rdr), EBITDA 4,3 mld zł (+2,9 proc.), EBIT 2,97 mld zł (+4,6 proc.), a zysk netto 2,27 mld zł (+8,2 proc. rdr).

W komentarzu do wyników zarząd PGNiG podał, że na wzrost rdr zysku EBIT w pierwszym półroczu 2018 roku wpływ miały przede wszystkim wzrost marży na sprzedaży ropy naftowej, wyższa marża na sprzedaży usług, nieznaczny wzrost marży na sprzedaży pozostałych produktów, w tym energii elektrycznej, helu, LPG i siarki, rozwiązanie rezerw aktualizujących na środki trwałe i na zapasy LNG, a także zawiązanie niższych niż przed rokiem rezerw operacyjnych.

"Mimo nietypowo ciepłej wiosny, sprzedaż gazu wzrosła o 8 proc., co jest m.in. zasługą szybkiego tempa rozwoju gospodarczego Polski i rosnących mocy elektrowni i elektrociepłowni opalanych gazem. Największy wpływ na wynik grupy miały jednak rosnące ceny ropy i gazu na światowych rynkach, które w przypadku segmentu Obrót i Magazynowanie doprowadziły do wyraźnego wzrostu kosztów" - powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak, cytowany w komunikacie prasowym spółki.

"Z drugiej strony jednak wysokie ceny surowców przełożyły się na bardzo dobre wyniki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie" – dodał.

PGNiG o ponad 50 proc. zwiększył wolumen importu LNG. W pierwszym półroczu 2018 roku gaz skroplony stanowił 18 proc. dostaw z zagranicy, podczas gdy rok wcześniej 13 proc. Udział dostaw z kierunku wschodniego spadł z 80 do 77 proc. r/r. Wzrost wolumenu dostaw LNG to przede wszystkim konsekwencja rozpoczęcia realizacji dodatkowego kontraktu na dostawy gazu skroplonego z Kataru oraz umowy średnioterminowej z Centrica.

W pierwszym półroczu 2018 roku nakłady inwestycyjne GK PGNiG na rzeczowe aktywa trwałe oraz wartości niematerialne i prawne wyniosły 1,4 mld zł i były o 20 proc. wyższe rok do roku.

Poniżej wybrane skonsolidowane dane finansowe w II kwartał 2018 roku i ich porównanie do wyników z II kwartału 2017 roku.

POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody segmentu w drugim kwartale wzrosły r/r o 30 proc. do 1,68 mld zł.

"To przede wszystkim konsekwencja rosnących cen ropy i gazu na światowych rynkach. Średnia kwartalna cena ropy, wyrażona w złotych, była w tym okresie aż o 39 proc. wyższa niż przed rokiem. Z kolei średnia kwartalna cena gazu na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii wyniosła 94,39 zł (za MWh) – o ponad 28 proc. więcej niż w II kwartale 2017 roku" - napisano w komunikacie.

Segment poprawił również wyniki operacyjne: wydobycie gazu r/r wzrosło o ok. 3 proc. – do 1,07 mld m sześc., a ropy o 20 proc. – do 324 tys. ton.

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Segment zwiększył w drugim kwartale przychody o 11 proc. r/r, do 5,56 mld zł co jest efektem wyższej średniej ceny sprzedaży gazu. Jednocześnie wzrosły koszty operacyjne segmentu, przede wszystkim wskutek wyższych cen pozyskania gazu, co jest konsekwencją rosnących notowań węglowodorów na światowych rynkach.

W drugim kwartale 2018 r. koszty segmentu wyniosły 5,77 mld zł i były wyższe niż przed rokiem o 9 procent.

"Wyraźnie zwiększył się wolumen gazu dostarczonego do rafinerii i petrochemii, o blisko 19 proc., oraz elektrowni i elektrociepłowni – o prawie 31 proc. Na uwagę zasługuje także dynamiczny wzrost sprzedaży spółki PST (PGNiG Supply & Trading), która – oprócz tradingu na rynkach giełdowych – dostarcza także gaz i energię elektryczną do odbiorców detalicznych na rynku niemieckim i austriackim. W drugim kwartale 2018 r. PST sprzedała 0,72 mld m sześc. gazu – niemal o 50 proc. więcej niż rok wcześniej" - napisano w komunikacie.

Przychody segmentu ze sprzedaży energii elektrycznej w drugim kwartale wyniosły 0,47 mld zł, co oznacza wzrost o 17 proc. w porównaniu

do analogicznego okresu 2017 roku.

W drugim kwartale GK PGNiG zwiększyła import gazu, który wyniósł 3,42 mld m sześc. i był o około 3 proc. wyższy niż przed rokiem.

DYSTRYBUCJA

"Mimo ciepłej wiosny, a także niższej niż przed rokiem stawki taryfy przesyłowej, GK PGNiG utrzymała poziom przychodów ze sprzedaży w segmencie Dystrybucja (niewielki spadek na poziomie 1 proc. r/r, do 1,14 mld zł). Wolumen dystrybuowanego gazu był niższy o 12 procent" - napisano w komunikacie.

WYTWARZANIE

"Wysokie temperatury przełożyły się także na wyniki finansowe i operacyjne segmentu Wytwarzanie. Wolumen dostarczonego ciepła był mniejszy niż przed rokiem o 35 proc. (4,43 PJ), a przychody z jego sprzedaży spadły o 28 proc., do 172 mln zł" - napisano w komunikacie.

W przypadku energii elektrycznej spadek wolumenu sprzedaży wyniósł 19 proc., do 599 GWh, czego skutkiem było obniżenie przychodów do 112 mln zł, a więc o 5 proc. mniej niż w II kw. 2017 r. Ogółem przychody segmentu ze sprzedaży wyniosły 347 mln zł i były niższe niż rok wcześniej o 15 procent.

Poniżej przedstawiamy wyniki finansowe grupy PGNiG w drugim kwartale 2018 roku w podziale na segmenty operacyjne. Dane w mln zł.

(PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w II kwartale 2018 roku wzrosła do 1,63 mld zł z 1,41 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 969 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 768 mln zł.

Skonsolidowane przychody w drugim kwartale 2018 roku wyniosły 7,639 mld zł, podczas gdy rok temu były na poziomie 7,165 mld zł.

Narastająco od początku 2018 roku przychody grupy PGNiG wynoszą 20,89 mld zł, EBITDA 4,3 mld zł, EBIT 2,97 mld zł, a zysk netto 2,27 mld zł.

Poniżej wybrane skonsolidowane dane finansowe w II kwartał 2018 roku i ich porównanie do wyników z II kwartału 2017 roku.

(PAP Biznes)

pr/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"(...) Poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego na morzach okalających Norwegię to kluczowy element rozwoju realizowanej do 2022 roku strategii biznesowej Grupy Lotos" - powiedział Piotr Statkiewicz, prezes Lotos Exploration & Production Norge AS, cytowany w komunikacie prasowym.

W perspektywie lat 2017-2022 Grupa Lotos zaplanowała inwestycje w segment wydobywczy na poziomie 3,0 mld zł. Oprócz tego w dalszej perspektywie realizacji strategii będą podejmowane kolejne decyzje o alokacji części z 3,3 mld zł na inne przedsięwzięcia związane z rozwojem segmentu wydobycia węglowodorów.

Lotos posiada w Norwegii udziały w 28 koncesjach. Zasoby wydobywalne (kategoria 2P) ropy naftowej i gazu ziemnego w ramach norweskich koncesji, w których udziały posiada Lotos, wynoszą ok. 36 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej). To ponad 1/3 wszystkich zasobów węglowodorów grupy kapitałowej Lotos. Obecnie wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej odbywa się obecnie ze złóż Atla, Vale, Skirne i Heimdal w obszarze Heimdal, a także ze złóż Sleipner Ost i Vest, Loke oraz Gungne w obszarze Sleipner.

Z kolei PGNiG poinformowało, że na rynku norweski działa już od ponad 10 lat, a od rozpoczęcia produkcji w 2012 roku wydobyło w Norwegii 2,14 mld m sześc. gazu i prawie 2,2 mln ton ropy naftowej.

Po 2022 roku spółka planuje na tamtejszych złożach wydobywać 2,5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie.

Poprzez swoją spółkę PGNiG Upstream Norway AS prowadzi poszukiwania i eksploatację na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (Morza: Północne, Norweskie i Barentsa). PGNiG posiada w Norwegii udziały w 20 koncesjach. Wydobycie gazu i ropy naftowej odbywa się obecnie ze złóż Skarv, Vilje, Morvin, Vale oraz Gina Krog.

PGNiG prowadzi również prace nad zagospodarowaniem złóż Skogul i Aerfugl. W pierwszym półroczu 2018 roku norweskie Ministerstwo Ropy i Energii zatwierdziło plany PGNiG dotyczące tych koncesji. Rozpoczęcie wydobycia ze złóż Skogul i Aerfugl jest planowane na 2020 rok.

Zasoby wydobywalne ropy i gazu w ramach koncesji, w których udziały posiada PGNiG, wynoszą około 83 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej).

"PGNiG nabywa kolejne aktywa poszukiwawcze i wydobywcze na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w drodze akwizycji i poprzez udział w rundach koncesyjnych" - napisano w komunikacie PGNiG. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Złoże położone jest na terenie wspólnego obszaru projektowego Płotki w Wielkopolsce na koncesji Śrem-Jarocin. Prace prowadzone były od końca kwietnia.

W najbliższych tygodniach PGNiG oraz Orlen Upstream z Grupy Orlen będą realizować wspólnie wiercenie otworu Komorze-3H/S1. Ponadto obie spółki przygotowują się do zagospodarowania złoża Miłosław, które zostało odkryte w maju 2017 roku. Zakończenie inwestycji i rozpoczęcie wydobycia planowane jest na przełomie II i III kwartału 2019 roku.

PGNiG, który jest operatorem na obszarze projektowym Płotki, posiada 51 proc. udziałów. Orlen Upstream, z pozostałą częścią udziałów, pełni funkcję partnera. (PAP Biznes)

pr/ osz/

PGNiG podało, że również w ujęciu ilościowym nastąpił wzrost importu LNG w porównaniu z gazem z Rosji.

PGNiG sprowadziło w okresie styczeń-lipiec 2018 roku o ok. 0,6 mld m sześc. więcej gazu LNG niż w analogicznym okresie 2017 r., import ten był o 60 proc. wyższy niż w analogicznym okresie 2017 r. Natomiast import gazu z Rosji wzrósł rdr o niecałe 0,4 mld m sześc., czyli o ok. 6 proc.

"Wahające się corocznie ilości importowanego gazu z Rosji nie są skutkiem jakichkolwiek zmian w długoterminowym kontrakcie importowym. Ilości te muszą być zawsze wyższe od minimalnych ilości narzuconych przez Gazprom w ramach klauzuli „take or pay”, ale są także zawsze niższe od maksymalnych ilości rocznych ustalonych wiele lat temu w długoterminowym kontrakcie importowym, który wygasa w 2022 roku" - napisano w komunikacie PGNiG.

Konsumpcja gazu w Polsce wzrosła z 15 mld m sześc. w 2015 r. do 17 mld m sześc. w 2017 r.

Oprócz wydobycia gazu w Polsce, które pokrywa około 25 proc. zapotrzebowania polskiego rynku, PGNiG importuje gaz z coraz większej liczby państw.

PGNiG przygotowuje się do rozpoczęcia zaopatrywania polskiego rynku w gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, którego transport gazociągiem BalticPipe przez Morze Północne, Danię i Morze Bałtyckie rozpocznie się pod koniec 2022 r.

Ponadto, w ramach przygotowywanych kontraktów wieloletnich, PGNiG będzie dysponował od 2022 r. corocznie portfelem ponad 4 mln ton LNG z USA (ok. 5,5 mld m sześc. po regazyfikacji). (PAP Biznes)

pr/ asa/

Gazprom podał, że eksport gazu do Europy w ciągu 7 miesięcy wyniósł 117,1 mld m szesc. gazu, o 5,8 proc. więcej rdr. (PAP Biznes)

map/ asa/

KAMIL KLISZCZ, ANALITYK DM mBANKU (raport poranny)

"Konsensus EBITDA oscylował wokół 1,5 mld zł, tak więc drugi kwartał zaskakuje rynek pozytywnie szczególnie na obrocie, gdzie niektórzy nie uwzględniając efektów liberalizacji zakładali ponad 2x wyższe straty. Tymczasem drugi kwartał potwierdza naszą tezę, że drożejący gaz i ropa to kłopot tylko w obszarze taryfy G (uwolniona część rynku ma rosnące ceny uwzględnione w formułach indeksowanych do TGE czy TTF), która właśnie została podniesiona (duże zaskoczenie, nikt nie spodziewał się, że URE jeszcze w tym roku zaakceptuje jakąś podwyżkę, a szczególnie tej skali).

