PGNiG SA

PGNiG poinformowało w poniedziałek o wygranym w arbitrażu sporze z Gazpromem. PGNiG szacuje, iż dzięki decyzji sądu będzie mógł odzyskać ok. 1,5 mld dolarów czyli ok. 6,2 mld zł za okres od 1 listopada 2014 r. do 29 lutego 2020 r.

Prezes PGNiG zapowiedział, że teraz spółka będzie się starać, żeby przyznane przez sąd arbitrażowy środki jak najszybciej do niej wpłynęły.

"Proszę nie oczekiwać, że pieniądze już w dniu jutrzejszym wpłyną na nasze konto. Ten wyrok pokazuje, że mieliśmy rację i ustala on nową regułę cenową. Nic nie mówi natomiast, w jaki sposób pieniądze od Gazpromu mamy odzyskać. Ten proces niezwłocznie w tej chwili rozpoczynamy" - powiedział prezes Kwieciński na wtorkowej telekonferencji z udziałem wicepremiera Jacka Sasina.

Na mocy wyroku końcowego Trybunał Arbitrażowy zmienił formułę cenową zakupu gazu dostarczanego przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego m.in. poprzez jej istotne i bezpośrednie powiązanie z notowaniami rynkowymi gazu ziemnego na europejskim rynku energetycznym. Zastosowanie zmienionej formuły cenowej będzie oznaczać dla PGNiG zasadniczą poprawę warunków prowadzenia działalności handlowej, dzięki większej spójności pomiędzy indeksacją cen wpływających na koszt pozyskania gazu z importu, a rynkową polityką cenową sprzedaży gazu.

"Trybunał Arbitrażowy uznał argumenty PGNiG i tym samym potwierdził, że cena gazu w kontrakcie jamalskim była nierynkowa i zawyżona. Trybunał zmienił sposób ustalania ceny rosyjskiego gazu poprzez silne powiązanie jej z poziomem cen na rynku europejskim, co oznacza dla PGNiG diametralną poprawę warunków importu gazu" - powiedział we wtorek Jerzy Kwieciński.

"Dla naszej firmy wyrok oznacza, że środki, które nadpłaciliśmy, będziemy mogli wykorzystać na nowe inwestycje" - dodał.

PGNiG środki odzyskane od Gazpromu planuje przeznaczyć m.in. na zakup nowych złóż. Spółka będzie również inwestować w nowe obszary biznesowe związane z integracją krajowego rynku ciepła i rozwojem systemu zeroemisyjnych źródeł energii.

PGNiG będzie w dalszym ciągu prowadził działania w celu dywersyfikacji dostaw i uniezależnienia się od gazu ziemnego z kierunku wschodniego.

Firma Gazprom Export, spółka córka rosyjskiego koncernu Gazprom, potwierdziła w poniedziałek, że otrzymała decyzję sądu arbitrażowego w Sztokholmie dotyczącą sporu o cenę gazu w kontrakcie jamalskim i wyjaśniła, że obecnie analizuje postanowienie sądu.

"Analizujemy obecnie tę decyzję. Na razie jest za wcześnie na wysuwanie jakichkolwiek ocen dotyczących sum ewentualnych wypłat" - oświadczyła spółka w poniedziałek.

Prezes Kwieciński mówił podczas poniedziałkowej telekonferencji, że wyrok przyznający PGNiG 1,5 mld USD odszkodowania ze strony Gazpromu nie będzie miał wpływu na ceny gazu dla klientów indywidualnych i instytucjonalnych. Efekty wyroku będą miały natomiast przełożenie na wyniki finansowe PGNiG.

"Przez cały czas nasi klienci, zarówno indywidualni, jak i firmy, płacili nam ceny rynkowe, więc cała strata z tytułu niekorzystnej umowy z Gazpromem była po naszej stronie. W tej chwili ceny, po których będziemy kupować gaz od Gazpromu, będą znacznie bliższe cenom rynkowym niż to było do tej pory. Dzięki wyrokowi przede wszystkim zyskamy jako firma. To oznacza, że będziemy mieli więcej pieniędzy na rozwój i inwestycje, dzięki temu nasza sytuacja finansowa będzie znacznie lepsza niż do tej pory" - mówił podczas poniedziałkowej telekonferencji prasowej Kwieciński.

Wyrok Sądu Arbitrażowego w Sztokholmie ucieszył inwestorów giełdowych. Akcje gazowej spółki mocno rosną od początku wtorkowej sesji. Po godzinie 12.00 za jedną akcje PGNiG płacono 3,448 zł, po wzroście o 16 proc. To najmocniejszy wzrost spośród wszystkich spółek wchodzących w skład indeksu WIG20. Obroty akcjami PGNIG przekroczyły w tym czasie 74 mln zł.

Podpisany w 1996 roku kontrakt jamalski przewiduje dostawy ok. 10,2 mld metrów sześciennych gazu rocznie. Zgodnie z zawartą w kontrakcie klauzulą take or pay (ang. bierz lub płać) PGNiG musi płacić za co najmniej 8,7 mld metrów sześciennych gazu rocznie, nawet jeśli go nie potrzebuje. Każda ze stron może co trzy lata wystąpić o zmianę ceny gazu, jeżeli uzna, że aktualna nie odpowiada warunkom rynkowym.

Spór między PGNiG i Gazpromem dotyczy sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego. Obowiązująca formuła cenowa powoduje, że PGNiG płaci znacznie powyżej cen rynkowych. Dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a dopiero w lutym 2016 r. złożyła skutecznie pozew przeciwko Gazpromowi.

W czerwcu 2018 roku Trybunał Arbitrażowy wydał orzeczenie częściowe, w którym stwierdził, że zostały spełnione przesłanki uprawniające PGNiG do żądania od Gazpromu zmiany sposobu ustalania ceny. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Analizujemy obecnie tę decyzję. Na razie jest za wcześnie na wysuwanie jakichkolwiek ocen dotyczących sum ewentualnych wypłat" - oświadczyła spółka.

PGNiG poinformowało w poniedziałek, że wygrało w arbitrażu spór z Gazpromem. PGNiG szacuje, iż będzie mógł odzyskać ok. 1,5 mld dolarów czyli ok. 6,2 mld zł po dzisiejszym kursie nadpłaty za okres od 1 listopada 2014 r. do 29 lutego 2020 r.

Prezes PGNiG Jerzy Kwieciński zapowiedział podczas poniedziałkowej telekonferencji z analitykami, że teraz spółka będzie się starać, żeby przyznane przez sąd arbitrażowy środki jak najszybciej do niej wpłynęły.

Na mocy wyroku końcowego Trybunał Arbitrażowy zmienił formułę cenową zakupu gazu dostarczanego przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego m.in. poprzez jej istotne i bezpośrednie powiązanie z notowaniami rynkowymi gazu ziemnego na europejskim rynku energetycznym. Zastosowanie zmienionej formuły cenowej będzie oznaczać dla PGNiG zasadniczą poprawę warunków prowadzenia działalności handlowej dzięki większej spójności pomiędzy indeksacją cen wpływających na koszt pozyskania gazu z importu, a rynkową polityką cenową sprzedaży gazu.

"Ceny gazu w ramach umowy jamalskiej były i za wysokie, i nierynkowe. Cena była powiązana z ceną ropy, a teraz jest znacząco powiązana z ceną gazu na rynkach europejskich i z ceną na naszej Towarowej Giełdzie Energii. Jest to więc cena dużo bardziej rynkowa i bardziej zbliżona do tej, po jakiej gaz sprzedajemy naszym odbiorcom" - powiedział Kwieciński.

Zgodnie z zapisami kontraktu jamalskiego oraz wyrokiem końcowym, nowa cena kontraktowa ustalona przez Trybunał Arbitrażowy dotyczy dostaw gazu realizowanych od dnia 1 listopada 2014 r., tj. od daty złożenia przez PGNiG wniosku o renegocjację ceny kontraktowej.

"Cena, którą wyznaczył sąd arbitrażowy dotyczy okresu od listopada 2014 do końca lutego 2020 roku. Począwszy od tego momentu będziemy płacili Gazpromowi po nowych cenach, które są wyznaczone w oparciu o ten wyrok" - powiedział prezes PGNiG.

Spór między PGNiG i Gazpromem dotyczy sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego. Obowiązująca formuła cenowa powoduje, że PGNiG płaci znacznie powyżej cen rynkowych. Dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a dopiero w lutym 2016 r. złożyła skutecznie pozew przeciwko Gazpromowi.

W czerwcu 2018 roku Trybunał Arbitrażowy wydał orzeczenie częściowe, w którym stwierdził, że zostały spełnione przesłanki uprawniające PGNiG do żądania od Gazpromu zmiany sposobu ustalania ceny. (PAP)

awl/ ap/ pr/

"Przez cały czas nasi klienci, zarówno indywidualni, jak i firmy, płacili nam ceny rynkowe, cała strata z tytułu niekorzystnej umowy z Gazpromem była po naszej stronie. W tej chwili ceny, po których będziemy kupować gaz od Gazpromu, będą znacznie bliższe cenom rynkowym niż to było do tej pory. Zyskamy jako firma, będziemy mieli więcej pieniędzy na rozwój i inwestycje" - powiedział podczas poniedziałkowej telekonferencji prasowej prezes Kwieciński.