Przypominamy również o przesunięciu części marży do wydobycia w związku z rozliczeniami spotowymi pomiędzy segmentami. Po ubiegłotygodniowych danych operacyjnych (słabe dane wolumenowe w dystrybucji i cieple) oczekiwaliśmy negatywnych odchyleń na tych segmentach rzędu 0,1 mld zł od naszej pierwotnej prognozy. Dystrybucja ostatecznie była jednak zgodna z oczekiwaniami, ale ciepło ucierpiało na pogodzie bardziej niż zakładaliśmy".

*******************

Grupa PGNiG podała w czwartek, że - zgodnie z szacunkami - jej skonsolidowana EBITDA w drugim kwartale 2018 roku wyniosła 1.627 mln zł wobec 1.408 mln zł przed rokiem. Zysk netto grupy w tym okresie wyniósł 703 mln zł wobec 499 mln zł rok wcześniej.

Konsensus PAP Biznes, oparty o pięć prognoz, zakładał EBITDA na poziomie 1.518 mln zł i zysk netto w wysokości 597,5 mln zł. Prognozy zysku netto dotyczą wyniku przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej.

Spółka podała, że EBITDA w segmencie poszukiwanie i wydobycie wyniosła 1.187 mln zł (863 mln zł rok wcześniej), w segmencie obrót i magazynowanie -209 mln zł (-268 mln zł rok wcześniej), w dystrybucji 622 mln zł (692 mln zł przed rokiem), a w wytwarzaniu 65 mln zł (170 mln zł przed rokiem).

Zgodnie z komunikatem, skonsolidowane przychody PGNiG w drugim kwartale wyniosły 7.639 mln zł wobec 7.128 mln zł przed rokiem i wobec konsensusu na poziomie 8.226 mln zł.

Zysk operacyjny grupy wyniósł w drugim kwartale 970 mln zł wobec 768 mln zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes zakładał EBIT na poziomie 864,5 mln zł.

Ponadto URE podało w czwartek, że zatwierdził nową taryfę PGNiG Obrót Detaliczny. Według URE ceny gazu podwyższone zostały o 5,9 proc. w stosunku do taryfy obowiązującej. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Konsensus PAP Biznes, oparty o pięć prognoz, zakładał EBITDA na poziomie 1.518 mln zł i zysk netto w wysokości 597,5 mln zł. Prognozy zysku netto dotyczą wyniku przypadającego akcjonariuszom jednostki dominującej.

Spółka podała, że EBITDA w segmencie poszukiwanie i wydobycie wyniosła 1.187 mln zł (863 mln zł rok wcześniej), w segmencie obrót i magazynowanie -209 mln zł (-268 mln zł rok wcześniej), w dystrybucji 622 mln zł (692 mln zł przed rokiem), a w wytwarzaniu 65 mln zł (170 mln zł przed rokiem).

Zgodnie z komunikatem, skonsolidowane przychody PGNiG w drugim kwartale wyniosły 7.639 mln zł wobec 7.128 mln zł przed rokiem i wobec konsensusu na poziomie 8.226 mln zł.

Zysk operacyjny grupy wyniósł w drugim kwartale 970 mln zł wobec 768 mln zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes zakładał EBIT na poziomie 864,5 mln zł.

"W II kwartale 2018 r. spisane odwierty negatywne i sejsmika wpłynęły na wynik w kwocie -132 mln zł (-81 mln zł w II kwartale 2017 r.), natomiast saldo zmiany stanu odpisów aktualizujących majątek trwały wpłynęło na wynik w kwocie +72 mln zł (+56 mln zł w II kwartale 2017 r.)" - podała grupa w komunikacie.

W całym pierwszym półroczu 2018 roku przychody grupy wyniosły 20.886 mln zł, EBITDA wyniosła 4,3 mld zł, EBIT wyniósł 2.974 mln zł, a zysk netto 2.270 mln zł. Przed rokiem było to odpowiednio: 18.742 mln zł, 4.177 mln zł, 2.842 mln zł i 2.098 mln zł.

"W I półroczu 2018 r. spisane odwierty negatywne i sejsmika wpłynęły na wynik w kwocie -376 mln zł (-98 mln zł w I półroczu 2017 r.), natomiast saldo zmiany stanu odpisów aktualizujących majątek trwały wpłynęło na wynik w kwocie +312 mln zł (+76 mln zł w I półroczu 2017 r.)" - podał PGNiG w komunikacie.

Publikacja raportu okresowego za II kwartał oraz I półrocze 2018 roku zaplanowana jest na 30 sierpnia 2018 roku. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Dane w mln zł

(PAP Biznes)

sar/ gor/

Konsensus PAP Biznes, oparty o pięć prognoz, zakładał EBITDA na poziomie 1.518 mln zł i zysk netto w wysokości 597,5 mln zł.

Spółka podała, że EBITDA w segmencie poszukiwanie i wydobycie wyniosła 1.187 mln zł, w segmenice obrót i magazynowanie -209 mln zł, w dystrybucji 622 mln zł, a w wytwarzaniu 65 mln zł. (PAP Biznes)

sar/ gor/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu nr 39/2018 z dnia 19 lipca 2018 roku, przekazuje wstępne skonsolidowane wyniki finansowe w II kwartale oraz I półroczu 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Według URE ceny gazu podwyższone zostały o 5,9 proc. w stosunku do taryfy obowiązującej.

"Pozostałe elementy mające wpływ na wysokość opłat za gaz nie ulegają zmianie, tak więc faktyczna podwyżka rachunków dla odbiorców PGNiG OD jest niższa i w części obrotowej oznacza wzrost średnich cen o 5,3 proc. zarówno dla gazu wysokometanowego, jak i dla gazów zaazotowanych" - napisano.

Według URE rachunki wzrosną średnio o 3,6 proc.

URE podał, że główną przyczyną podwyżki cen gazu jest obserwowany od maja istotny wzrost kosztów zakupu gazu ziemnego wysokometanowego nabywanego przez przedsiębiorstwo na Towarowej Giełdzie Energii, która jest głównym źródłem zakupu tego surowca przez PGNiG OD.

Nowe ceny mogą wejść w życie najwcześniej 14 dni od dnia opublikowania zmiany taryfy i zostały zatwierdzone do końca roku. (PAP Biznes)

map/ pel/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG") otrzymał informację o zatwierdzeniu decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") z dnia 25 lipca 2018 roku zmiany nr 2 Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 6 ("zmiana Taryfy Detalicznej").

Podwyżka ceny za paliwo gazowe w zmianie Taryfy Detalicznej w stosunku do dotychczasowej taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. dla wszystkich grup taryfowych wynosi 5,9%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Zgodnie z przepisami Prawa energetycznego, PGNiG Obrót Detaliczny wprowadzi zmianę Taryfy Detalicznej do stosowania nie wcześniej niż po upływie 14 dni i nie później niż do 45 dnia od dnia jej opublikowania w biuletynie URE. Zgodnie z decyzją Prezesa URE zmiana Taryfy Detalicznej obowiązywać będzie do 31 grudnia 2018 roku.

Szczegóły dotyczące zatwierdzonych taryf dostępne są na stronie internetowej www.ure.gov.pl i opublikowane w Biuletynie Branżowym URE - Paliwa gazowe.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie informuje, że na podstawie uchwały nr 42/2007 Zarządu GPW z późn. zm., po sesji 24 lipca 2018 r. zostanie przeprowadzona korekta nadzwyczajna listy uczestników indeksu WIGdiv polegająca na wykreśleniu akcji spółki PGNIG (ISIN PLPGNIG00014) z listy uczestników tego indeksu.

Operacja wykreślenia akcji spółki PGNIG z portfela indeksu wynika z metodologii, zgodnie z którą w indeksie WIGdiv nie mogą uczestniczyć spółki, których walne zgromadzenie akcjonariuszy podjęło decyzję o niewypłacaniu dywidendy w bieżącym roku.

kom mra

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA informuje o zmianie terminu przekazania do publicznej wiadomości skonsolidowanego raportu półrocznego za I półrocze 2018 roku na dzień 30 sierpnia 2018 roku.

Pierwotna data publikacji tego raportu była ustalona na dzień 22 sierpnia 2018 roku, zgodnie z informacją przekazaną raportem bieżącym nr 10/2018 z dnia 30 stycznia 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 70 pkt 3 Ustawy o ofercie - WZA lista powyżej 5 %

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") podaje listę akcjonariuszy posiadających, co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 29 czerwca 2018 roku i zakończonym dnia 20 lipca 2018 r. wraz z określeniem liczby głosów przysługujących każdemu z nich, z posiadanych akcji i wskazaniem ich procentowego udziału w liczbie głosów na tym Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu oraz w ogólnej liczbie głosów.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści uchwał, które zostały podjęte przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG zwołane na dzień 29 czerwca 2018 roku i zakończone, po ogłoszonej przerwie, 20 lipca 2018 roku.

Uchwały, które zostały podjęte do chwili ogłoszenia przerwy zostały opublikowane w Raporcie Bieżącym nr 36/2018 oraz nr 38/2018.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Skarb Państwa poinformował w piątek, że chce, aby zysk PGNiG za 2017 rok został przeznaczony na kapitał zapasowy i kapitał rezerwowy z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej gazu.

W maju zarząd PGNiG zarekomendował wypłatę 866,7 mln zł dywidendy z zysku netto za 2017 rok, czyli 0,15 zł na akcję.

Zysk netto spółki za rok 2017 wyniósł 2,034 mld zł. Zgodnie z propozycją Skarbu Państwa, 866,75 mln zł ma zostać przeznaczone na kapitał rezerwowy z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej gazu, a 1,17 mld zł na zwiększenie kapitału zapasowego spółki.

Za 2016 rok spółka wypłaciła 0,2 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Zysk netto spółki za rok 2017 wyniósł 2,034 mld zł. Zgodnie z projektem uchwały, 866,75 mln zł ma zostać przeznaczone na kapitał rezerwowy z przeznaczeniem na rozbudowę i modernizację krajowej sieci dystrybucyjnej gazu, a 1,17 mld zł na zwiększenie kapitału zapasowego spółki.

W maju zarząd PGNiG zarekomendował wypłatę 866,7 mln zł dywidendy z zysku netto za 2017 rok, czyli 0,15 zł na akcję.

Za 2016 rok spółka wypłaciła 0,2 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), na wniosek akcjonariusza - Skarb Państwa zgłoszony na podstawie art. 401 Kodeksu spółek handlowych, przedstawia niniejszym treść projektu uchwały do punktu nr 10 porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy PGNiG zwołanego na dzień 29 czerwca 2018 r. i kontynuowanego, po ogłoszonej przerwie, 20 lipca 2018 r. pt. "Podjęcie uchwały w sprawie podziału zysku finansowego netto za rok 2017 oraz wyznaczenia dnia dywidendy i terminu wypłaty dywidendy.".

Projekty uchwał zostały opublikowane w raporcie bieżącym nr 32/2018 z dnia 29 maja 2018 r.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

ŁUKASZ PROKOPIUK, ANALITYK DM BOŚ:

"Na dwie rzeczy warto zwrócić uwagę. Pierwszą z nich jest relatywnie słaby wolumen dystrybucji na poziomie 2,14 mld m sześc. My spodziewaliśmy się poziomu 2,5 mld m sześc.

Drugą rzeczą są relatywnie lepsze wolumeny produkcji ropy naftowej - 324 tys. ton w stosunku do oczekiwanych przez nas 300 tys. ton.

Zakładaliśmy w segmencie dystrybucyjnym 625 mln zł EBITDA. Biorąc pod uwagę zaprezentowane wolumeny, wynik ten może być o 150 mln zł słabszy.

W segmencie upstream zakładaliśmy z kolei wynik 1,15 mld zł, a biorąc pod uwagę te dane wolumenowe może to być 1,2 mld zł".

DM BDM (raport poranny)

"W drugim kwartale 2018 roku grupa miała wzrost wolumenu sprzedaży gazu rdr, ale w samym PGNiG SA oraz PGNiG OD odnotowano spadki. Słabe wolumeny są w dystrybucji oraz wytwarzaniu. W upstreamie nieznacznie wzrósł wolumen wydobycia gazu, wyraźny przyrost jest z kolei w przypadku ropy (ale spadła sprzedaż rdr)".

********

Szacowany wolumen sprzedaży gazu ziemnego przez grupę PGNiG w II kwartale 2018 r. wyniósł 5,44 mld m sześc. wobec 5,39 mld m sześc. w analogicznym okresie poprzedniego roku.

Wydobycie gazu ziemnego w drugim kwartale wyniosło 1,07 mld m sześc. wobec 1,04 mld m sześc. rok wcześniej. Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,42 mld m sześc. gazu wobec 3,33 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,60 mld m sześc. wobec 2,52 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen dystrybucji gazów przez Polską Spółkę Gazownictwa w jednostkach naturalnych wyniósł w drugim kwartale 2,14 mld m sześc. wobec 2,44 mld m sześc. przed rokiem.

Wolumen wydobycia ropy naftowej przez grupę PGNiG wzrósł w drugim kwartale 2018 r. do 324,4 tys. ton z 269,6 tys. ton rok wcześniej. Wolumen sprzedaży ropy naftowej spadł w tym czasie do 294 tys. ton z 315,4 tys. ton w drugim kwartale 2017 roku.