"Efekty wyroku mają przede wszystkim przełożenie na wyniki finansowe PGNiG" - dodał.

Prezes Kwieciński zapowiedział, że teraz spółka będzie się starać, żeby przyznane przez sąd arbitrażowy środki jak najszybciej wpłynęły do PGNiG. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Na mocy wyroku końcowego Trybunał Arbitrażowy zmienił formułę cenową zakupu gazu dostarczanego przez Gazprom w ramach Kontraktu Jamalskiego m.in. poprzez jej istotne i bezpośrednie powiązanie z notowaniami rynkowymi gazu ziemnego na europejskim rynku energetycznym. Zastosowanie zmienionej formuły cenowej będzie oznaczać dla PGNiG zasadniczą poprawę warunków prowadzenia działalności handlowej dzięki większej spójności pomiędzy indeksacją cen wpływających na koszt pozyskania gazu z importu, a rynkową polityką cenową sprzedaży gazu" - napisano.

Jak podano, zgodnie z zapisami Kontraktu Jamalskiego oraz wyrokiem końcowym, nowa cena kontraktowa ustalona przez Trybunał Arbitrażowy dotyczy dostaw gazu realizowanych od dnia 1 listopada 2014 r., tj. od daty złożenia przez PGNiG wniosku o renegocjację ceny kontraktowej.

PGNiG poinformował, że realizuje działania mające na celu implementację wyroku oraz uzyskanie zwrotu kwoty i analizuje sposób ujęcia rozstrzygnięcia w sprawozdaniu finansowym.

"Spółka wskazuje na możliwość zmiany w przyszłości ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom efektywnie od dnia 1 listopada 2017 r., wskutek wniosku spółki o renegocjację ceny kontraktowej (...). Ponadto spółka wskazuje na możliwość zmiany w przyszłości ceny kontraktowej wskutek wniosku o renegocjację złożonego przez Gazprom (...)" - dodano.

Spór między PGNiG i Gazpromem dotyczy sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego. Obowiązująca formuła cenowa powoduje, że PGNiG płaci znacznie powyżej cen rynkowych. Dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a dopiero w lutym 2016 r. złożyła skutecznie pozew przeciwko Gazpromowi.

W czerwcu 2018 roku Trybunał Arbitrażowy wydał orzeczenie częściowe, w którym stwierdził, że zostały spełnione przesłanki uprawniające PGNiG do żądania od Gazpromu zmiany sposobu ustalania ceny.(PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka") informuje, że dnia 30 marca 2020 r. powziął informację o wydaniu przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie ("Trybunał Arbitrażowy") w dniu 30 marca 2020 r. wyroku końcowego 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 raportach bieżących nr 43/2015 z dnia 13 maja 2015 r., nr 37/2018 z dnia 30 czerwca 2018 r. oraz nr 59/2019 z dnia 13 grudnia 2019 r.

Na mocy wyroku końcowego Trybunał Arbitrażowy zmienił formułę cenową zakupu gazu dostarczanego przez Gazprom w ramach Kontraktu Jamalskiego m.in. poprzez jej istotne i bezpośrednie powiązanie z notowaniami rynkowymi gazu ziemnego na europejskim rynku energetycznym. Zastosowanie zmienionej formuły cenowej będzie oznaczać dla PGNiG zasadniczą poprawę warunków prowadzenia działalności handlowej dzięki większej spójności pomiędzy indeksacją cen wpływających na koszt pozyskania gazu z importu, a rynkową polityką cenową sprzedaży gazu.

Zgodnie z zapisami Kontraktu Jamalskiego oraz wyrokiem końcowym, nowa cena kontraktowa ustalona przez Trybunał Arbitrażowy dotyczy dostaw gazu realizowanych od dnia 1 listopada 2014 r., tj. od daty złożenia przez PGNiG wniosku o renegocjację ceny kontraktowej.

W związku z powyższym, we wstępnej ocenie Spółki, wsteczne rozliczenie wynikające z wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego wskazuje na występowanie różnicy do zwrotu przez Gazprom na rzecz PGNiG w kwocie około 1,5 miliarda dolarów amerykańskich za okres od 1 listopada 2014 r. do 29 lutego 2020 r.

PGNiG realizuje działania mające na celu implementację wyroku oraz uzyskanie zwrotu wyżej wymienionej kwoty i analizuje sposób ujęcia rozstrzygnięcia w sprawozdaniu finansowym.

Spółka wskazuje na możliwość zmiany w przyszłości ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom efektywnie od dnia 1 listopada 2017 r., wskutek wniosku Spółki o renegocjację ceny kontraktowej, o którym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 91/2017 z dnia 1 listopada 2017 r. Ponadto Spółka wskazuje na możliwość zmiany w przyszłości ceny kontraktowej wskutek wniosku o renegocjację złożonego przez Gazprom, o którym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 96/2017 z dnia 8 grudnia 2017 r.

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

kom espi zdz

W dniu wydania raportu kurs akcji PGNiG wynosił 3,14 zł.

"Wobec ogromnej zmienności kluczowych parametrów makro (ceny węglowodorów, kurs USD/PLN) i niepewności związanej z paraliżem światowej gospodarki, opracowanie nowego bazowego scenariusza w modelu wyceny PGNiG jest niezwykle trudne i może być obarczone dużym błędem. Niemniej jednak jasne jest, że nasze dotychczasowe założenia się zdezaktualizowały i dlatego w niniejszym raporcie dokonujemy rewizji prognoz zgodnie z naszą aktualną oceną sytuacji. Jednocześnie prezentujemy też dwa alternatywne warianty (optymistyczny i pesymistyczny), które mogą być pomocne w ocenie ryzyka inwestycji w akcje PGNiG w obecnym otoczeniu" - napisano w raporcie.

Jak podano, cena docelowa została obniżona przy obniżeniu ścieżki cen ropy i gazu odpowiednio o 36 proc./19 proc. oraz zaaplikowaniu recesyjnego otoczenia dla roku 2020 (spadek wolumenów i wzrost rezerw na należności handlowe).

Analitycy zwracają uwagę, że wyniki PGNiG są przede wszystkim wrażliwe na ceny gazu, tak więc drastyczne spadki cen ropy nie są aż tak istotne dla waluacji koncernu (bardziej relacja gaz-ropa).

"Zdywersyfikowany profil biznesowy i mocny bilans, powinny pozwolić PGNiG przejść przez obecne turbulencje relatywnie spokojniej niż porównywalnym europejskim spółkom wydobywczym (performance YTD zdaje się to odzwierciedlać)" - czytamy w raporcie.

W ocenie BM mBanku istotnym komunikatem dla inwestorów będzie oczekiwana aktualizacja strategii. W krótkim terminie należy też pamiętać o zapowiedzianym wyroku arbitrażu (potencjalnie >1 zł/akcję), choć - jak wskazują analitycy - ze względu na epidemię nie można wykluczyć opóźnienia decyzji sztokholmskiego trybunału.

Depesza jest skrótem rekomendacji BM mBanku dla PGNiG. Pierwsze rozpowszechnienie raportu nastąpiło 23 marca 2020 roku o godzinie 8:33.

W załączniku zamieszczamy pierwszą stronę raportu oraz wymagane zastrzeżenia prawne. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Na NWZ akcjonariusze zdecydować mieli między innymi o zmianach w statucie spółki. (PAP Biznes)

seb/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka"), na wniosek uprawnionego akcjonariusza - Skarbu Państwa - w związku z narastającym zagrożeniem wynikającym z epidemii Koronawirusa (SARS-CoV-2), odwołuje Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy, zwołane na dzień 25 marca 2020 r. na godz. 12.00 w siedzibie Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie przy ul. Marcina Kasprzaka 25.

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

kom espi zdz

Jak poinformował PAP we wtorek prezes PGNiG Termika Jarosław Głowacki, elektrociepłownia zasilana gazem ziemnym oznacza czyste powietrze dla całego regionu przemyskiego. „Naszym celem jest wzrost udziału ciepła systemowego wśród mieszkańców Przemyśla i zapewnienie im bezpieczeństwa energetycznego” – dodał.

Obecnie w Przemyślu działa jedynie ciepłownia Zasanie, która spala miał węglowy. Jej aktualna moc to 80 MW. Po oddaniu do eksploatacji nowej gazowej elektrociepłowni, całkowita moc systemu ciepłowniczego Przemyśla wzrośnie o 10,7 MW. Nowa elektrociepłownia gazowa okresach letnich będzie zastępować ciepłownię Zasanie, a w zimie będzie dla niej wsparciem, tworząc jeden system ciepłowniczy.