Wolumen sprzedaży ciepła w okresie kwiecień-czerwiec 2018 roku spadł do 4,43 PJ z 6,85 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wyniósł 0,6 TWh wobec 0,74 TWh przed rokiem.

Na koniec czerwca 2018 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego wynosił ok. 2,1 mld m sześc. gazu. Nie obejmuje on wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Operatora Gaz-Systemu. (PAP Biznes)

pel/ sar/ ana/

Wydobycie gazu ziemnego w drugim kwartale wyniosło 1,07 mld m sześc. wobec 1,04 mld m sześc. rok wcześniej. Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,42 mld m sześc. gazu wobec 3,33 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,60 mld m sześc. wobec 2,52 mld m sześc. rok wcześniej.

W całym pierwszym półroczu wydobycie gazu ziemnego wyniosło 2,25 mld m sześc. wobec 2,22 mld m sześc. rok wcześniej. Import gazu ziemnego wyniósł w tym okresie 7,26 mld m sześc. gazu wobec 6,55 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" w pierwszym półroczu wyniósł 5,58 mld m sześc. wobec 5,23 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej przez grupę PGNiG wzrósł w drugim kwartale 2018 r. do 324,4 tys. ton z 269,6 tys. ton rok wcześniej. Wolumen sprzedaży ropy naftowej spadł w tym czasie do 294 tys. ton z 315,4 tys. ton w drugim kwartale 2017 roku.

W całym pierwszym półroczu wolumen wydobycia ropy naftowej wzrósł do 672,7 tys. ton z 615,4 tys. ton rok wcześniej. Wolumen sprzedaży ropy naftowej wzrósł w tym czasie do 723 tys. ton z 705,6 tys. ton w pierwszym półroczu roku 2017.

Wolumen sprzedaży ciepła w okresie kwiecień-czerwiec 2018 roku spadł do 4,43 PJ z 6,85 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wyniósł 0,6 TWh wobec 0,74 TWh przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ciepła w okresie styczeń-czerwiec tego roku spadł do 23,46 PJ z 24,94 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji do 2,14 TWh z 2,19 TWh przed rokiem.

Na koniec czerwca 2018 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) w podziemnych magazynach gazu wysokometanowego wynosił ok. 2,1 mld m sześc. gazu. Nie obejmuje on wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Operatora Gaz-Systemu. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Wydobycie gazu ziemnego w drugim kwartale wyniosło 1,07 mld m sześc. wobec 1,04 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,42 mld m sześc. gazu wobec 3,33 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,60 mld m sześc. wobec 2,55 mld m sześc. rok wcześniej. (PAP Biznes)

kuc/ sar/ ana/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje szacunkowe, wybrane dane operacyjne za II kwartał oraz I półrocze 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Raport został sporządzony przy kursie 5,71 zł, a w piątek za zamknięciu sesji jedna akcja PGNiG kosztowała 5,78 zł.

Analitycy dokonali zmian w krótkoterminowych prognozach dla PGNiG.

"Nasza długoterminowa prognoza średniocyklicznej powtarzalnej EBITDA rośnie do 7,5 mld zł (poprzednio 7,1 mld zł), głównie za sprawą podwyższonych prognoz dla segmentu wydobycia (wpływ do pewnego stopnia zniwelowany przez oczekiwane niższe wyniki segmentu obrotu)" - podano w raporcie.

"Prognozujemy długoterminową docelową EBITDA dla segmentu wydobywczego/obrotu i handlu/dystrybucji/energetycznego na 5,0 mld zł/ -700 mln zł/2,6 mld zł/800 mln zł" - dodano.

W drugim kwartale 2018 roku analitycy DM BOŚ oczekują 1,35 mld zł skonsolidowanej skorygowanej EBITDA w porównaniu do 1,37 mld zł rok temu i zakładają wyższą niż rok temu EBITDA w segmencie wydobycia, która - jak oceniają - może być zniwelowana słabszą EBITDA wygenerowaną przez segment handlu i obrotu gazem.

W tym samym okresie prognozują 675 mln zł raportowanego zysku operacyjnego i 430 mln zł zysku netto.

Autorem raportu jest Łukasz Prokopiuk.

Depesza jest skrótem raportu DM BOŚ. Dystrybucja niniejszego raportu nastąpiła 2 lipca 2018 roku o godzinie 8.45. W załączniku zamieszczamy wymagane prawem informacje DM BOŚ. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Umowa dotyczy dostaw ciepła w wodzie sieciowej (z Elektrociepłowni Siekierki, Elektrociepłowni Żerań, Ciepłowni Kawęczyn i Ciepłowni Wola) oraz w parze technologicznej (z Elektrociepłowni Żerań).

Porozumienie zostało podpisane na okres do końca sierpnia 2028 roku z możliwością przedłużenia na kolejnych 12 miesięcy.

"Sprzedawane w jego ramach ciepło systemowe – czyli ogrzewanie i ciepła woda dostarczane do budynków siecią dystrybucyjną – stanowi blisko 80 proc. ciepła zużywanego w stolicy" - podano w komunikacie. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Zwyczajne Walne Zgromadzenie ("ZWZ") PGNiG na posiedzeniu w dniu 6 lipca 2018 roku podjęło uchwałę o ogłoszeniu przerwy w obradach ZWZ, które zostaną wznowione 20 lipca 2018 r. o godz. 13:00 w siedzibie Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA w Warszawie przy ul. Marcina Kasprzaka 25, w budynku Muzeum.

Uchwała, która została podjęta w dniu 6 lipca 2018 roku do chwili ogłoszenia przerwy, stanowi załącznik do niniejszego raportu.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Wniosek w sprawie przerwy zgłosił przedstawiciel Skarbu Państwa.

Walne spółki zostało zwołane na 29 czerwca, wówczas zostało jednak przerwane do 6 lipca.

Akcjonariusze PGNiG zdecydować mają między innymi o podziale zysku za 2017 rok i o zmianach w statucie spółki.

Projekt uchwały w sprawie podziału zysku zakłada przeznaczenie na dywidendę 866,75 mln zł, co dawać ma 0,15 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

seb/ gor/

W dniu wydania raportu kurs PKN Orlen wynosił 82,5 zł, kurs PGNiG 5,53 zł, kurs Lotosu 54,5 zł, a kurs MOL-a 2,662 tys. forintów.

"Wszystko wskazuje na to, że nasze kasandryczne prognozy dotyczące zakończenia wzrostowego cyklu w segmencie downstream zaczynają się realizować, a spadki marż nabierają dynamiki. Drożejąca ropa, która obok rosnącej podaży mocy wytwórczych jest głównym źródłem pogorszenia rentowności rafinerii, stanowi jednocześnie wsparcie dla spółek wydobywczych, które korzystają z dźwigni operacyjnej po latach zaostrzania dyscypliny kosztowej" - napisano w raporcie.

W efekcie, DM mBanku spodziewa się odwrócenia trendów wolnych przepływów pieniężnych spółek paliwowych - szczególnie, że segment rafineryjny zwiększa aktualnie nakłady inwestycyjne, a segment wydobywczy dopiero analizuje potencjalne projekty.

"Znalazło to już częściowo odzwierciedlenie w zachowaniu indeksów sektorowych, aczkolwiek zwracamy uwagę, że póki co rynek zdyskontował powrót zyskowności segmentów do średnich długoterminowych, które w okresie przesilenia mogą nie stanowić dobrego punktu odniesienia dla zyskowności tych biznesów w krótkim terminie" - napisano w raporcie.

"W przyjętym scenariuszu makro rekomendujemy przeważanie spółek z ekspozycją na segment poszukujących i produkcyjnych, a więc PGNiG i MOL-a, kosztem PKN Orlen" - dodano.

Pierwsze udostępnienie raportu, którego autorem jest Kamil Kliszcz, miało miejsce 29 czerwca o godzinie 8.30.

Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)

kuc/ gor/

Pierwsze udostępnienie raportu, którego autorem jest Kamil Kliszcz, miało miejsce 29 czerwca o godzinie 8.30.

Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

Woźniak podkreślił, że sztokholmski arbitraż „na 54 stronach przekazał, że PGNiG ma prawo żądać obniżki cen gazu". "Rosyjscy komentatorzy tego nie zmienią. Arbitraż potwierdził prawo do ustalenia poziomu cen między tym, co płaciliśmy, a benchmarkiem w UE, czyli hubową ceną gazu” - powiedział.

Na pytanie, o jakie pieniądze chodzi w sporze z Gazpromem, Woźniak powiedział, że to „bardzo dużo pieniędzy dla PGNiG”.

W sobotę PGNiG poinformowało, że Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie orzekł, że spełniona została przesłanka kontraktowa uprawniająca PGNiG do żądania zmiany ceny za gaz dostarczany do Polski w ramach Kontraktu Jamalskiego.

Rosyjski koncern Gazprom oświadczył w poniedziałek, że w wyroku Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie odmówił PGNiG zmiany ceny za gaz zgodnej z żądaniami polskiej firmy. Gazprom podkreślił też, że decyzja Trybunału jest tymczasowa.

Ustalona w dalszym postępowaniu przez Trybunał w Sztokholmie nowa cena rosyjskiego gazu dla Polski będzie obowiązywać wstecz od 1 listopada 2014 r. – podkreśliło PGNiG.

Polska spółka uważa, że dotychczasowa cena kontraktowa nie odpowiadała cenie rynkowej, dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w Kontrakcie Jamalskim możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a w lutym 2016 r. złożyła pozew przeciw Gazpromowi.

Podpisany w 1996 r. Kontrakt Jamalski przewiduje dostawy ok. 10 mld metrów sześc. gazu rocznie. Zgodnie z narzuconą przez Gazprom klauzulą take-or-pay PGNiG musi odebrać co najmniej 8,7 mld m sześc. zakontraktowanego gazu rocznie. Umowa obowiązuje do 2022 r.

autor: Małgorzata Dragan (PAP)

drag/ amac/ ana/

Woźniak poinformował, że polski plan dywersyfikacji kierunków i źródeł dostaw gazu w części północnej jest już realizowany. Kierowana przez niego firma posiada 21 koncesji na szelfie norweskim Morza Północnego. Gaz wydobywany z tamtejszych złóż trafi do polskiego systemu gazowego po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, nastąpi jesienią 2022 r. Terminal LNG w Świnoujściu może przyjąć gaz skroplony z dowolnego miejsca świata. Obecnie jego moc regazyfikacyjna wynosi 5 mld m sześc. – w planach jest rozbudowa do 7,5 mld m sześc.

„Na północy (osi północ – południe - PAP )odrobiliśmy lekcje. Czekamy na zakończenie inwestycji i rozpoczęcie prawdziwej walki na równych zasadach z bardzo poważnym sojuszem rosyjsko - niemieckim w sektorze gazowym” - powiedział Woźniak podczas Forum Regionów Trójmorza w podrzeszowskiej Jasionce.

Jednocześnie polska spółka gazowa penetruje projekty złóż gazowych znajdujących się na południu Europy.

Jak powiedział PAP, PGNiG analizuje obecnie kilkanaście projektów. Chodzi m.in. o niezwykle zasobne, odkryte 9 lat temu złoża położone w tzw. basenie lewantyńskim na Morzu Śródziemnym, okolice Cypru, Grecji, ale również złoża w Bułgarii i Rumunii. Jak dodał projekty dotyczą złóż udostępnionych, bardziej lub mniej rozwiniętych.

„Nie mamy jakiś preferencji, mamy jedynie kryteria, które – jak podkreślił – są bardzo ostre. (PAP)

drag/ skr/ gor/

"Trybunał Arbitrażowy zgodził się z argumentami spółki Gazprom Eksport i w całości odmówił PGNiG zmiany ceny według żądania, które zgłaszała ta firma" - głosi poniedziałkowy komunikat wystosowany przez Gazprom. Koncern podkreślił też, że decyzja Trybunału ma charakter tymczasowy i że ostateczny werdykt zostanie wydany "po dodatkowych konsultacjach ze stronami".

W sobotę PGNiG poinformowało, że Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie orzekł, że spełniona została przesłanka kontraktowa uprawniająca PGNiG do żądania zmiany ceny za gaz dostarczany do Polski w ramach Kontraktu Jamalskiego. Zdaniem Gazpromu Trybunał potwierdził przewidziane w kontrakcie prawo PGNiG do żądania zrewidowania ceny w razie istotnych zmian na rynku. Rosyjska firma twierdzi, że Trybunał nie zgodził się natomiast z zaproponowanym przez PGNiG sposobem zmiany ceny i formuły jej ustalania. Ponadto, według Gazpromu, arbitraż nie uznał argumentów PGNiG, iż ceny w hubach gazowych są jedynym znaczącym czynnikiem kształtowania cen w długoterminowych kontraktach na dostawy gazu.

Prezes PGNiG Piotr Woźniak poinformował w sobotę, że Trybunał Arbitrażowy "uwzględnił kluczowe argumenty PGNiG wskazujące na konieczność obniżenia ceny kontraktowej i odrzucił zarzuty formalne Gazpromu, nakierowane na utrzymanie dotychczasowych, nierynkowych warunków cenowych w Kontrakcie Jamalskim".

Według komunikatu PGNiG Trybunał Arbitrażowy "ustalił, że w listopadzie 2014 r. PGNiG złożyło ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej", a także "ustalił, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie Kontraktu Jamalskiego". Jednocześnie, jak przyznała polska spółka, trybunał uznał, że "pierwotne żądanie Spółki (tj. PGNIG - PAP) w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące". Zarazem - jak dodało PGNiG - "Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania".

Polska spółka uważa, że dotychczasowa cena kontraktowa nie odpowiadała cenie rynkowej, dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie jamalskim możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a w lutym 2016 r. złożyła pozew przeciwko Gazpromowi.

Podpisany w 1996 r. kontrakt jamalski przewiduje dostawy ok. 10 mld metrów sześciennych gazu rocznie. Zgodnie z narzuconą przez Gazprom klauzulą take-or-pay PGNiG musi odebrać co najmniej 8,7 mld m sześc. zakontraktowanego gazu rocznie. Umowa obowiązuje do 2022 r.

Z Moskwy Anna Wróbel (PAP)

awl/ mmp/ mc/ pko/ asa/

O wyroku częściowym Trybunału Arbitrażowego poinformował w komunikacie PGNiG.

Postępowanie arbitrażowe prowadzone było od wielu miesięcy przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie. Sprawa toczyła się z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export i dotyczyła obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Polski z 25 września 1996 r. (Kontrakt Jamalski).

Na mocy wyroku częściowego Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił, że w listopadzie 2014 roku PGNiG złożył ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej, a także, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne.

Trybunał Arbitrażowy ad hoc ustalił również, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie spółki w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące.

Jednocześnie Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania.

Zgodnie z zapisami Kontraktu Jamalskiego, nowa cena kontraktowa ustalona przez Trybunał Arbitrażowy ad hoc powinna obowiązywać z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2014 r., tj. od daty złożenia przez PGNiG wniosku o renegocjację ceny kontraktowej.

"Wydanie przez Trybunał Arbitrażowy ad hoc wyroku częściowego nie wyklucza możliwości osiągnięcia przez strony Kontraktu Jamalskiego porozumienia w zakresie zmiany warunków cenowych" - napisano w komunikacie prasowym. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka") informuje, że dnia 29 czerwca 2018 r. w godzinach nocnych powziął informację o wydaniu przez Trybunał Arbitrażowy ad hoc w dniu 29 czerwca 2018 r. wyroku częściowego w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (dalej łącznie "Gazprom"), dotyczącym obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. ("Kontrakt Jamalski"), o którym to postępowaniu Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 43/2015 z dnia 13 maja 2015 r.

Na mocy wyroku częściowego Trybunał Arbitrażowy ad hoc:

(1) ustalił, że w listopadzie 2014 r. PGNiG złożyło ważny i skuteczny wniosek o renegocjację ceny kontraktowej;

(2) ustalił, że spełniona została przesłanka opisana w Kontrakcie Jamalskim, uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie Kontraktu Jamalskiego, potwierdzając tym samym, że co do zasady roszczenie PGNiG o ustalenie nowej, niższej ceny kontraktowej jest zasadne; oraz

(3) ustalił, wbrew twierdzeniom Gazpromu, że ma prawo zmienić cenę kontraktową w granicach żądania pozwu, jednocześnie uznając, że pierwotne żądanie Spółki w zakresie nowej formuły cenowej jest zbyt daleko idące, przy czym jednocześnie Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekł, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania.

Zgodnie z zapisami Kontraktu Jamalskiego, nowa cena kontraktowa ustalona przez Trybunał Arbitrażowy ad hoc powinna obowiązywać z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2014 r., tj. od daty złożenia przez PGNiG wniosku o renegocjację ceny kontraktowej.

Wydanie przez Trybunał Arbitrażowy ad hoc wyroku częściowego nie wyklucza możliwości osiągnięcia przez strony Kontraktu Jamalskiego porozumienia w zakresie zmiany warunków cenowych.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Zwyczajne Walne Zgromadzenie ("ZWZ") PGNiG na posiedzeniu w dniu 29 czerwca 2018 roku podjęło uchwałę o ogłoszeniu przerwy w obradach ZWZ, które zostaną wznowione 6 lipca 2018 r. o godz. 12:00 w siedzibie Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA w Warszawie przy ul. Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, sala nr 10.

Uchwały, które zostały podjęte w dniu 29 czerwca 2018 roku do chwili ogłoszenia przerwy, stanowią załącznik do niniejszego raportu.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Wniosek w sprawie przerwy zgłosił przedstawiciel Skarbu Państwa.

Akcjonariusze zdecydować mieli między innymi o podziale zysku za 2017 rok i o zmianach w statucie spółki.

Projekt uchwały w sprawie podziału zysku zakłada przeznaczenie na dywidendę 866,75 mln zł, co dawać ma 0,15 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

seb/ gor/

PGNiG podpisał we wtorek dwa porozumienia w sprawie podstawowych warunków umów długoterminowych na dostawy LNG z budowanych właśnie terminali LNG w USA.

Pierwsza umowa została zawarta z Venture Global LNG na 2 mln ton rocznie (2,7 mld m3) z odbiorem gazu za pośrednictwem dwóch instalacji w Luizjanie: Calcasieu Pass (oddanie do użytku w 2022 roku) i Plaquemines (oddanie do użytku w 2023 roku). Drugą umowę zawarto z Port Arthur LNG, również na 2 mln ton rocznie, z rozpoczęciem dostaw z terminala Port Arthur w 2023 roku.

Obie umowy będą realizowane w formule „free-onboard” (odbiór gazu bezpośrednio z portu załadunku).

Według prezesa PGNiG Piotra Woźniaka te umowy gwarantują bardzo korzystne ceny i zapewniają bezpieczeństwo energetyczne kraju. Dają również możliwość rozwoju PGNiG jako tradera na globalnym rynku LNG. Woźniak podkreślił podczas konferencji w Waszyngtonie, że umowy to rezultat ponad rocznych negocjacji prowadzonych przez PGNiG. Przewidują one rozpoczęcie przez dwie amerykańskie firmy - odpowiednio roku 2022 i roku 2023 - dostaw w sumie 4 milionów ton skroplonego gazu naturalnego rocznie dla PGNiG.

Analityk DM mBanku Kamil Kliszcz ocenia, że ponieważ PGNiG staje się jednym z gwarantów budowy tych terminali (umowy off-take potrzebne do podpisania umów na finansowanie), to mogło to pozwolić na wynegocjowanie korzystnych warunków cenowych.

"PGNiG ma jednak dość kiepskie doświadczenie, jeśli chodzi o warunki umów długoterminowych, czego przykładem jest kontrakt jamalski czy pierwszy kontrakt katarski. Dziś trudno przewidzieć czy w perspektywie 20-lat ustalone formuły cenowe zapewnią rentowność tym kontraktom, szczególnie w kontekście planowanego dużego wzrostu podaży LNG w najbliższych latach" - napisał Kamil Kliszcz w porannym raporcie DM mBanku.

"W związku z tym oczekujemy negatywnej reakcji rynku na te informacje, szczególnie że spółka nie podaje szczegółów, jeśli chodzi o warunki cenowe" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ ana/

PGNiG podpisał we wtorek porozumienia z firmami Venture Global LNG i Port Arthur LNG, spółką zależną Sempra LNG & Midstream, w sprawie podstawowych warunków umowy długoterminowej. Jak wyjaśniła spółka, na mocy porozumienia strony prowadzić będą negocjacje zapisów wiążącej, 20-letniej umowy na zakup 2 mln ton LNG rocznie, co odpowiada łącznemu wolumenowi blisko 2,7 mld m sześć. gazu ziemnego po regazyfikacji. Porozumienie ustala podstawowe warunki umożliwiające finalizację 20-letniej umowy.

Woźniak podkreślił podczas konferencji w Waszyngtonie, że umowy to rezultat ponad rocznych negocjacji prowadzonych przez ekspertów PGNiG. Przewidują one rozpoczęcie przez dwie amerykańskie firmy - odpowiednio roku 2022 i roku 2023 - dostaw w sumie 4 milionów ton skroplonego gazu naturalnego rocznie dla PGNiG.

Piotr Woźniak dodał, że umowy podpisane z amerykańskimi partnerami są gwarancją bezpieczeństwa energetycznego Polski. Po pierwsze ze względu na rozmiar przyszłych dostaw. "Cztery miliony ton gazu LNG rocznie to jest sporo gazu” - powiedział.

Prezes zwrócił też uwagę, że dostawy rozpoczną się połowie 2022 roku w przypadku Venture Global LNG i 2023 roku w przypadku Port Arthur. W 2022 r. wygasa długoterminowy kontrakt, tzw. jamalski z rosyjskim Gazpromem. Jak podkreślił, dostawy LNG ze Stanów Zjednoczonych będą więc "doskonałym substytutem w momencie zakończenia dostaw z kontraktu jamalskiego" i oznaczają uniezależnienie się Polski od dostaw gazu z Rosji.

Umowy są także początkiem nowej fazy w rozwoju spółki PGNiG, bo ich warunki pozwalają na sprzedaż LNG zakupionego przez PGNiG w USA na rynkach trzecich, w innych krajach.

"Jeżeli będzie dobra koniunktura albo inna koniunktura niż w tej chwili, ładunki mogą trafić do innych portów. W ten sposób PGNiG staje się firmą o światowym znaczeniu, ponieważ zacznie operować na rynku globalnym" - podkreślił prezes PGNiG.

Woźniak wyjaśnił, że warunki umów, jakie spółka PGNiG podpisała z amerykańskim partnerami, przewidują zakup LNG w porcie załadunku, w ramach formuły "free on board". Oznacza to, że zakupiony gaz może być sprzedany w dowolnym punkcie przez jego nabywcę i jest "destination free” (dosł. swobodnego przeznaczenia - PAP).

Dodał, że taka formuła kontraktów, "jest bardzo wygodna, ponieważ gaz, który kupujemy u dostawcy, na miejscu, czyli w Stanach Zjednoczonych, później na nasze własne ryzyko i na nasz własny koszt, ale zgodnie z naszą wolą, trafia do portu naszego wyboru, do tego portu, który chcemy".

Szef polskiej spółki zaznaczył, że umowy podpisane w Waszyngtonie, zawierają "bardzo korzystne inne warunki, w tym warunki cenowe". Zastrzegł się jednak, że nie może podawać warunków cenowych z uwagi na "konieczność zachowania tajemnicy handlowej".

Z Waszyngtonu Tadeusz Zachurski (PAP)

tzach/ drag/ jm/ pr/

"Na mocy porozumienia strony prowadzić będą negocjacje zapisów wiążącej, 20-letniej umowy na zakup przez spółkę 2 mln ton LNG rocznie, co odpowiada łącznemu wolumenowi blisko 2,7 mld m sześć. gazu ziemnego po regazyfikacji. Potencjalne dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku" - napisano w komunikacie.

"Z satysfakcją oczekujemy rozpoczęcia wieloletniej współpracy z naszym nowym partnerem Venture Global LNG. To jest ważny krok dla PGNiG w rozwoju naszej aktywności na rynku LNG. Zakup LNG w USA pozwoli nam nie tylko na dalszą dywersyfikację naszego portfela importowego od 2022 roku, ale także umożliwi rozwój naszych kompetencji tradingowych i obecność jako globalnego gracza na rynku LNG" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Jak poinformował PGNiG, podpisane we wtorek w Waszyngtonie, podczas Światowej Konferencji Gazowej porozumienie, ustala podstawowe warunki umożliwiające finalizację 20-letniej umowy na zakup do 2 mln ton LNG rocznie (ok. 2,7 mld m sześc. po regazyfikacji). Dostawy realizowane będą od 2023 roku z terminalu Port Arthur LNG, który powstanie w Jefferson County w Teksasie.

"Podpisane porozumienie otwiera nam drogę do zawarcia kontraktu, który pozwoli PGNiG na rozwój portfela LNG w bliskiej przyszłości" – powiedział prezes PGNiG.

Dodał, że "począwszy od 2023 roku dostawy z terminalu Port Arthur nie tylko umożliwią dalszą dywersyfikację struktury importu LNG do Polski, ale także pomogą nam wzmocnić działalność na międzynarodowym rynku handlu tym surowcem". "PGNiG stale poszukuje rynkowych ofert zakupu gazu ziemnego po konkurencyjnych cenach. Jesteśmy zadowoleni z możliwości współpracy z tak doświadczonym partnerem jak Sempra Energy" – zaznaczył Piotr Woźniak.