Dzięki nowej gazowej elektrociepłowni emisja dwutlenku siarki zmniejszy się o 32 tony rocznie, dwutlenku węgla o 4 tys. 300 ton rocznie, a pyłów o 4,5 tony rocznie w stosunku do emisji związanych z eksploatacją ciepłowni Zasanie.

Zdaniem prezydenta Przemyśla Wojciech Bakuna, budowa elektrociepłowni gazowej to ważny etap w walce o czyste powietrze w mieście. „Dla rozwijającego się turystycznie Przemyśla to także kolejny argument, aby podziwiać nasze zabytki i przyrodę, oddychając pełną piersią” – dodał.

Generalnym wykonawcą przemyskiej elektrociepłowni jest firma Metrolog sp. z o.o., jej koszt to 29,4 mln zł. Projekt jest współfinansowany z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko; kwota dofinansowania to ponad 5,6 mln zł. (PAP)

huk/ amac/ asa/

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

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportów bieżących numer 7/2020 z dnia 25 lutego 2020 roku oraz 9/2020 z dnia 17 marca 2020 roku podaje do wiadomości treść wszystkich projektów uchwał, będących przedmiotem obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG zwołanego na dzień 25 marca 2020 roku.

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 18 marca 2020 roku nowej Taryfy Nr 8 w zakresie dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. ("Taryfa Dystrybucyjna").

Uśredniony wzrost 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 3,5%.

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 2020 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

Wnioskowany przez spółkę poziom taryfy został zatwierdzony przez URE na okres do końca 2020 r.

"Jak wynika z wyliczeń, wzrost o 3,5 proc. samej dystrybucji skutkuje zwiększeniem płatności kompleksowych dla odbiorców w gospodarstwach domowych (tj. łącznej ceny za gaz i jego dostawę) o ok. 1,1 - 1,3 proc. (różnice wahają się od 0,27 zł do 2,93 zł na rachunku miesięcznym)" - napisano w komunikacie.

"Oznacza to, że odbiorcy zużywający najmniejsze ilości gazu, korzystający z tego paliwa głównie w celu przygotowywania posiłków (tzw. kuchenkowicze, grupa taryfowa W-1.1.), zapłacą średnio o ok. 27 groszy więcej miesięcznie. Odpowiednio więcej zapłacą klienci, którzy zużywają stosunkowo duże ilości gazu, tj. np. używają go także do ogrzania domów. Tacy odbiorcy (grupa taryfowa W-3.6) zapłacą o ok. 2,93 zł. więcej miesięcznie" - dodano.

PSG jest spółką w pełni zależną od PGNiG i największym krajowym dystrybutorem gazu – obsługuje blisko 7 mln odbiorców w całym kraju. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

"18 marca 2020 r. Prezes URE zatwierdził taryfę dla usług dystrybucji paliw gazowych ustaloną przez Polską Spółkę Gazownictwa (PSG). Wzrost stawek opłat dystrybucyjnych Spółki wyniesie średnio 3,5 proc. Kompleksowe rachunki odbiorców wzrosną w konsekwencji o ok. 1 proc. (PAP Biznes)

map/ asa/

Jak podkreśliło PGNiG, spółka, podobnie jak polski rząd, niezmiennie wskazuje na negatywne konsekwencje projektu Nord Stream 2 dla bezpieczeństwa dostaw i konkurencji na rynku gazu w Europie Środkowo-Wschodniej.

„Włączenie nas do postępowania umożliwi ochronę interesów PGNiG i odbiorców gazu w toku prowadzonej procedury derogacyjnej. Nord Stream 2 nie może być uprzywilejowany” – stwierdził prezes gazowej spółki Jerzy Kwieciński.

Znowelizowana unijna dyrektywa gazowa nakazuje, by wszystkie gazociągi łączące UE z krajami trzecimi, oddane do użytku po wejściu w życiu przepisów w maju 2019 r. podlegały regulacjom UE. Dyrektywa dopuszcza możliwość odstępstwa - derogacji w wypadku infrastruktury ukończonej przed wejściem w życie dyrektywy.

W styczniu 2020 r. budująca gazociąg Nord Stream 2 spółka Nord Stream 2 AG wystąpiła do Bundesnetzagentur o derogację, argumentując m.in. że podlegająca unijemu prawu część gazociągu - leżąca na wodach terytorialnych Niemiec czyli na terytorium UE - była ukończona przed majem 2019 r. Wcześniej, w lipcu 2019 r. Nord Stream 2 AG zaskarżyła nowe przepisy dyrektywy do TSUE.

Zgodnie z przepisami, postępowanie w sprawie derogacji Bundesnetzagentur musi zakończyć do 24 maja 2020 r.(PAP)

wkr/ drag/ pr/

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 6 porządku obrad Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG zwołanego na dzień 25 marca 2020 roku pod nazwą "Podjęcie uchwał w sprawie zmiany Statutu Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna w Warszawie".

Zwołanie Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG zostało opublikowane w raporcie bieżącym nr 7/2020 z dnia 25 lutego 2020 r.

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

kom espi zdz

"Jesteśmy spółką z małym śladem węglowym, co nas predysponuje, żeby wchodzić w przedsięwzięcia związane z OZE. Energetyka odnawialna jest świetnym uzupełnieniem tego, co już robimy" - powiedział prezes Kwieciński podczas czwartkowej konferencji prasowej.

Wskazał, że PGNIG do tej pory nie był obecny w energetyce wiatrowej, "ale będziemy zainteresowani znacznie większym wejściem w energetykę wiatrową, zwłaszcza lokalną".

Wśród planów zarządu PGNiG jest też wejście w biogaz w formie biometanu, żeby mógł on być zatłaczany w sieć lokalną.

"Chcemy dostarczać też lokalnym sieciom dystrybucyjnym LNG w postaci ciekłej" - powiedział.

Pytany o aktywa ciepłownicze prezes PGNiG powtórzył, że nie może obecnie powiedzieć, z kim toczą się rozmowy i na jakim etapie się one znajdują.

"Jest to sektor bardzo ciekawy, pozwala na lepsze wykorzystanie naszych aktywów" - powiedział Kwieciński. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Zeszły rok był dla nas trudny. Również 2020 rok będzie dla nas bardzo trudny ze względu na to, co już się dzieje na rynkach międzynarodowych. Ze względu na koronawirusa mocno spadają ceny ropy naftowej i bardzo silnie spadają ceny gazu" - powiedział Kwieciński podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"Dodatkowo jesteśmy bardzo silnie związani przez długoterminowe umowy na dostawę gazu, które są dla nas niekorzystne. Dotyczy to zwłaszcza umów z Rosją, ale również niektóre umowy z Katarem nie są dla nas korzystne" - dodał.

Kwieciński zaznaczył, że zarząd patrzy na PGNiG w perspektywie średnio- i długoterminowej.

"Chcemy w dłuższym terminie zwiększać wartość firmy oraz dywersyfikować dostawy gazu i naszą działalność. Mówimy tu zwłaszcza o wchodzeniu w nowe obszary i segmenty wytwarzania, w tym w segment ciepłowniczy" - powiedział prezes Jerzy Kwieciński.

Grupa kapitałowa PGNiG miała w 2019 roku 42 mld zł przychodów, 5,5 mld zł EBITDA, 2,45 mld zł zysku operacyjnego oraz 1,37 mld zł zysku netto - poinformowała spółka w raporcie rocznym. Wyniki są zgodne z wcześniejszymi szacunkami. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Podtrzymujemy, że decyzja sądu arbitrażowego w sprawie sporu z Gazpromem powinna być znana do końca marca. Sądzę, że poznamy ją w ostatniej dekadzie tego miesiąca" - powiedział Kwieciński podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami.

W grudniu 2019 roku Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie zamknął postępowanie dowodowe i formalnie określił termin wydania wyroku w sprawie z powództwa PGNiG przeciwko Gazpromowi, dotyczącego warunków dostaw i zmiany ceny gazu w kontrakcie jamalskim. Podawano wtedy, że wyrok końcowy ma zapaść w lutym lub marcu 2020 roku.

Spór między PGNiG i Gazpromem dotyczy sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego. Obowiązująca formuła cenowa powoduje, że PGNiG płaci znacznie powyżej cen rynkowych. Dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a dopiero w lutym 2016 r. złożyła skutecznie pozew przeciwko Gazpromowi.

W czerwcu 2018 roku Trybunał Arbitrażowy wydał orzeczenie częściowe, w którym stwierdził, że zostały spełnione przesłanki uprawniające PGNiG do żądania od Gazpromu zmiany sposobu ustalania ceny. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Jak już wcześniej deklarowaliśmy, jesteśmy bardzo otwarci i gotowi do przejęć w segmencie ciepłowniczym. Będziemy szukać każdej okazji do przejęć w tym obszarze, niezależnie czy chodzi o aktywa Tauronu czy innych firm" - powiedział prezes Jerzy Kwieciński podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Chcemy być atrakcyjni dla naszych akcjonariuszy pod kątem dywidendy. Ale nie należy oczekiwać, że dywidenda za 2019 rok będzie wyższa niż 50 proc. skonsolidowanego zysku netto" - powiedział Kwieciński podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami.