"Projekt Port Arthur jest jednym z trzech głównych przedsięwzięć dotyczących eksportu LNG, jakie Sempra Energy realizuje w Ameryce Północnej, aby zaspokoić popyt na rynkach światowych, w tym w Polsce – powiedział prezes i dyrektor operacyjny Sempra Energy powiedział Joseph A. Householder. Podkreślił, że ze względu na silną pozycję finansową PGNiG i doświadczenie firmy w dostarczaniu gazu ziemnego klientom, jest ono istotne dla rozwoju projektu Port Arthur.

Jak wyjaśnia polska spółka, dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu na międzynarodowych rynkach i być realizowane w formule free-on-board (FOB – za transport surowca z portu załadunku odpowiada nabywca).

Ogłoszenie podpisania dokumentów jest kolejnym krokiem w realizacji projektu Port Arthur LNG. W 2017 r. firma Sempra LNG & Midstream podpisała porozumienie z Korea Gas Corporation (KOGAS) ustalające ramy współpracy związane m.in. z budową infrastruktury i odbiorem LNG. Udział KOGAS i PGNiG w projekcie uzależniony jest od zawarcia ostatecznych umów.

Terminal Port Arthur ma umożliwić od 2023 roku eksport ok. 11 mln ton LNG rocznie. Do budowy instalacji wybrana została firma Bechtel. Realizacja projektu Port Arthur uzależniona jest od uzyskania m.in. zobowiązań od klientów, zgód budowalnych i ostatecznej decyzji biznesowej.

Grupa Kapitałowa Sempra Energy z siedzibą główną w San Diego jest notowana na giełdzie w Nowym Jorku oraz na liście Fortune 500. Jej przychody w 2017 r. wyniosły ponad 11 mld dolarów. Spółki z grupy Sempra Energy zatrudniają ok. 20 tys. pracowników i obsługują ponad 40 mln klientów na całym świecie.

Z kolei Venture Global LNG z siedzibą w Arlington w Wirginii realizuje w USA dwa projekty terminali eksportowych LNG nad Zatoką Meksykańską. Instalacja Calcasieu Pass będzie miała moc eksportową wielkości 10 mln ton LNG rocznie, a Plaquemines LNG – 20 mln ton LNG rocznie. Venture Global zgromadziło do tej pory 525 mln dol. do realizacji obu inwestycji.

Pierwsza dostawa z amerykańskim LNG trafiła do świnoujskiego terminala LNG w czerwcu ub. roku - była to dostawa realizowana w ramach kontraktu typu spot, jaką polska spółka gazowa - PGNiG zawarła z amerykańskim liderem LNG - firmą Cheniere Energy. Pod koniec listopada ub. roku PGNiG poinformowało o podpisaniu z firmą Centrica LNG Company Ltd. średnioterminowej umowy na dostawy gazu LNG z USA. W ramach pięcioletniego kontraktu przewidziano dostawy do dziewięciu ładunków LNG. (PAP)

drag/ amac/ pr/

"Z satysfakcją oczekujemy rozpoczęcia wieloletniej współpracy z naszym nowym partnerem Venture Global LNG. To jest ważny krok dla PGNiG w rozwoju naszej aktywności na rynku LNG. Zakup LNG w USA pozwoli nam nie tylko na dalszą dywersyfikację naszego portfela importowego od 2022 roku, ale także umożliwi rozwój naszych kompetencji tradingowych i obecność jako globalnego gracza na rynku LNG" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak, cytowany w komunikacie prasowym PGNiG.

Podpisane we wtorek w Waszyngtonie, podczas Światowej Konferencji Gazowej, porozumienie ustala podstawowe warunki umożliwiające finalizację 20-letniej umowy na zakup do 2 mln ton LNG rocznie (ok. 2,7 mld m sześc. po regazyfikacji).

Dostawy realizowane będą od 2023 roku z terminalu Port Arthur LNG, który powstanie w Jefferson County w Teksasie.

"Podpisane porozumienie otwiera nam drogę do zawarcia kontraktu, który pozwoli PGNiG na rozwój portfela LNG w bliskiej przyszłości" – powiedział prezes PGNiG.

Dodał, że "począwszy od 2023 roku dostawy z terminalu Port Arthur nie tylko umożliwią dalszą dywersyfikację struktury importu LNG do Polski, ale także pomogą nam wzmocnić działalność na międzynarodowym rynku handlu tym surowcem".

"PGNiG stale poszukuje rynkowych ofert zakupu gazu ziemnego po konkurencyjnych cenach. Jesteśmy zadowoleni z możliwości współpracy z tak doświadczonym partnerem jak Sempra Energy" – powiedział Piotr Woźniak.

"Projekt Port Arthur jest jednym z trzech głównych przedsięwzięć dotyczących eksportu LNG, jakie Sempra Energy realizuje w Ameryce Północnej, aby zaspokoić popyt na rynkach światowych, w tym w Polsce" – powiedział cytowany w komunikacie prezes i dyrektor operacyjny Sempra Energy, Joseph A. Householder.

Dodał, że ze względu na silną pozycję finansową PGNiG i doświadczenie firmy w dostarczaniu gazu ziemnego klientom, jest ono istotne dla rozwoju projektu Port Arthur.

Jak wyjaśnia polska spółka, dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu na międzynarodowych rynkach i być realizowane w formule free-on-board (FOB – za transport surowca z portu załadunku odpowiada nabywca).

Ogłoszenie podpisania dokumentów jest kolejnym krokiem w realizacji projektu Port Arthur LNG. W 2017 r. firma Sempra LNG & Midstream podpisała porozumienie z Korea Gas Corporation (KOGAS) ustalające ramy współpracy związane m.in. z budową infrastruktury i odbiorem LNG. Udział KOGAS i PGNiG w projekcie uzależniony jest od zawarcia ostatecznych umów.

Terminal Port Arthur ma umożliwić od 2023 roku eksport ok. 11 mln ton LNG rocznie. Do budowy instalacji wybrana została firma Bechtel. Realizacja projektu Port Arthur uzależniona jest od uzyskania m.in. zobowiązań od klientów, zgód budowalnych i ostatecznej decyzji biznesowej.

Grupa Kapitałowa Sempra Energy z siedzibą główną w San Diego jest notowana na giełdzie w Nowym Jorku oraz na liście Fortune 500. Jej przychody w 2017 r. wyniosły ponad 11 mld dolarów. Spółki z grupy Sempra Energy zatrudniają ok. 20 tys. pracowników i obsługują ponad 40 mln klientów na całym świecie.

Z kolei Venture Global LNG z siedzibą w Arlington w Wirginii realizuje w USA dwa projekty terminali eksportowych LNG nad Zatoką Meksykańską. Instalacja Calcasieu Pass będzie miała moc eksportową wielkości 10 mln ton LNG rocznie, a Plaquemines LNG – 20 mln ton LNG rocznie. Venture Global zgromadziło do tej pory 525 mln dol. do realizacji obu inwestycji.

Pierwsza dostawa z amerykańskim LNG trafiła do świnoujskiego terminala LNG w czerwcu ub. roku - była to dostawa realizowana w ramach kontraktu typu spot, jaką polska spółka gazowa - PGNiG zawarła z amerykańskim liderem LNG - firmą Cheniere Energy. Pod koniec listopada ub. roku PGNiG poinformowało o podpisaniu z firmą Centrica LNG Company Ltd. średnioterminowej umowy na dostawy gazu LNG z USA. W ramach pięcioletniego kontraktu przewidziano dostawy do dziewięciu ładunków LNG. (PAP)

drag/ amac/ pr/

"Na mocy porozumienia strony prowadzić będą negocjacje zapisów wiążącej, 20-letniej umowy na zakup przez spółkę 2 mln ton LNG rocznie, co odpowiada łącznemu wolumenowi blisko 2,7 mld m sześć. gazu ziemnego po regazyfikacji. Potencjalne dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku" - napisano w komunikacie.

Zarządu PGNiG ocenił, że uzgodnione warunki porozumienia, w tym konkurencyjna cena, są satysfakcjonujące w kontekście realizacji strategii grupy kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych.

Potencjalne dostawy od Venture Global LNG, Inc. będą realizowane za pośrednictwem powstających instalacji eksportowych w Luizjanie, tj. Calcasieu Pass LNG w Calcasieu Parish o planowanym terminie zakończenia budowy w 2022 r. oraz Plaquemines LNG w Plaquemines Parish o planowanym terminie zakończenia budowy w 2023 r. (PAP)

drag/ amac/ pr/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 26 czerwca 2018 r. podpisano porozumienie określające podstawowe warunki umowy długoterminowej na dostawy gazu skroplonego ("LNG") z firmą Venture Global LNG, Inc.

Na mocy porozumienia strony prowadzić będą negocjacje zapisów wiążącej, 20-letniej umowy na zakup przez spółkę 2 mln ton LNG rocznie, co odpowiada łącznemu wolumenowi blisko 2,7 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji. Potencjalne dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez spółkę na międzynarodowych rynkach i realizowane będą w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku.

W ocenie Zarządu PGNiG, uzgodnione warunki porozumienia, w tym konkurencyjna cena, są satysfakcjonujące w kontekście realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych.

Potencjalne dostawy od Venture Global LNG, Inc. będą realizowane za pośrednictwem powstających instalacji eksportowych w Luizjanie, tj. Calcasieu Pass LNG w Calcasieu Parish o planowanym terminie zakończenia budowy w 2022 r. oraz Plaquemines LNG w Plaquemines Parish o planowanym terminie zakończenia budowy w 2023 r.

Podpisane porozumienie nie stanowi zobowiązania PGNIG do podpisania ostatecznej umowy na zakup LNG.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 26 czerwca 2018 r. podpisano porozumienie określające podstawowe warunki umowy długoterminowej na dostawy gazu skroplonego ("LNG") z firmą Port Arthur LNG, LLC, spółką zależną Sempra LNG & Midstream, LLC.

Na mocy porozumienia strony prowadzić będą negocjacje zapisów wiążącej, 20-letniej umowy na zakup przez spółkę 2 mln ton LNG rocznie, co odpowiada łącznemu wolumenowi blisko 2,7 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji. Potencjalne dostawy mogą być przedmiotem dalszego obrotu przez spółkę na międzynarodowych rynkach i będą realizowane w formule free-on-board, oznaczającej odbiór towaru przez kupującego w porcie załadunku.

W ocenie Zarządu PGNiG, uzgodnione warunki porozumienia, w tym konkurencyjna cena, są satysfakcjonujące w kontekście realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w zakresie rozwoju handlu LNG na rynkach światowych.

Potencjalne dostawy od Port Arthur LNG, LLC będą realizowane za pośrednictwem powstającej instalacji skraplającej Port Arthur w Jefferson County w Teksasie. Planowanym terminem oddania instalacji do użytku jest 2023 r.

Podpisane porozumienie nie stanowi zobowiązania PGNIG do podpisania ostatecznej umowy na zakup LNG.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), na wniosek akcjonariusza - Skarb Państwa zgłoszony na podstawie art. 401 Kodeksu spółek handlowych, przedstawia niniejszym treść projektu uchwały do punktu nr 11 porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy PGNiG zwołanego na dzień 29 czerwca 2018 r. pt. "Podjęcie uchwały w sprawie zmiany Statutu Spółki".

Projekty uchwał zostały opublikowane w raporcie bieżącym nr 32/2018 z dnia 29 maja 2018 r.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"PGNiG bada takie możliwości, wiemy, że zarząd spółki prowadzi sondażowe rozmowy z amerykańskimi firmami. To kwestia znalezienia odpowiedniego partnera. PGNiG rozważa takie opcje i to się mieści w strategii spółki: pozyskiwania kolejnych nowych źródeł gazu" - powiedział.

Dodał, że PGNiG inwestuje w koncesje na szelfie norweskim Morza Północnego. W jego ocenie uzyskanie dostępu do źródła gazu w USA "mieści się doskonale w strategii dywersyfikacji".

O tym, że polskie firmy - lub firma - mogłyby zainwestować w budowę terminala gazu skroplonego w USA - Naimski po raz pierwszy poinformował w połowie maja podczas panelu poświęconego dostawom amerykańskiego LNG do Europy w czasie Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach.

Zauważył wtedy, że w USA produkcją gazu z łupków zajmują się średnie czy wręcz małe firmy.

"Każda z nich ma swój gaz i stara się ten gaz sprzedać, myślą też o tym, by mieć udziały w terminalach skraplających albo czasem budować swój własny, niewielkiej przepustowości terminal. To są przedsięwzięcia, których skala jest do zaakceptowania przez naszych ewentualnych inwestorów” - mówił.

Pełnomocnik podkreślił, że kiedy polska firma jest partnerem takich potęg, jak np. Exxon Mobil czy Conoco, to skala naszych inwestycji jest dla takich firm "niezauważalna".

Jeżeli zaś po amerykańskiej stronie byłaby firma, która swoją wielkością, skalą przedsięwzięcia byłaby porównywalna, to wtedy możemy mieć szanse na partnerską współpracę - tłumaczył. (PAP)

drag/ son/ osz/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści projektów uchwał, które zamierza przedstawić na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 29 czerwca 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa Spółki Akcyjnej z siedzibą w Warszawie, działając na podstawie art. 399 § 1 Kodeksu spółek handlowych oraz § 47 ust. 1 pkt 1) Statutu Spółki, zwołuje w trybie art. 4021 § 1 Kodeksu spółek handlowych na dzień 29 czerwca 2018 roku o godz. 12.00 Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki PGNiG S.A., które odbędzie się w siedzibie Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. w Warszawie przy ul. Marcina Kasprzaka 25.