"Żadne decyzje co do rekomendacji zarządu w tej sprawie jeszcze nie zapadły" - dodał.

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

pr/ osz/

Wcześniej spółka informowała, że jej skonsolidowany zysk netto w czwartym kwartale 2019 roku spadł do 30 mln zł z 390 mln zł przed rokiem.

Wpływ na wynik skonsolidowany PGNiG miał odpis z tytułu aktualizacji wartości posiadanego pakietu akcji Polskiej Grupy Górniczej. Wpływ wyceny metodą praw własności udziałów w PGG na skonsolidowany wynik netto grupy PGNiG w czwartym kwartale 2019 roku wyniósł około minus 272 mln zł.

PGNiG informował też w połowie lutego, że szacowany wynik EBITDA w czwartym kwartale sięgnął 1,57 mld zł wobec 1,35 mld zł przed rokiem.

"W minionym roku sprzedaliśmy ogółem o około 6 proc. więcej gazu i to mimo wyższych temperatur w I i IV kwartale 2019 roku, lecz z drugiej strony nadpodaż LNG miała i ma cały czas wpływ na niskie ceny surowca na światowych rynkach. Na Towarowej Giełdzie Energii gaz był średniorocznie aż o 35 proc. tańszy niż rok wcześniej, co istotnie wpłynęło na poziom przychodów z jego sprzedaży" – powiedział prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

Dodał, że wszyscy uczestnicy na globalnym rynku gazu zmagają się obecnie z wyzwaniem niskich cen surowca.

Przychody PGniG ze sprzedaży w segmencie Obrót i Magazynowanie wzrosły o 5 proc. do 33,25 mld zł. Udział gazu ziemnego sprowadzanego z Rosji spadł z 67 do 60 proc. Wzrósł natomiast udział LNG – z 20 do 23 proc.

W 2019 roku PGNiG odebrało 31 ładunków skroplonego gazu ziemnego w ramach kontraktów długo-, średnio- i krótkoterminowych (spot), natomiast w 2018 roku miały miejsce 23 dostawy LNG do Polski. Wolumen importu skroplonego gazu wzrósł z 2,71 mld m sześc. w 2018 roku do 3,43 mld m sześc. w 2019 roku.

W obrocie detalicznym w 2019 roku baza odbiorców paliwa gazowego wzrosła o ok. 67 tys. do 6,95 mln. Spółka PGNiG Obrót Detaliczny sprzedała odbiorcom końcowym 7,59 mld m sześc. gazu ziemnego, o ok. 100 mln m sześc. więcej niż w roku 2018.

W segmencie Poszukiwanie i Wydobycie niższe przychody ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu miały związek z niższymi cenami surowca, ale także z mniejszym

o 10 proc. wolumenem wydobycia ropy naftowej w grupie kapitałowej. Wskutek niższych cen gazu na TGE niższe o ok. 1,45 mld zł były przychody ze sprzedaży gazu ziemnego w segmencie.

Łączny wolumen sprzedaży gazu poza grupę kapitałową PGNiG wzrósł o 6 proc. r/r i wyniósł 30,70 mld m sześc.

Przychody z usługi dystrybucyjnej spadły o 5 proc. r/r do 4,21 mld zł przy mniejszym o 2 proc. r/r wolumenie dystrybuowanego paliwa gazowego.

Segment Wytwarzanie zanotował przychody ze sprzedaży ciepła na poziomie ok. 1,33 mld zł (więcej o 1 proc. r/r) przy wyższych średnich temperaturach i nieznacznie niższej sprzedaży (mniej o 3 proc. r/r). O 24 proc. r/r, wzrosły przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z własnych źródeł wytwarzania przy stabilnym wolumenie sprzedaży na poziomie 3,95 TWh ( mniej o 0,5 proc. r/r). Łączne przychody ze sprzedaży w tym segmencie wzrosły o 7 proc. do 2,57 mld zł.

Na wyniki finansowe grupy kapitałowej PGNiG wpływ miało również zawiązanie odpisów na rzeczowy majątek trwały w IV kwartale 2019 roku – przede wszystkich

w segmentach Poszukiwanie i Wydobycie (na poziomie 212 mln zł) oraz Obrót i Magazynowanie (na poziomie 339 mln zł), a także odpisu związanego z aktualizacją wartości pakietu udziałów w Polskiej Grupie Górniczej na kwotę ok. 272 mln zł. (PAP Biznes)

pr/

Wcześniej spółka informowała, że jej skonsolidowany zysk netto w czwartym kwartale 2019 roku spadł do 30 mln zł z 390 mln zł przed rokiem.

Wpływ na wynik skonsolidowany PGNiG miał odpis z tytułu aktualizacji wartości posiadanego pakietu akcji Polskiej Grupy Górniczej. Wpływ wyceny metodą praw własności udziałów w PGG na skonsolidowany wynik netto grupy PGNiG w czwartym kwartale 2019 roku wyniósł około minus 272 mln zł.

PGNiG informował też w połowie lutego, że szacowany wynik EBITDA w czwartym kwartale sięgnął 1,57 mld zł wobec 1,35 mld zł przed rokiem. (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

"Pakistan pozostaje dla PGNiG istotnym rynkiem działalności zagranicznej. Nasza współpraca z pakistańskimi partnerami układa się wzorowo. W ubiegłym roku przypadający na PGNiG poziom wydobycia ze wspólnej koncesji wyniósł prawie 200 mln m sześc. Kolejny otwór eksploatacyjny ma nam umożliwić zwiększenie produkcji gazu w Pakistanie. Wydobywany tam surowiec sprzedajemy na rynku lokalnym" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Jerzy Kwieciński.

PGNiG podał, że to ósmy odwiert na złożu Rehman i jest on zlokalizowany na północ od otworu Rehman-4. Planowana całkowita długość otworu ma wynieść 2925 m.

Prace wiertnicze prowadzi spółka Exalo Drilling z Grupy Kapitałowej PGNiG.

PGNiG wydobywa w Pakistanie gaz ziemny z dwóch złóż – Rehman i Rizq. Oba zawierają gaz ziemny typu tight gas, który po wydobyciu kierowany jest do kopalni położonej na obszarze koncesji Rehman. Kopalnia, uruchomiona w 2015 roku, jest pierwszą wybudowaną przez PGNiG poza granicami Polski. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Z danych Bloomberga wynika, że PGNiG miał 5 rekomendacji "kupuj", 4 "trzymaj" i 1 "sprzedaj".(PAP Biznes)

pel/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Rada Nadzorcza Spółki na posiedzeniu w dniu 27 lutego 2020 r. podjęła decyzję o odwołaniu ze stanowiska Wiceprezesa Zarządu w związku z upływem V wspólnej kadencji Zarządu PGNiG i powołaniu z dniem 27 lutego 2020 r. w efekcie wyboru przez pracowników PGNiG Pani Magdaleny Zegarskiej w skład wspólnej VI kadencji Zarządu Spółki na stanowisko Wiceprezesa Zarządu. Kadencja wspólna Zarządu Spółki trwa 3 lata i kończy się 10 stycznia 2023 r.

Pani Magdalena Zegarska

Pani Magdalena Zegarska jest absolwentką Prywatnej Wyższej Szkoły Ochrony Środowiska w Radomiu. Ponadto ukończyła studia Master of Business Administration dla firm sektora naftowego i gazowniczego oraz posiada absolutorium uzyskane w Wyższej Szkole Zarządzania i Marketingu Stowarzyszenia Inicjatyw Gospodarczych w Warszawie o kierunku zarządzanie dużym przedsiębiorstwem. Ukończyła liczne kursy i szkolenia z psychologii zarządzania zespołami pracowniczymi, kurs na członków Rad Nadzorczych i zdała egzamin państwowy przed Komisją Skarbu Państwa. W latach 2011-2014 pełniła funkcję Sekretarza Rady Pracowników II kadencji oraz w latach 2010-2014 Sekretarza Zakładowej Komisji Koordynacyjnej NSZZ "Solidarność" w PGNiG SA. W latach 2014-2017 pełniła funkcję członka Rady Nadzorczej PGNiG, Sekretarza Rady Nadzorczej oraz Wiceprzewodniczącego Komitetu Audytu.