Porządek obrad:

1. Otwarcie obrad Walnego Zgromadzenia.

2. Wybór Przewodniczącego Walnego Zgromadzenia.

3. Stwierdzenie prawidłowości zwołania Walnego Zgromadzenia oraz jego zdolności do podejmowania uchwał.

4. Sporządzenie listy obecności.

5. Przyjęcie porządku obrad.

6. Rozpatrzenie i zatwierdzenie sprawozdania finansowego PGNiG S.A. sporządzonego za rok 2017.

7. Rozpatrzenie i zatwierdzenie skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG sporządzonego za rok 2017 oraz sprawozdania Zarządu z działalności PGNiG S.A. i Grupy Kapitałowej PGNiG w 2017 roku.

8. Podjęcie uchwał w sprawie udzielenia członkom Zarządu Spółki PGNiG S.A. absolutorium z wykonania obowiązków w roku 2017.

9. Podjęcie uchwał w sprawie udzielenia członkom Rady Nadzorczej PGNiG S.A. absolutorium z wykonania obowiązków w roku 2017.

10. Podjęcie uchwały w sprawie podziału zysku finansowego netto za rok 2017 oraz wyznaczenia dnia dywidendy i terminu wypłaty dywidendy.

11. Podjęcie uchwały w sprawie zmiany Statutu Spółki.

12. Zamknięcie obrad Walnego Zgromadzenia.

Akcjonariusz lub akcjonariusze reprezentujący co najmniej 1/20 kapitału zakładowego mogą żądać umieszczenia określonych spraw w porządku obrad tego Zgromadzenia. Żądanie takie winno być przesłane do Spółki na piśmie bądź w postaci elektronicznej na skrzynkę e-mail: wz@pgnig.pl w języku polskim oraz powinno zawierać uzasadnienie lub projekt uchwały dotyczącej proponowanego punktu porządku obrad. Żądanie powinno być zgłoszone Zarządowi nie później niż na 21 dni przed wyznaczonym terminem Walnego Zgromadzenia. Akcjonariusz lub akcjonariusze powinni udokumentować swe uprawnienie do wykonywania tego prawa, przedstawiając odpowiednie dokumenty w formie pisemnej.

Akcjonariusz lub akcjonariusze Spółki reprezentujący co najmniej 1/20 kapitału zakładowego mogą przed terminem Walnego Zgromadzenia zgłaszać Spółce na piśmie lub drogą elektroniczną na skrzynkę e-mail: wz@pgnig.pl projekty uchwał dotyczące spraw wprowadzonych do porządku obrad Walnego Zgromadzenia lub spraw, które mają zostać wprowadzone do porządku obrad. Projekty uchwał powinny być sporządzone w języku polskim w programie Word. Akcjonariusze powinni udokumentować swe uprawnienie do wykonywania tego prawa, przedstawiając odpowiednie dokumenty w formie pisemnej.

Każdy akcjonariusz może podczas obrad Walnego Zgromadzenia zgłaszać projekty uchwał dotyczące spraw wprowadzonych do porządku obrad. Projekty te winny być przedstawione w języku polskim.

Akcjonariusze mogą uczestniczyć w Walnym Zgromadzeniu osobiście lub przez pełnomocników. Zgodnie z art. 4121 § 2 Kodeksu spółek handlowych, pełnomocnictwo do uczestniczenia w Walnym Zgromadzeniu spółki publicznej i wykonywania prawa głosu powinno być udzielone na piśmie lub w postaci elektronicznej. Pełnomocnictwo winno być sporządzone w języku polskim i może być przesłane do Spółki przed walnym zgromadzeniem w wersji elektronicznej w programie PDF na adres e-mail: wz@pgnig.pl.

W związku z tym, iż Spółka nie przewiduje możliwości uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej (w tym wypowiadania się w trakcie Walnego Zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej), wykonywania prawa głosu drogą korespondencyjną lub przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, formularze do głosowania przez pełnomocników nie będą publikowane.

Przedstawiciele osób prawnych powinni dysponować oryginałem lub poświadczoną przez notariusza kopią odpisu z właściwego rejestru (z ostatnich 3 miesięcy), a jeżeli ich prawo do reprezentowania nie wynika z rejestru, to powinni dysponować pisemnym pełnomocnictwem (w oryginale lub kopii poświadczonej przez notariusza) oraz aktualnym na dzień wydania pełnomocnictwa oryginałem lub poświadczoną przez notariusza kopią odpisu z właściwego rejestru.

Akcjonariusze i pełnomocnicy powinni posiadać przy sobie dowód tożsamości.

Dzień rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu przypada na dzień 13 czerwca 2018 r.

Prawo uczestnictwa w WZ mają tylko osoby będące akcjonariuszami w dniu rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu tj. na szesnaście dni przed datą Walnego Zgromadzenia.

Na żądanie uprawnionego ze zdematerializowanych akcji na okaziciela zgłoszone nie wcześniej niż po ogłoszeniu o zwołaniu Walnego Zgromadzenia i nie później niż w pierwszym dniu powszednim po dniu rejestracji uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, podmiot prowadzący rachunek papierów wartościowych wystawia imienne zaświadczenie o prawie uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu.

W odniesieniu do akcji zapisanych na rachunku zbiorczym, zaświadczenie o prawie uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może zostać sporządzone w języku polskim lub angielskim i wystawione przez posiadacza tego rachunku zbiorczego. Rekomenduje się akcjonariuszom odebranie zaświadczenia oraz zabranie go ze sobą na Walne Zgromadzenie.

Listę uprawnionych z akcji na okaziciela do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, Spółka ustala na podstawie wykazu sporządzonego przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A. z zgodnie z przepisami o obrocie instrumentami finansowymi.

Osoba uprawniona do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może uzyskać pełny tekst dokumentacji, która ma być przedstawiona Walnemu Zgromadzeniu oraz projekty uchwał lub uwagi Zarządu bądź Rady Nadzorczej w siedzibie Spółki.

Osoba uprawniona do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu może uzyskać odpisy wniosków we wszystkich sprawach objętych porządkiem obrad w terminie tygodnia przed Walnym Zgromadzeniem tj. od dnia 22 czerwca 2018 r. w siedzibie Spółki w Warszawie, przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, II piętro, pokój 216 (Dział Obsługi Władz Spółki), w godzinach 9.00 - 15.00.

Lista akcjonariuszy uprawnionych do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu, zgodnie z art. 407 § 1 Kodeksu spółek handlowych będzie wyłożona w siedzibie Spółki w Warszawie, przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, przez 3 dni powszednie przed dniem Zgromadzenia tj. od dnia 26 czerwca 2018 r.

Informacje dotyczące WZ będą dostępne na stronie internetowej Spółki pod adresem: www.pgnig.pl w zakładce: Ład korporacyjny - Walne Zgromadzenia.

W celu zapewnienia sprawnego przebiegu Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A., Zarząd Spółki zwraca się z prośbą o przybycie na miejsce obrad na ok. 30 min przed planowaną godziną jego rozpoczęcia.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Proponowany dzień ustalenia dywidendy to 19 lipca, a dzień jej wypłaty 3 sierpnia 2018 roku.

Za 2016 rok spółka wypłaciła 0,2 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 28 maja 2018 roku podjął decyzję o rekomendowaniu Walnemu Zgromadzeniu PGNiG przeznaczenia kwoty 866.747.228,55 zł z zysku netto za 2017 rok na wypłatę dywidendy. Oznacza to wypłatę dywidendy na jedną akcję w wysokości 0,15 zł.

Zarząd PGNiG ponadto zaproponował, aby:

a. na dzień dywidendy ustanowić 19 lipca 2018 roku,

b. na dzień wypłaty dywidendy ustanowić 3 sierpnia 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Pierwszej decyzji w sprawie arbitrażu spodziewamy się do końca półrocza, ale nie wiem, czy to będzie decyzja już ostateczna" - powiedział Woźniak podczas środowej konferencji prasowej. (PAP Biznes)

pr/ pat/ osz/

"Zmiany na rynkach energetycznych, które następują w ostatnim okresie są bardzo gwałtowne. Mamy zawirowania dotyczące np. Iranu, Wenezueli, dziwnej zimy w tym roku" - powiedział Woźniak.

Pytany czy PGNIG zamierza w najbliższym czasie złożyć wniosek do URE o zmianę taryf detalicznych na gaz, Woźniak odpowiedział: "Analizujemy bardzo uważnie sytuację, bo są przesłanki, żeby zweryfikować czy nasza taryfa jest na odpowiednim poziomie".

Prezes URE zatwierdził w marcu taryfy PGNiG Obrót Detaliczny do końca 2018 roku. W zmienionej taryfie podwyższone zostały ceny paliw gazowych (jako towaru) o 1 proc., ponieważ jednak stawki opłat abonamentowych nie uległy zmianie, to w efekcie średnia cena zakupu paliw gazowych wzrasta o 0,9 proc. (PAP Biznes)

pr/ mj/ jtt/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w I kwartale 2018 roku spadła o 3 proc. do 2,67 mld zł z 2,77 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik netto w tym okresie wyniósł 1,57 mld zł, podczas gdy rok wcześniej był na poziomie 1,6 mld zł.

Skonsolidowane przychody grupy PGNiG w I kwartale 2018 roku wyniosły 13,25 mld zł, podczas gdy w I kwartale 2017 roku były na poziomie 11,62 mld zł (wzrost rdr o 14 proc.).

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 2 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 2,07 mld zł.

Poniżej wybrane skonsolidowane dane finansowe w I kwartał 2018 roku i ich porównanie do wyników z I kwartału 2017 roku.

Cytowany w komunikacie prasowym prezes PGNiG Piotr Woźniak poinformował, że istotny wpływ na wynik grupy miał wzrost cen węglowodorów.

"Był on pozytywny w przypadku segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, ale obniżył rentowność segmentu Obrót i Magazynowanie. Powodem do satysfakcji jest coraz większa dywersyfikacja kierunków dostaw gazu. Jest to jeden z najważniejszych elementów strategii Grupy" - powiedział.

Poniżej przedstawiamy wyniki finansowe grupy PGNiG w pierwszym kwartale 2018 roku w podziale na segmenty operacyjne. Dane w mln zł.

POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody segmentu – głównie ze sprzedaży ropy naftowej, kondensatu oraz gazu – zwiększyły się rok do roku o 7 proc. do 1,98 mld zł, co jest odzwierciedleniem globalnego wzrostu cen węglowodorów. W porównaniu z analogicznym okresem 2017 r. EBITDA segmentu pozostała praktycznie niezmieniona z wynikiem 1,38 mld zł.

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Przychody segmentu wyniosły 10,21 mld zł, co oznacza 17 proc. wzrost w stosunku do I kwartału ubiegłego roku. Jest to efekt zwiększenia wolumenu sprzedaży gazu ziemnego o 1,13 mld m3 (+13 proc.). 27 lutego 2018 r. Grupa odnotowała rekordowy wolumen dobowych dostaw gazu – 80,4 mln m3. Dla porównania – średni wolumen dobowych dostaw gazu w I kwartale 2018 r. wyniósł 62,5 mln m3.

Wysokiej sprzedaży towarzyszył wzrost importu, którego poziom wyniósł 3,84 mld m3, a więc o 19 proc. więcej niż przed rokiem. Grupa zwiększa dywersyfikację kierunków dostaw. O ile rok wcześniej dostawy z kierunku wschodniego stanowiły 84 proc. importowanego gazu, to w I kwartale 2018 r. udział ten spadł do 78 proc. O 31 proc. wzrósł natomiast wolumen importu LNG (do 0,51 mld m3 surowca po regazyfikacji).

W trzech pierwszych miesiącach 2018 r. PGNiG sprowadziło do Terminalu w Świnoujściu 4 ładunki LNG. W życie weszła umowa dodatkowa na dostawy gazu skroplonego podpisana ze spółką Qatargas w 2017 r. W konsekwencji od 2018 r. Grupa będzie otrzymywać dwukrotnie wyższy wolumen surowca z tego kierunku.

Na skutek wyższych kosztów pozyskania gazu wynik EBITDA segmentu wyniósł 179 mln zł i był o 50 proc. niższy niż w analogicznym okresie 2017 r.

DYSTRYBUCJA

Segment odnotował 7 proc. wzrost wolumenu dystrybuowanego gazu na poziomie 4,22 mld m3. Przychody ze sprzedaży wyniosły 1,55 mld zł i były wyższe niż w tym samym okresie ubiegłego roku o około 6 proc.

"Dobre wyniki były przede wszystkim konsekwencją zwiększonego zapotrzebowania na gaz w skutek niskich temperatur utrzymujących się w lutym i marcu" - napisano w komunikacie.