Pracę w PGNiG rozpoczęła w 1998 roku w Mazowieckiej Spółce Gazownictwa, następnie pracowała w Mazowieckim Oddziale Handlowym. Od 2013 roku zajmowała różne stanowiska w Centrali Spółki w Departamencie Handlu Detalicznego, Departamencie Infrastruktury, a następnie w Departamencie Majątku i Administracji gdzie pełniła obowiązki zastępcy Dyrektora Departamentu Majątku i Administracji. Od stycznia 2016 roku pełni funkcję Pełnomocnika Zarządu PGNiG ds. Systemu Zarządzania Jakością, Bezpieczeństwem Pracy, Ochroną Zdrowia i Środowiska. W okresie od kwietnia 2016 do marca 2017 roku zajmowała stanowisko Zastępcy Dyrektora Departamentu ds. QHSE, z powierzonymi zadaniami kierowania pracami Departamentu. Od 6 marca 2017 roku pełniła funkcję Wiceprezesa Zarządu PGNiG S.A.

Otrzymała odznaczenia honorowe: zasłużona dla Górnictwa Naftowego i Gazownictwa oraz Mazowieckiego Oddziału Handlowego. Posiada tytuł Dyrektora Górniczego III stopnia.

Pani Magdalena Zegarska pełni funkcje Członka Rady Dyrektorów PGNiG Upstream Norway AS.

Pani Magdalena Zegarska oświadczyła, 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

Zarząd Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna z siedzibą w Warszawie ("PGNiG" "Spółka"), działając na podstawie art. 399 § 1, w związku z art. 398 w związku z art. 400 § 1 Kodeksu spółek handlowych oraz § 47 ust. 1 pkt. 3 Statutu Spółki, na wniosek uprawnionego akcjonariusza - Skarbu Państwa - zwołuje w trybie art. 402'1 § 1 Kodeksu spółek handlowych, na dzień 25 marca 2020 r. na godz. 12:00, Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki PGNiG, które odbędzie się w siedzibie Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo 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 uchwał w sprawie zmiany Statutu Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna w Warszawie.

7. Zamknięcie obrad Walnego Zgromadzenia.

Zarząd Spółki informuje również, że projekty uchwał w sprawie zmian do Statutu Spółki zostaną przekazane do publicznej wiadomości odrębnym raportem bieżącym, niezwłocznie po otrzymaniu treści projektów od akcjonariusza.

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. 412'1 § 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, 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 Walnym Zgromadzeniu 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 9 marca 2020 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 do uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu z akcji na okaziciela Spółka ustala na podstawie wykazu sporządzonego przez Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych S.A., 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 18 marca 2020 r., w siedzibie Spółki w Warszawie przy ulicy Marcina Kasprzaka 25, budynek SCADA, II piętro, pokój 216 (Biuro 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 20 marca 2020 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.

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

"Formalne zezwolenie norweskiej administracji jest dobrą informacją. Oznacza, że zgodnie z planami będziemy mogli rozpocząć wydobycie z kolejnego złoża na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W procesie wydobycia ze Skogul wykorzystamy infrastrukturę istniejącą już na sąsiednim złożu, co ma duże znaczenie dla zmniejszenia kosztów eksploatacji. Uruchomienie produkcji oznacza dodatkowe przychody, co już w tym roku wesprze wyniki osiągane przez naszą norweską spółkę" – powiedział prezes PGNiG Jerzy Kwieciński, cytowany w komunikacie.

Właścicielem pozostałych udziałów i operatorem na koncesji jest firma Aker BP, od której PGNiG kupiło udziały w 2017 roku. Złoże odkryto w 2010 roku, a plan jego zagospodarowania został przyjęty w 2018 roku. Zasoby węglowodorów Skogul przypadające na PGNiG Upstream Norway wynoszą ok. 3,3 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej).

Złoże Skogul zlokalizowane jest w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Vilje, w którym PGNiG Upstream Norway ma 24,24 proc. udziałów. Dzięki istniejącej infrastrukturze produkcyjnej wydobywany gaz ze Skogul trafiać będzie poprzez Vilje do pływającej jednostki magazynującej FPSO Alvheim. Spółka szacuje, że przyrost produkcji własnej w związku z uruchomieniem wydobycia z nowego złoża wyniesie ponad 4 tys. boe dziennie.

PGNiG prowadzi działalność w Norwegii od 2007 roku. PGNiG Upstream Norway posiada obecnie udziały w 29 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na administracyjne zatwierdzenie czeka nabycie udziałów w kolejnych dwóch koncesjach. Intensyfikacja akwizycji złóż w ciągu trzech ostatnich lat pozwoliła spółce zwiększyć jej zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej z 80 mln do ok. 200 mln boe.

PGNiG wydobywa obecnie ropę naftową i gaz ziemny z pięciu złóż w Norwegii. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na sześciu kolejnych złożach. Poza uruchomieniem wydobycia ze Skogul w tym roku planowane jest jeszcze uruchomienie produkcji ze złoża Arfugl. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Oczekujemy, że decyzja sądu arbitrażowego w sprawie sporu z Gazpromem będzie znana do końca marca" - powiedział dziennikarzom Kwieciński.

W grudniu 2019 roku Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie zamknął postępowanie dowodowe i formalnie określił termin wydania wyroku w sprawie z powództwa PGNiG przeciwko Gazpromowi, dotyczącego warunków dostaw i zmiany ceny gazu w kontrakcie jamalskim. Podawano wtedy, że wyrok końcowy ma zapaść w lutym lub marcu 2020 roku.

Spór między PGNiG i Gazpromem dotyczy sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego. Obowiązująca formuła cenowa powoduje, że PGNiG płaci znacznie powyżej cen rynkowych. Dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a dopiero w lutym 2016 r. złożyła skutecznie pozew przeciwko Gazpromowi.

W czerwcu 2018 roku Trybunał Arbitrażowy wydał orzeczenie częściowe, w którym stwierdził, że zostały spełnione przesłanki uprawniające PGNiG do żądania od Gazpromu zmiany sposobu ustalania ceny.(PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

"Z informacji, które posiadam, wynika, że po stronie przepływów spółka w ubiegłym roku wygenerowała zysk, chociaż bardzo niewielki - 86 mln zł. Natomiast dokonano odpisu nadzwyczajnego, który spowodował księgową stratę" - powiedział wiceminister podczas poniedziałkowej konferencji prasowej w Katowicach.

Rok wcześniej Polska Grupa Górnicza wypracowała ok. 493 mln zł zysku netto.

O tym, że Polska Grupa Górnicza utworzyła odpis aktualizujący wartość posiadanych aktywów trwałych, poinformowały w piątkowych komunikatach spółki energetyczne, będące akcjonariuszami PGG: Polska Grupa Energetyczna, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, Energa i Enea. Spółki wskazały w swoich raportach, jak odpis dokonany przez Grup odbije się na ich wynikach finansowych za miniony rok.

"Główne przesłanki odpisu aktualizacyjnego wynikają z polityki klimatycznej i dekarbonizacyjnej Unii Europejskiej. Zostały odzwierciedlone w zaprezentowanym 11 grudnia 2019 r. dokumencie pt. Europejski Zielony Ład, który ma całkowicie przeobrazić politykę klimatyczną i gospodarkę UE" - tłumaczą przedstawiciele PGG, wskazując, iż "w zderzeniu z polityką klimatyczną Komisji Europejskiej spółka taka jak PGG musi na bieżąco zarządzać ryzykiem, kiedy wdrażane są regulacje podrażające drastycznie funkcjonowanie przemysłu".

"Jeżeli cena opłat za emisję CO2 w krótkim czasie wzrosła w UE aż pięciokrotnie, z 5 do 25 euro za tonę, to znaczy, że nagle pojawiła się ogromna presja cenowa na energię wytwarzaną z węgla, co natychmiast odbija się na popycie. W gospodarczym systemie naczyń połączonych, gdy zakontraktowany wcześniej węgiel nie zostaje odebrany przez energetykę, kopalnie wpadają w poważne kłopoty" - tłumaczą przedstawiciele spółki.

Firma wskazuje, iż ponieważ podatek od śladu węglowego (którego zadaniem miało być kompensowanie niższej konkurencyjności producentów unijnych w porównaniu z np. rosyjskimi) nie został ciągle wprowadzony na granicach UE, ratunkiem może być tylko uwzględnianie przez polskie górnictwo groźnych, niepomyślnych trendów w prognozach i planach operacyjnych.

Polska Grupa Górnicza potwierdziła w poniedziałek, że w 2019 roku wypracowała zysk na poziomie 86 mln zł, a w związku z przeprowadzeniem testu na trwałą utratę wartości aktywów w grudniu dokonano odpisu aktualizacyjnego. W rezultacie wynik finansowy netto po weryfikacji sprawozdania finansowego wykaże w zapisach księgowych stratę w wysokości 427 mln zł.

Jak wynika z danych PGG, po dwunastu miesiącach 2019 r. spółka wypracowała dodatni wynik na działalności operacyjnej (tzw. EBITDA znormalizowana) w wysokości prawie 2,5 mld zł. Rekordowo wysoki był też wskaźnik inwestycyjny CAPEX na poziomie 3 mld zł, który - w ocenie zarządu firmy - w pewnym zakresie przygotował spółkę na okres dekoniunktury. Dynamika wzrostu zakupów nowych maszyn i urządzeń w PGG wyniosła w minionym roku 79 proc.