EBITDA segmentu sięgnęła 0,76 mld zł, co oznacza 10 proc. wzrostu rok do roku. Wytwarzanie grupa kapitałowa PGNiG utrzymała wyraźny trend wzrostowy również w segmencie wytwarzania.

Przychody ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej zwiększyły się odpowiednio o 4 proc. (0,57 mld zł) i o 14 proc. (0,26 mld zł). Całkowite przychody ze sprzedaży wyniosły 0,92 mld zł i były wyższe o 7 proc. niż przed rokiem.

Wynik EBITDA wypracowany przez segment był o 2 proc. niższy niż w I kwartale 2017 r. i osiągnął 0,4 mld zł. (PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowana EBITDA PGNiG w I kwartale 2018 roku spadła do 2,67 mld zł z 2,77 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik netto w tym okresie wyniósł 1,57 mld zł, podczas gdy rok wcześniej był na poziomie 1,6 mld zł.

Skonsolidowane przychody w I kwartale 2018 roku wyniosły 13,25 mld zł, podczas gdy w I kwartale 2017 roku były na poziomie 11,62 mld zł.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł 2 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 2,07 mld zł.

Poniżej wybrane skonsolidowane dane finansowe w I kwartał 2018 roku i ich porównanie do wyników z I kwartału 2017 roku.

(PAP Biznes)

pr/

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

W ramach pierwszego z projektów PSG wybuduje ok. 33 km sieci gazowej na terenie województwa podlaskiego, w tym na terenie gminy Choroszcz oraz w samym mieście ponad czternastokilometrowy odcinek sieci gazowej średniego ciśnienia.

Zakończenie inwestycji w Choroszczy zaplanowano na koniec lutego 2019 roku, natomiast całego projektu na 2020 rok.

W ramach drugiej inwestycji zostanie wybudowanych ok. 16 km gazociągu podwyższonego średniego ciśnienia relacji Wyszki - Bielsk Podlaski, ok. 9,3 km gazociągu średniego ciśnienia w miejscowości Bielsk Podlaski oraz dwie stacje redukcyjno – pomiarowe.

Inwestycje otrzymały dofinansowanie z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020.

Województwo podlaskie jest najsłabiej zgazyfikowanym w Polsce - na 118 gmin dostęp do gazu ziemnego mają jedynie 23, czyli 19 proc. wszystkich.

"W województwie podlaskim PSG zrealizuje osiem dużych projektów inwestycyjnych, wartych ponad 360 milionów złotych. Dzięki temu przybędzie osiem stacji gazowych oraz ponad 180 kilometrów sieci" - napisano w komunikacie.

Gazyfikacja nowych gmin i miast to element strategii PSG na lata 2016–2022, zakładającej likwidację tzw. białych plam na mapie polskiego gazownictwa. Do 2022 roku Polska Spółka Gazownictwa chce przeznaczyć na przebudowę systemu gazownictwa w Polsce ponad 11 mld zł. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Zaznaczył, że założone nakłady inwestycyjne nie obejmują akwizycji, a jedynie prace i inwestycje na już posiadanych przez spółkę koncesjach w Polsce. „Do końca roku planujemy rozpocząć prace na 32 odwiertach. Na koniec ubiegłego roku wyniki złożowe uzyskano z 28 odwiertów” - wskazał szef PGNiG.

Jak wynika z przedstawionych przez niego danych, strategia dla całego segmentu poszukiwanie i wydobycie w grupie PGNiG przewiduje zwiększenie do 2022 r. bazy udokumentowanych zasobów o około 35 proc., zwiększenie wydobycia węglowodorów o ok. 41 proc., istotne obniżenie jednostkowych kosztów poszukiwań i rozpoznania złóż, a także utrzymanie jednostkowych kosztów zagospodarowania złóż i wydobycia węglowodorów.

Piotr Woźniak zaznaczył, że spółka zwiększa krajową produkcję poprzez optymalizację wykorzystania dotychczas odkrytych złóż. Dzięki nowym narzędziom badawczym, zastosowaniu nowych technologii wierceń czy dobrze zaprogramowanym i zaplanowanym metodom wydobycia możliwe jest zwiększenie zasobów wydobywalnych nawet o 30 proc.

Nowe technologie – zaznaczył prezes PGNiG – przede wszystkim badania sejsmiczne 3D, pozwalają na odkrywanie złóż gazu w głębszych strukturach. Niedawne zastosowanie tej technologii na Podkarpaciu ukazało dodatkowy potencjał złoża Przemyśl szacowany na prawie 20 mld m. sześc. gazu więcej, niż do tej pory uważano.

Prezes zapowiedział wykonanie kolejnych odwiertów związanych z wydobyciem metanu z pokładów węgla. Testowe wydobycie zostało przeprowadzone w zeszłym roku w Gilowicach na koncesji „Międzyrzecze” i – według PGNiG – przyniosło ono zadowalające rezultaty. W ciągu 11 miesięcy pozyskano ok. 900 tys. m. sześc. gazu o zawartości metanu 97 proc. Projekt jest realizowany wspólnie z Państwowym Instytutem Geologicznym.

„Badania pokazują, że ze Śląska możemy mieć nie tylko węgiel, ale także metan w dużych ilościach, dlatego chcemy to wydobycie przekształcić w regularną działalność. Będą kolejne odwierty” - zapowiedział prezes Woźniak.

Minister energii Krzysztof Tchórzewski w liście skierowanym do uczestników krakowskiej konferencji napisał, że Polska jeszcze silniej niż przez ostatnie lata jest zaangażowana w kształtowanie międzynarodowego środowiska dla gazu ziemnego.

"W naszej gospodarce jest wiele elementów, które wskazują, że polski rynek gazu ziemnego będzie się dalej rozwijał. Realizowane obecnie inwestycje w zakresie rozbudowy sieci gazowej umożliwiają szersze wykorzystanie paliw gazowych zarówno przez odbiorców przemysłowych, jak i gospodarstwa domowe” - napisał szef resortu energii.

„Naszym celem jest uczynienie gazu ziemnego surowcem konkurencyjnym, dostępnym na równych zasadach dla wszystkich uczestników rynku” - podkreślił. (PAP)

autor: Rafał Grzyb

rgr/ son/ osz/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści uchwał, które zostały podjęte przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG zwołane na dzień 16 maja 2018 roku.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Podstawa prawna: Art. 70 pkt 3 Ustawy o ofercie - WZA lista powyżej 5 %

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") podaje listę akcjonariuszy posiadających, co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG zwołanym na dzień 16 maja 2018 roku wraz z określeniem liczby głosów przysługujących każdemu z nich z posiadanych akcji i wskazaniem ich procentowego udziału w liczbie głosów na tym Nadzwyczajnym Walnym Zgromadzeniu oraz w ogólnej liczbie głosów.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Gaz został kupiony od hiszpańskiego koncernu Endesa.

Transport to około 140 tys. metrów sześciennych gazu płynnego, co po regazyfikacji daje około 84 mln metrów sześciennych gazu. (PAP Biznes)

pr/ seb/ ana/

"Jesteśmy poważną spółką giełdową i nie wyobrażam sobie żebyśmy mogli zaproponować, żeby nie wypłacić dywidendy za 2017 rok" - powiedział prezes.

Pytany, o to jaka może być potencjalna wysokość dywidendy za 2017 roku odpowiedział "trzymamy się naszej strategii, która zakłada, przeznaczenia na dywidendę, do 50 proc. skonsolidowanego zysku netto".

Polityka dywidendowa PGNiG zakłada wypłatę do 50 proc. skonsolidowanego zysku netto. Z zysku za 2016 rok spółka przeznaczyła na dywidendę 1,16 mld zł, czyli 0,2 zł na akcję. (PAP Biznes)

pr/ kuc/ asa/

Podstawa prawna: Art. 56 ust. 1 pkt 2 Ustawy o ofercie - informacje bieżące i okresowe

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że doprecyzowaniu ulega treść projektu uchwały do punktu nr 7 porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy PGNiG zwołanego na dzień 16 maja 2018 roku ("NWZ") pt. "Podjęcie uchwały w sprawie wyrażenia zgody na objęcie przez PGNiG S.A. nowoutworzonych udziałów spółki PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w podwyższonym kapitale zakładowym spółki PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w liczbie odpowiadającej wartości wkładu niepieniężnego w postaci składników majątku związanych ze Stacjami tankowania CNG." poprzez wskazanie przeznaczenia nadwyżki ponad wartość nominalną obejmowanych udziałów na kapitał zapasowy spółki PGNiG OD sp. z o.o.

Pozostałe projekty uchwał na NWZ opublikowane w raporcie bieżącym nr 21/2018 z dnia 18 kwietnia 2018 r. pozostają bez zmian.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

"Wykonany w Budach Głogowskich odwiert poszukiwawczy ma głębokość 1.350 metrów. Wydobyty surowiec cechuje się dużą zawartością metanu. PGNiG planuje włączyć odwiert Królewska Góra-1K do eksploatacji poprzez podłączenie do infrastruktury Ośrodka Zbioru Gazu Kupno. Nastąpi to pod koniec 2019 r." - napisano w komunikacie.

"Nowoodkryte złoże znajduje się na koncesji Ropczyce-Bratkowice-Strzyżów, której PGNiG SA jest jedynym udziałowcem. Analiza wyników z testów w otworze wskazuje, że wydobycie ze złoża wyniesie ok. 20 mln m sześc. gazu rocznie" - dodano. (PAP Biznes)

mj/ gor/

Wiercenie odwiertów eksploatacyjnych i instalację urządzeń wydobywczych na obu złożach zaplanowano na lata 2019 i 2020. Harmonogram prac przewiduje rozpoczęcie eksploatacji złoża Skogul w I kw. 2020 r., a złoża Aerfugl w IV kw. 2020 r.

"To kamień milowy dla obu projektów. Zakończył się proces przygotowania inwestycji, teraz wchodzimy w fazę jej realizacji" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Z obiema inwestycjami wiążemy duże nadzieje. Zwłaszcza zagospodarowanie złoża gazowego Aerfugl oznacza dla nas istotne zwiększenie produkcji gazu ziemnego, który chcemy od 2022 r. przesyłać z Norwegii do Polski planowanym połączeniem gazociągowym przez Danię. Harmonogram zagospodarowania norweskich złóż precyzyjnie wpisuje się w harmonogram projektu Baltic Pipe" – dodał.

Aerfugl to złoże gazowo-kondensatowe zlokalizowane na Morzu Norweskim w sąsiedztwie złoża Skarv, gdzie PGNiG wydobywa już węglowodory od 2012 r. Z kolei Skogul to złoże ropy naftowej na Morzu Północnym zlokalizowane w pobliżu złoża Vilje, z którego PGNiG prowadzi wydobycie od 2014 r.

Zasoby do wydobycia z Aerfugl wynoszą ponad 30 mld m sześc. gazu, 6 mln m sześc. kondensatu oraz 3,5 mln ton NGL (to m.in. LPG, nafta i etan). Dla Skogul zasoby te wynoszą odpowiednio 8,93 mln baryłek ropy naftowej i 170 mln m sześc. gazu ziemnego towarzyszącego ropie.

PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w złożu Aerfugl (wcześniej Snadd) i 35 proc. udziałów w projekcie Skogul (wcześniej Storklakken). Zgodnie z założeniami spółki, Aerfugl pozwoli pozyskać około 0,5 mld m sześc. gazu rocznie w szczytowym okresie produkcji. Z kolei produkcja ropy na rzecz PGNiG ze złoża Skogul w szczytowym okresie ma osiągnąć poziom 1,4 mln baryłek rocznie. Operatorem na obu złożach jest firma Aker BP. PGNiG Upstream Norway jest jej partnerem w obu projektach. Pozostałymi partnerami są Statoil i DEA Norge AS.

PGNiG Upstream Norway posiada obecnie udziały w 21 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na dwóch z nich pełni rolę operatora. PGNiG rozpoczęło działalność w Norwegii w 2007 r. Wielkość zasobów wydobywalnych Grupy PGNiG w Norwegii na dzień 1 stycznia 2018 r. to 83 mln boe (ekwiwalent baryłki ropy). Spółka deklaruje, że zamierza wziąć udział w kolejnych rundach koncesyjnych, a także analizuje pozyskanie kolejnych.(PAP)

wkr/ je/ ana/

W tym tygodniu na wniosek Komisji sprawą zajmowali się przedstawiciele organów ochrony konkurencji państw członkowskich. Dyskusja komitetu doradczego, bo tak nazywa się ten organ, była gorąca i - jak relacjonują źródła PAP - podzieliła zabierających głos według linii Wschód-Zachód.

"Opinia komitetu nie jest dla Komisji wiążąca, ale jest koniecznym krokiem do przyjęcia decyzji" - podkreślił rozmówca PAP. Oficjalnie KE nie zabiera głosu w tej sprawie. "Poinformujemy o decyzji, jak zostanie ona podjęta" - powiedział PAP rzecznik KE Ricardo Cardoso.