PGG podkreśla także wzrost efektywności działania. "Wydajność produkcji w kopalniach PGG w przeliczeniu na statystycznego pracownika systematycznie rośnie - w pięcioleciu od 2014 r. do 2019 r. poprawiła się o 15 proc. Pomiędzy 2018 a 2019 rokiem wydajność per capita (na jednego zatrudnionego) wzrosła w PGG o 3 proc." - podała spółka.

Za miarodajny punkt odniesienia przedstawiciele PGG uważają dynamikę kosztów jednostkowych w latach 2017–2019, wskazując, iż na tle innych spółek branży koszty jednostkowe PGG po 11 miesiącach 2019 r. były niższe o 44 proc. w zakresie usług, o 26 proc. w zakresie materiałów i 21 proc. niższe w zakresie energii.

"Dynamika wzrostu kosztów w PGG w tym okresie, w wyniku wieloletniej polityki ograniczania kosztów, wyniosła w zakresie usług 6 proc. wobec 33 proc. w pozostałych podmiotach, a w zakresie materiałów 5 proc. wobec 28 proc. w pozostałych podmiotach" - wynika z informacji spółki. Podniesienie efektywności energetycznej spowodowało ponadto obniżenie kosztów jednostkowych energii o 5 proc., wobec wzrostu w pozostałych podmiotach o 23 proc.

Przedstawiciele spółki podkreślają, że kluczem do stabilności PGG są umowy długookresowe na dostawy węgla podpisane z głównymi odbiorcami.

"Obecne kontrakty długoterminowe, które chronią PGG w dłuższej perspektywie są korzystne dla każdej ze stron" - ocenia firma.

Wśród symptomów niekorzystnych dla branży zmian w otoczeniu górnictwa przedstawiciele PGG wymieniają obserwowany w 2019 roku istotny spadek produkcji energii z węgla kamiennego w Europie, który na przestrzeni 2019 roku wyniósł ok. 32 proc., a w Polsce ponad 5 proc. "Ma to wpływ na wycenę prowadzonego biznesu" - ocenia PGG. (PAP)

mab/ mtb/ amac/ pr/

"Część oczekiwań (związków zawodowych w PGG - przyp. PAP Biznes) zostało spełnionych. Te dotyczące tzw. 14 pensji udało się ustalić, uzgodnić i zrealizować. Pozostaje oczekiwanie 12 proc. podwyżki wynagrodzeń. PGG na takie podwyżki nie stać. Mówimy o firmie, która w tej chwili nie przynosi zysków. Zysk nominalny jest bardzo niewielki, a po odpisach spółka będzie wykazywała straty za 2019 r. Trudno w tej sytuacji szukać dodatkowych pieniędzy w budżecie PGG na tak wysokie oczekiwania płacowe" - powiedział w poniedziałek Sasin w telewizji wPolsce. pl.

"Będziemy dalej rozmawiać, będziemy szukać kompromisu, bo myślę, że ani nam jako stronie rządowej, ministerstwu aktywów państwowych, reprezentującemu właściciela PGG, ani - mam nadzieję - stronie związkowej nie zależy na eskalacji protestu, bo to tylko pogorszy sytuację grupy" - dodał minister.

Jak ocenił, górnictwo dziś jest w bardzo trudnej sytuacji z powodu polityki klimatycznej UE.

"Jeśli mamy nie iść w kierunku likwidacji kopalń, szczególnie tych nierentownych, to powinniśmy się wszyscy zastanowić jak to wspólnie spowodować. (...) To wymaga odpowiedzialności wszystkich stron, zrozumienia sytuacji i na pewno niestawiania dziś nierealistycznych oczekiwań płacowych" - powiedział wicepremier Sasin.

W poniedziałek rano w kopalniach Polskiej Grupy Górniczej (PGG), największej górniczej spółki, odbył się dwugodzinny strajk ostrzegawczy. Związkowcy domagają się podwyżki płac o 12 proc. oraz działań na rzecz poprawy sytuacji górnictwa: zapewnienia zbytu węgla do krajowej energetyki i zmniejszenia importu tego surowca. Sprzeciwiają się też - jak mówią - planom "cichej likwidacji kopalń".(PAP Biznes)

pel/ asa/

"Szacunkowe wyniki PGNiG są wyraźnie lepsze od naszych oczekiwań i od konsensusu. Naszym zdaniem, skorygowana EBITDA wyniosła 2,05 mld zł w stosunku do oczekiwanych przez nas 1,4 mld zł i ok. 1,3 mld zł konsensusu. To bardzo duża różnica" - powiedział PAP Biznes Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ.

"W skorygowanej EBITDA wyjmujemy trzy elementy: odpisy na zapasach w wysokości 339 mln zł, odpisy aktywów na poziomie 226 mln zł i rozwiązane rezerwy na CO2 w wytwarzaniu (plus 85 mln zł)" - dodał.

W piątek po sesji PGNiG podał, że jego szacowany wynik EBITDA w czwartym kwartale sięgnął 1,57 mld zł wobec 1,35 mld zł przed rokiem i konsensusu na poziomie 1,29 mld zł. Zysk operacyjny sięgnął 630 mln zł wobec 600 mln zł przed rokiem i 513 mln zł konsensusu. Przychody grupy PGNiG wyniosły 12,36 mld zł wobec 12,75 mld zł rok wcześniej i 10,73 mld zł konsensusu.

Skonsolidowany zysk netto PGNiG w czwartym kwartale 2019 roku spadł do 30 mln zł z 390 mln zł przed rokiem - wynika ze wstępnych szacunków spółki. Konsensus PAP Biznes zakładał zysk netto w wysokości 360 mln zł. Wynik netto obniżyła aktualizacja wyceny akcji PGNiG Termika w Polskiej Grupie Górniczej. Wpływ wyceny metodą praw własności udziałów PGNiG Termika w PGG na skonsolidowany wynik netto grupy PGNiG w czwartym kwartale 2019 roku wyniósł około minus 272 mln zł.

Po publikacji wyników po pierwszych 30 minutach poniedziałkowej sesji akcje PGNiG rosną o 3 proc., do 3,69 zł.

Michał Kozak z Trigon DM ocenia, że w wynikach czwartego kwartału PGNiG poza standardowymi one-offami w upstreamie największym zaskoczeniem jest mocny rezultat w segmencie obrotu, który po oczyszczeniu o odpis na zapasie gazu wyniósłby 330 mln zł mimo istotnego wzrostu importu rosyjskiego gazu rdr, przy niekorzystnych warunkach makro (spadek relacji gaz/ropa), które wskazywały - według niego - na ujemny wynik w segmencie rzędu kilkuset mln zł.

Dodał, że przyczyną pozytywnego odchylenia wyników od konsensus mogą być też lepsze zrealizowane ceny, przy wyższym benchmarku na TGE.

„Pozytywnie oceniamy też wyniki w dystrybucji i wytwarzaniu, vs. Względnie słabe odczyty wolumenowe. Z drugiej strony w otoczeniu narastających problemów z PGG, PGNIG dokonał odpisu na 272 mln zł, co przełożyło się na niższy wynik netto względem oczekiwań” – napisał Michał Kozak w porannym raporcie Trigon DM.

Również Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ ocenia, że każdy segment pokazał lepsze od oczekiwań wyniki na poziomie skorygowanej EBITDA. Największym pozytywnym zaskoczeniem jest segment obrotu, gdzie różnica w stosunku do oczekiwań wynosi niecałe 300 mln zł.

"Zwracamy uwagę, że w czwartym kwartale, przynajmniej na początku, mieliśmy do czynienia ze wzrastającymi cenami gazu, a z drugiej strony mieliśmy duże spadki cen ciężkiego oleju opałowego, co musiało mieć pozytywny wpływ na kontrakt jamalski" - powiedział Prokopiuk.

"Dodatkowo nie zakładaliśmy dużych wyników na hedgingu, a w tym segmencie spółka zaksięgowała 188 mln zł. To też tłumaczy relatywnie dobry wynik segmentu obrotu" - dodał.

Michał Kozak, analityk Trigon DM, ocenia, że bardzo dobry oczyszczony wynik w tradingu powinien zostać pozytywnie odczytany przez rynek, jednak zwraca uwagę, że przy obecnym słabym makro, skala pozytywnej reakcji może być ograniczona.

Z kolei Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ wskazuje, że biorąc pod uwagę siłę tych skorygowanych wyników, nie dziwi, że kurs rośnie, tym bardziej, że był wcześniej pod presją.

"Zwracamy jednak uwagę, że choć w czwartym kwartale spready były dla spółki pozytywne, to w pierwszym i prawdopodobnie drugim kwartale będziemy mieć odmienną sytuację, gdyż w ostatnich dniach cracki na ciężkim oleju opałowym rosną, a ceny gazu spadają. Nie wiem, czy bym nie próbował wykorzystywać tych wzrostów kursu do skracania pozycji" - powiedział Prokopiuk.

EBITDA segmentu Poszukiwanie i Wydobycie sięgnął w czwartym kwartale 690 mln zł, segmentu Obrót i Magazynowanie EBITDA była ujemna i wyniosła 10 mln zł, EBITDA segmentu wydobycia wyniosła 510 mln zł, a segmentu wytwarzanie 410 mln zł.

W segmencie Obrót i Magazynowanie wpływ na wyniki miały niższe o 11 proc. notowania 9-miesięcznej średniej ceny ropy naftowej Brent w USD/bbl przy średnim kwartalnym kursie USD/PLN wyższym o 3 proc. rdr, istotny spadek ceny gazu na TGE, mającej wpływ na poziom ceny przekazania gazu z wydobycia krajowego do segmentu, wyższa o 2,5 proc. średnia cena za paliwo gazowe w taryfie detalicznej obowiązującej od 15 lutego 2019 r.

W segmencie Dystrybucji wpływ na wyniki miały niższa o 5 proc. taryfa za usługę dystrybucji gazu, wyższa średnia temperatura w IV kwartale 2019 r. o 1,9 stopni C rdr, niższy wpływ salda przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: -174 mln zł w IV kwartale 2019 r. wobec -308 mln zł rok wcześniej.

W segmencie Wytwarzanie stabilne przychody ze sprzedaży ciepła (spadek o -1 proc. r/r) przy wyższej średniej temperaturze w IV kwartale 2019 r. i niższych wolumenach sprzedaży ciepła oraz wyższej rdr taryfie na sprzedaż ciepła w PGNiG Termika, wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z wytwarzania o 15 proc. rdr przy niższym wolumenie sprzedaży i wyższych notowaniach cen energii elektrycznej, stabilne rdr koszty węgla do produkcji, rozwiązanie rezerwy na brakujące uprawnienia do emisji CO2 w kwocie +85 mln zł.

W całym 2019 roku grupa kapitałowa PGNiG miała 42 mld zł przychodów, 5,5 mld zł EBITDA, 2,45 mld zł zysku operacyjnego oraz 1,37 mld zł zysku netto. (PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

W komunikacie podano, że w ramach tej samej umowy, spółka kupi również 11,92 proc. udziałów w koncesji PL127C obejmującej nieeksploatowane jeszcze złoże gazowe Alve Nord. Strony uzgodniły, że płatność z tego tytułu – w wysokości 11 mln dolarów – będzie uzależniona od zagospodarowania złoża.

"Umowa (...) z jednej strony służy dywersyfikacji dostaw gazu i wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne kraju w oparciu o własne zasoby. Z drugiej – zwiększenie naszego zaangażowania w produkującym już złożu Gina Krog przełoży się na natychmiastowy wzrost wydobycia spółki na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, co będzie mieć pozytywny wpływ na EBITDA PGNiG" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

Zgodnie z szacunkami PGNiG Upstream Norway realizacja transakcji pozwoli zwiększyć przyszłe wydobycie gazu przez spółkę o 100 mln m sześc. rocznie. Umowa musi zostać jeszcze zaakceptowana przez norweską administrację naftową i organy korporacyjne obu spółek.

Gaz, wraz z wolumenami wynikającymi z wcześniejszych akwizycji w latach 2017-2019, trafi do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe.

PGNiG Upstream Norway jest udziałowcem złoża Gina Krog na koncesji PL029C od 2014 roku. Produkcja ropy naftowej i gazu ze złoża ruszyła w połowie 2017 roku i w ubiegłym roku wyniosła 19,9 mln baryłek przeliczeniowych ropy naftowej (boe), z czego PGNiG przypadło 1,6 mln boe. Pozostałe do wydobycia zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego Gina Krog oceniane są na 172,5 mln boe.

Koncesja PL127C, obejmująca Alve Nord, znajduje się w rejonie złoża gazowo-ropnego Skarv, w którym PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów.

Po sfinalizowaniu transakcji z Aker BP, PGNiG Upstream Norway będzie posiadać udziały w 31 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Intensyfikacja akwizycji złóż w ciągu trzech ostatnich lat pozwoliła spółce zwiększyć jej zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej z 80 mln do ok. 200 mln boe.

PGNiG Upstream Norway wydobywa już ropę naftową i gaz ziemny z 5 złóż. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na sześciu kolejnych złożach: Skogul, Arfugl, Duva, Tommeliten Alpha, King Lear oraz Shrek. Produkcja na pierwszych dwóch zostanie uruchomiona już w pierwszym półroczu tego roku. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Z danych Bloomberga wynika, że PGNiG ma 5 rekomendacji "kupuj", 4 "trzymaj" oraz jedną "sprzedaj".

Średnia cena docelowa akcji PGNiG wynosi 4,67 zł (przedział od 3,5 do 6,55 zł). (PAP Biznes)

doa/ asa/

W dniu wydania raportu kurs akcji PGNiG wynosił 3,86 zł.

"W rekomendacji z kwietnia 2019 zalecaliśmy kupowanie akcji PGNiG, zakładając, że słaby sezon grzewczy 2018/19 będzie miał tylko krótkotrwałe implikacje dla rynku gazu i korekta stanowi okazję inwestycyjną. Tymczasem okazało się, że globalny bilans został naruszony znacznie bardziej (wysokie zapasy i dalsza przecena gazu), a kolejna łagodna zima minimalizuje prawdopodobieństwo odbicia cen w najbliższych miesiącach" - napisał Kamil Kliszcz w raporcie.

Dodatkowym problemem dla PGNiG jest mocne rozejście się notowań gazu i ropy.

"W tym kontekście rewidujemy nasz scenariusz makro i obniżamy prognozy na lata 2020-22 średnio o 18 proc., a cenę docelową do 4,06 zł. Wycofujemy się tym samym z rekomendacji kupuj" - napisał analityk DM mBanku.

Zdaniem Kliszcza, jedynym pozytywnym katalizatorem dla kursu może być oczekiwany wyrok arbitrażu, ale raczej nie zrównoważy on negatywnego trendu w segmencie wydobycia.

Depesza jest skrótem rekomendacji DM mBanku dla PGNiG. Pierwsze rozpowszechnienie raportu nastąpiło 28 stycznia 2020 roku o godzinie 8:38.

W załączniku zamieszczamy pierwszą stronę raportu oraz wymagane zastrzeżenia prawne. (PAP Biznes)

pr/ gor/

PGNiG podał, że dzięki transakcji wolumen wydobycia gazu ziemnego ze złoża Duva przypadający na spółkę wzrośnie do 0,2 mld m sześc. rocznie.

"Zakup złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest jednym z priorytetów inwestycyjnych Grupy Kapitałowej PGNiG. Chcemy, aby jak największa część gazu, który popłynie z Norwegii do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, pochodziła z naszego własnego wydobycia. To element naszej strategii dywersyfikacji i wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

PGNiG Upstream Norway nabyło pierwsze 20 proc. udziałów w złożu Duva w lipcu 2019 r. Umowę kupna kolejnych 10 proc. spółka podpisała w listopadzie 2019 r. Pozostałymi udziałowcami w koncesjach PL636 i PL636B są firmy Neptune Energy Norge (operator), Idemitsu Petroleum Norge oraz Sval Energi.

Złoże Duva odkryto w 2016 r. W czerwcu 2019 r. norweska administracja zaakceptowała plan jego zagospodarowania, a uruchomienie eksploatacji przewidziane jest na przełom 2020 i 2021 r. (PAP Biznes)

doa/ osz/

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 2020 roku.

Jednostkowy raport roczny za 2019 rok: 12 marca 2020 r.

Skonsolidowany raport roczny za 2019 rok: 12 marca 2020 r.

Skonsolidowane sprawozdanie z płatności na rzecz administracji publicznej za 2019 rok: 12 marca 2020 r.

Skonsolidowany raport kwartalny za I kwartał 2020 roku: 14 maja 2020 r.

Skonsolidowany raport półroczny za I półrocze 2020 roku: 20 sierpnia 2020 r.

Skonsolidowany raport kwartalny za III kwartał 2020 roku: 19 listopada 2020 r.

Zgodnie z § 62 ust. 1 oraz ust. 3 Rozporządzenia Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim ("Rozporządzenie"), w skonsolidowanych raportach kwartalnych oraz w skonsolidowanym raporcie półrocznym zawarte będą odpowiednio kwartalna informacja finansowa PGNiG i skrócone śródroczne jednostkowe sprawozdanie finansowe. Tym samym PGNiG nie będzie przekazywało odrębnych kwartalnych informacji finansowych PGNiG oraz odrębnego skróconego śródrocznego jednostkowego sprawozdania finansowego.

Zgodnie z § 79 ust. 2 Rozporządzenia PGNiG nie będzie publikowało skonsolidowanego raportu kwartalnego za ostatni kwartał 2019 roku oraz za II kwartał 2020 roku.