Choć decyzja według nieoficjalnych przecieków miała zapaść na początku maja, teraz spekuluje się, że może być wydana w ciągu dwóch tygodni. W przyszłym tygodniu instytucje europejskie pracują tylko w poniedziałek i wtorek ze względu na długi weekend, w związku z czym najbliższe posiedzenie kolegium komisarzy odbędzie się w połowie maja.

Spodziewany ruch Komisji ws. Gazpromu będzie oznaczał brak formalnego uznania naruszenia reguł konkurencji przez rosyjskiego potentata i uniknięcie przez niego kary finansowej, która mogła sięgnąć do 10 proc. globalnego obrotu koncernu.

Taki scenariusz, choć nie jest wielkim zaskoczeniem, będzie rozczarowaniem dla krajów Europy Środowo-Wschodniej, w tym polskich firm.

"Kiedy w 2017 r. dowiedziałem się, że Komisja Europejska planuje pójść w sprawie postępowania antymonopolowego na ugodę - byłem zdumiony. Teraz, kiedy zapoznałem się z udostępnioną przez media nieoficjalną propozycją prawnych konsekwencji wobec rosyjskiego giganta gazowego, jestem zarazem rozczarowany i zażenowany" - napisał prezes PGNiG Piotr Woźniak w artykule opublikowanym w czwartek, w brukselskim Politico.

W swoim artykule Woźniak przypomina historię postępowania antymonopolowego KE wobec Gazpromu i podkreśla, że firmy z Europy Środkowej wierzyły, że generalna dyrekcja ds. konkurencji UE będzie w stanie sprzeciwić się monopolistycznym praktykom Gazpromu. "Niestety, zostaliśmy pozostawieni sami z naszymi problemami" - konstatuje.

Zdaniem Woźniaka, jeśli KE rzeczywiście dąży do zawarcia z Gazpromem ugody w najbliższym czasie, to "jedynym wytłumaczeniem" takiego postępowania jest "umożliwienie budowy" na dnie Morza Bałtyckiego gazociągu Nord Stream 2, łączącego Rosję i Niemcy. "Gazociąg taki omija Europę Środkową i stwarza ponownie ryzyko, że Gazprom powróci do swych nagannych praktyk z przeszłości - argumentuje szef PGNiG - Byłoby ironią losu, gdyby okazało się, że pieniądze zaoszczędzone na karach Gazprom zainwestowałby w rozwój (gazociągu) Nord Stream 2".

Woźniak podkreśla, że rozumie, iż sprawa przeciwko Gazpromowi jest - w przeciwieństwie do spraw przeciw firmom amerykańskim takim jak Facebook czy Apple - "drażliwa politycznie". "Nie zazdrości też" komisarz ds. konkurencji Margrethe Vestager sytuacji, w której poddawana jest tak silnym politycznym naciskom ze strony niektórych krajów członkowskich i komisarzy, by zawrzeć kompromis z Gazpromem.

Przypomina jednak, że unijna dyrekcja ds. konkurencji została powołana do chronienia obywateli UE. Niestety "środki, jakie proponuje zastosować wobec Gazpromu, nie zostały przedstawione przez nią samą. Zaproponował je Gazprom; Komisja jedynie je zatwierdziła" - argumentuje.

Zdaniem Woźniaka nie jest jeszcze za późno, by przywrócić zdrowe zasady i zadbać, by Gazprom podlegał regułom uczciwej konkurencji w Europie Środkowej i Wschodniej. "Byłby to najlepszy sposób na przywrócenie zaufania do unijnej dyrekcji ds. konkurencji" - dodaje.

Sprawa ciągnie się od września 2011 r., kiedy przedstawiciele KE weszli do biur Gazpromu. W 2015 r. Komisja formalnie zarzuciła rosyjskiemu koncernowi łamanie unijnych zasad konkurencji, a także realizację strategii zmierzającej do podziału rynku gazu w krajach członkowskich z Europy Środkowej i Wschodniej, np. poprzez ograniczanie odbiorcom możliwości reeksportu gazu. W ocenie KE rosyjski koncern utrudnia konkurencję na rynku gazu w ośmiu z nich: w Polsce, Bułgarii, Czechach, Estonii, na Węgrzech, Litwie, Łotwie i Słowacji.

Dla Polski i innych państw regionu oznaczało to wymierne straty finansowe, bo cena gazu dla naszego kraju była wówczas indeksowana do cen ropy. W czasie gdy ceny ropy utrzymywały się na bardzo wysokim poziomie, odbiorcy rosyjskiego gazu w naszym kraju płacili za błękitne paliwo jedne z najwyższych stawek w Europie.

W myśl ubiegłorocznego porozumienia z Komisją Gazprom ma m.in. wyeliminować ograniczenia dotyczące reeksportu gazu i ułatwić odsprzedaż tam, gdzie nie ma połączeń. Ma też zapewnić, że ceny gazu w Europie Środkowej i Wschodniej będą odzwierciedlać ceny rynkowe.

Z Brukseli Krzysztof Strzępka i Grzegorz Paluch (PAP)

stk/ gpal/ ndz/ kar/ skr/ ana/

"PGNiG S.A. jest we wstępnej fazie analizy możliwości ewentualnego zaangażowania w działalność wydobywczą na wschodnim wybrzeżu Morza Śródziemnego" - napisało ME.

W lutym premier Mateusz Morawiecki mówił, że Polska rozważa sprowadzenie skroplonego gazu z Libanu. (PAP Biznes)

map/ osz/

"W ciągu ostatnich pięciu lat, GK PGNiG zwiększyła wydobycie gazu w Norwegii z 0,3 mld m szesc. rocznie do 0,5 mld m szesc." - napisano.

"Od 2023 r. GK PGNiG planuje wydobycie gazu z własnych złóż w Norwegii na poziomie 2,5-3,0 mld m szesc. gazu rocznie. Ukończenie projektu połączenia gazowego z Norwegią pozwoli na dostawy gazu wydobywanego przez GK PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym oraz na dostawy gazu norweskiego od innych kontrahentów" - dodano. (PAP Biznes)

map/ asa/

W oświadczeniu podkreślono, że od początku budowy w ubiegłym roku położono 1.161 km gazociągu.

Pierwszą nitką gazociągu popłynąć ma gaz z Rosji na potrzeby wewnętrzne Turcji. Drugą nitkę Rosja chciałaby przeznaczyć do eksportu surowca do krajów leżących na południu Unii Europejskiej, m.in. do Grecji, Bułgarii i Włoch.

Projekt Tureckiego Potoku zakłada ułożenie na dnie Morza Czarnego dwóch nitek gazociągu, z których każda będzie miała przepustowość 15,75 mld metrów sześciennych rocznie. (PAP)

ndz/ kar/ asa/

Podstawa prawna: Art. 17 ust. 1 MAR - informacje poufne.

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG") informuje, że w raporcie bieżącym nr 26/2018, opublikowanym w dniu 27 kwietnia 2018 roku, w wyniku omyłki niewłaściwie wskazano jednostkę prezentowanych danych liczbowych.

Pozostała treść raportu bieżącego nie ulega zmianie.

Więcej na: http://biznes.pap.pl/pl/reports/espi/all,0,0,0,1

kom espi zdz

Odwiert Chwalęcin-1K znajduje się na terenie koncesji Śrem-Jarocin w miejscowości Zalesie, w gminie Jaraczewo, w województwie wielkopolskim, a jego docelowa głębokość wyniesie ok. 3.040 metrów. Prowadzone prace mają na celu odkrycie złoża gazu ziemnego w utworach czerwonego spągowca - podały Orlen Upstream i PGNiG.

Spółki przypomniały, że realizowany przez te podmioty projekt Płotki składa się z 4 koncesji: Jarocin-Grabina, Kórnik-Środa, Pyzdry oraz Śrem-Jarocin, a na ich terenie znajduje się 7 złóż, z których prowadzone wydobycie wynosi łącznie ok. 2.100 baryłek na dobę.

PGNiG i Orlen Upstream wyjaśniły, że oprócz prac wiertniczych spółki te "przygotowują się do zagospodarowania złoża Miłosław, które zostało udokumentowane w maju 2017 r.". "Zakończenie inwestycji i rozpoczęcie wydobycia planowane jest na przełomie I i II kwartału 2019 r." - zaznaczono w komunikacie. Podano w nim, iż PGNiG, który jest operatorem koncesji, ma 51 proc. udziałów w projekcie, a Orlen Upstream, z pozostałą częścią udziałów, pełni rolę partnera.

"PGNiG i Orlen Upstream od kilku lat prowadzą wspólne prace poszukiwawczo-wydobywcze. W Wielkopolsce intensyfikujemy wydobycie, stosując nowoczesne metody, które pozwalają na zwiększenie produkcji. To tutaj po raz pierwszy w tej części Polski zastosowaliśmy z sukcesem technologię wierceń horyzontalnych w skałach piaskowca. Dzięki współpracy ze sprawdzonym partnerem zwiększamy możliwości wydobycia gazu ziemnego w Polsce, co pozytywnie wpływa na bezpieczeństwo energetyczne kraju" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak, cytowany w informacji prasowej.

Z kolei prezes Orlen Upstream, spółki z grupy PKN Orlen, Janusz Radomski dodał: "Obszar projektu Płotki uchodzi za najbardziej perspektywiczny w Polsce, pod kątem występowania złóż węglowodorów w utworach czerwonego spągowca. Mam nadzieję, że prace w odwiercie Chwalęcin-1K dadzą pozytywny wynik i już wkrótce będziemy mogli ogłosić kolejny wspólny sukces poszukiwawczy".

PGNiG i Orlen Upstream przypomniały jednocześnie, że na terenie Wielkopolski współpracują także w ramach projektu Sieraków, który obejmuje 2 koncesje, gdzie obecnie trwają przygotowania do zagospodarowania złoża ropy i gazu ziemnego. Oba podmioty prowadzą również wspólny projekt Bieszczady, na który składa się 7 koncesji na Podkarpaciu - obecnie trwa interpretacja danych uzyskanych w trakcie badań sejsmicznych. (PAP)

mb/ son/ asa/

"Dla mnie te wyniki są bardzo dobre, głównie dzięki rezultatom wypracowanych w dystrybucji przez bardzo dobre wolumeny" - powiedział PAP Biznes Michał Kozak, analityk Trigon DM.

"Wśród zdarzeń jednorazowych w wynikach mogą być zawarte, moim zdaniem, dosyć duże odpisy w segmencie poszukiwania i wydobycia, które szacuje na 150 mln zł. W związku z tym wynik oczyszczony o ten wpływ byłby jeszcze wyższy" - dodał.

Z kolei Kamil Kliszcz z DM mBanku ocenia wyniki neutralnie.

"Te wyniki są obciążone dodatkowymi odpisami na odwierty - gdyby oczyścić wyniki o ten czynnik to byłyby one zbliżone do naszych szacunków. Różnice są do 5 proc. na zysku EBITDA, więc neutralnie podchodzimy do tego komunikatu. Teraz trzeba poczekać na pełny raport, tak żeby zobaczyć co działo się w poszczególnych segmentach" - powiedział PAP Biznes Kliszcz.

Skonsolidowana szacowana EBITDA PGNiG w I kwartale 2018 roku spadła do 2,67 mld zł z 2,77 mld zł rok wcześniej - poinformowała spółka w komunikacie.

Skonsolidowany wynik netto w tym okresie wyniósł 1,57 mld zł, podczas gdy rok wcześniej był na poziomie 1,6 mld zł.

Skonsolidowane szacowane przychody w I kwartale 2018 roku wyniosły 13,25 mld zł, podczas gdy w I kwartale 2017 roku były na poziomie 11,62 mld zł.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł natomiast 2 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 2,07 mld zł.

PGNiG poinformował, że podane dane mają charakter szacunkowy, mogą ulec zmianie i będą podlegać weryfikacji przez biegłego rewidenta.

Publikacja raportu okresowego za I kwartał 2018 roku nastąpi 23 maja 2018 roku.

Poniżej szacunkowe wybrane skonsolidowane dane finansowe w I kwartał 2018 roku i ich porównanie do wyników z I kwartału 2017 roku.

(PAP)

kuc/ ana/

Skonsolidowany wynik netto w tym okresie wyniósł 1,57 mld zł, podczas gdy rok wcześniej był na poziomie 1,6 mld zł.

Skonsolidowane szacowane przychody w I kwartale 2018 roku wyniosły 13,25 mld zł, podczas gdy w I kwartale 2017 roku były na poziomie 11,62 mld zł.

Skonsolidowany wynik EBIT wyniósł natomiast 2 mld zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 2,07 mld zł.

PGNiG poinformował, że podane dane mają charakter szacunkowy, mogą ulec zmianie i będą podlegać weryfikacji przez biegłego rewidenta.

Publikacja raportu okresowego za I kwartał 2018 roku nastąpi 23 maja 2018 roku.

Poniżej szacunkowe wybrane skonsolidowane dane finansowe w I kwartał 2018 roku i ich porównanie do wyników z I kwartału 2017 roku.

(PAP Biznes)

seb/ ana/