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

kom espi zdz

"Zgodnie z umową w pierwszym kwartale mamy zrealizować pilotażowy transport. Obecnie finalizujemy techniczną możliwość posiadania odpowiedniego taboru do tego przewozu, a do końca czerwca tego roku chcemy podpisać umowę z PGNiG o współpracy w zakresie przewozów na najbliższy okres i na ewentualnie strategiczny alians" - powiedział PAP Warsewicz.

"Myślę, że tutaj szanse i potencjał jest naprawdę duży" - dodał.

Aktualnie skroplony gaz z Terminalu LNG transportowany jest do odbiorców w całym kraju głównie z wykorzystaniem autocystern.(PAP)

pif/ drag/ gor/

Wydobycie gazu ziemnego w IV kwartale wyniosło 1,17 mld m sześc. wobec 1,2 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,97 mld m sześc. gazu wobec 2,95 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,65 mld m sześc. wobec 1,1 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej spadł w czwartym kwartale do 327,8 tys. ton z 353,2 tys. ton rok wcześniej.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę PGNiG spadł do 360,7 tys. ton z 377,9 tys. ton przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ciepła w czwartym kwartale spadł do 12,98 PJ z 14,26 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji - do 1,27 TWh z 1,31 TWh przed rokiem.

PGNiG szacuje, że w całym 2019 roku wolumen sprzedaży gazu ziemnego wyniósł 30,7 mld m sześc. wobec 29,04 mld m sześc. w 2018 r.

Wolumen importu wzrósł do 14,85 mld m sześc. gazu wobec 13,53 mld m sześc. rok wcześniej.

Wydobycie gazu ziemnego wyniosło w ubiegłym roku 4,49 mld m sześc. wobec 4,55 mld m sześc. rok wcześniej.

Na koniec grudnia 2019 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii Ministra Energii) wynosił ok. 3,7 mld m sześc. gazu w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 mJ/m sześc.

Stan zapasów obejmuje gaz wysokometanowy, zaazotowany, zmagazynowany w Polsce i za granicą oraz gaz LNG w terminalu. Dane nie obejmują wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Gaz-Systemu. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Wydobycie gazu ziemnego w IV kwartale wyniosło 1,17 mld m sześc. wobec 1,2 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,97 mld m sześc. gazu wobec 2,95 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,65 mld m sześc. wobec 1,1 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej spadł w czwartym kwartale do 327,8 tys. ton z 353,2 tys. ton rok wcześniej.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę PGNiG spadł do 360,7 tys. ton z 377,9 tys. ton przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ciepła w czwartym kwartale spadł do 12,98 PJ z 14,26 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji - do 1,27 TWh z 1,31 TWh przed rokiem. (PAP Biznes)

pel/ 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 2019 rok.

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

kom espi zdz

Nowy zarząd PGNiG na czele z prezesem Kwiecińskim przedstawił podczas piątkowej konferencji prasowej kierunki swojego działania. Zapowiedział przedstawienie do końca roku aktualizacji strategii grupy kapitałowej, która obowiązuje do 2022 roku.

"Jesteśmy jedną z największych firm w Europie Środkowo-Wschodniej. Naszym celem na najbliższe lata będzie umocnienie tej pozycji i zwiększenie wartości firmy, by stać się prawdziwym czempionem już nie tylko w wymiarze Polski czy regionu, ale i w wymiarze światowym. Będziemy kontynuowali realizację strategii grupy do 2022 roku, aczkolwiek przeprowadzimy jej aktualizację. Jest ona związana z tym, co dzieje się na rynku europejskim i w naszej firmie oraz z kierunkami, w którymi chcemy rozwijać firmę" - powiedział Jerzy Kwieciński.

Celem zarządu PGNiG jest zapewnienie pełnej dywersyfikacji dostaw gazu do Polski do 2022 roku, by być w pełni niezależnym od kierunku rosyjskiego.

"Chcemy zintensyfikować poszukiwania nowych złóż gazu i ropy naftowej nie tylko w Polsce, ale przede wszystkim poza granicą naszego kraju" - powiedział prezes.

PGNiG chce w ramach dywersyfikacji działalności wejść mocniej w obszar ciepłownictwa oraz zielonej energii. PGNiG rozważa inwestycje m.in. w biogaz, paliwo wodorowe i fotowoltaikę, nie wyklucza też energetyki wiatrowej.

"Uważamy, że ciepłownictwo powinno być silnie zintegrowane z rynkiem gazowym, gdyż w najbliższych latach cena ciepła oparta na węglu będzie rosła, natomiast cena oparta na gazie będzie malała. Ciepłownictwo jest naturalnie powiązane z rynkiem gazowym, dlatego jesteśmy nim silnie zainteresowani" - powiedział w piątek prezes Kwieciński.

Poinformował, że obecnie udział PGNiG w segmencie ciepłownictwa w Polsce wynosi 11 proc.

"Chcemy być integratorem tego segmentu w Polsce. Aktywa ciepłownicze są rozproszone pomiędzy różnymi podmiotami gospodarczymi, będziemy z nimi rozmawiali na ten temat. Jeszcze silniej są one rozproszone w samorządach - mając znacznie większe doświadczenie i możliwości finansowe będziemy chcieli współpracować z samorządami. Nie będzie jednego modelu, możliwe są różne rozwiązania" - powiedział Kwieciński.

"Obszar ciepłownictwa bardzo ściśle wiąże się z naszym biznesem gazowym, który rośnie na świecie w tempie 10 proc., chcemy, by rósł on również w Polsce i żeby w coraz większym stopniu był związany z polską energetyką" - dodał.

Prezes Kwieciński deklaruje też gotowość wzmocnienia działania rządu w obszarze zielonej energii, szczególnie w obszarze polityki klimatycznej.

"Widzimy dużą przyszłość w rozwoju energetyki rozproszonej, szczególnie opartej na biogazie. To oznacza zarówno źródła gazu, jak i budowę lokalnych sieci dystrybucji. Około 4 mld m sześc. gazu konsumowanego w Polsce to gaz z polskich złóż. Uważamy, że mamy pełne szanse, żeby podobna ilość mogła być produkowana w Polsce z biogazu. Chcemy ten rynek bardzo silnie rozwinąć" - powiedział.

"Będziemy rozwijać nowe technologie wodorowe, który jest wskazywany jako potencjalnie najlepszy zamiennik gazu. Będziemy też zainteresowani innymi nośnikami energii odnawialnej, które mogą bardzo dobrze współgrać z naszym biznesem gazowym, w tym przede wszystkim fotowoltaikę, ale nie wykluczamy też energetyki wiatrowej. Przy realizacji tych zamierzeń chcemy w większym stopniu korzystać z finansowania nie tylko wewnętrznego, ale i zewnętrznego, w tym unijnego i z międzynarodowych instytucji finansowych" - dodał.

Kwieciński widzi duże możliwości w osiąganiu efektów synergii we współpracy z innymi dużymi firmami na polskim rynku, przede wszystkim z firmami takimi jak Orlen, Lotos czy firmami energetycznymi.

"Będziemy szukali synergii z innymi firmami, bo to pozwoli nam umocnić pozycję na rynku międzynarodowym. Wszystkie scenariusze są możliwe. Będziemy współpracować w skali naszego kraju, ale i regionu. Musimy patrzeć szerzej, a nie tylko poprzez pryzmat naszego kraju. Absolutnie nie wykluczam przejęć. Jeśli ktoś będzie chciał się sprzedać, bo będziemy rozmawiać. To jest czas dla polskich firm, żeby tak widzieć swoją rolę" - powiedział prezes PGNiG.

"Mówimy o perspektywie paroletniej. Jesteśmy zainteresowani współpracą w różnej formie, zarówno wspólnymi przedsięwzięciami, tworzeniem spółek celowych, jak i przejęciami. W pierwszym rzędzie interesuje nas branża energetyczna. Uważamy, że takie powinno być podejście wszystkich polskich dużych firm" - dodał.

Kwieciński ocenia, że PGNiG ma jeszcze duże możliwości zwiększania wydatków inwestycyjnych.

"Mamy sporo miejsca na CAPEX, poziom inwestycji w latach 2017-2018 był poniżej założeń w strategii, mamy też dużą siłę pozyskiwania finansowania z rynku, chociaż to w tej chwili nie będzie takie proste, ponieważ gaz do niedawna uznawany za przyjazny środowisku, w tej chwili jest przez europejskie instytucje uznawany za paliwo kopalne i jest coraz gorzej traktowany przez rynki finansowe" - powiedział prezes PGNiG.

"Musimy szybko przygotować nasze główne przedsięwzięcia inwestycyjne, bo tylko do przyszłego roku można składać wnioski o dofinansowanie do Europejskiego Banku Inwestycyjnego. Będziemy jeszcze z nim rozmawiać, bo tak mocne skrócenie tego okresu jest krzywdzące dla Polski i naszego regionu" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Chcemy współpracować z dużymi podmiotami Skarbu Państwa, w tym zwłaszcza z podmiotami z naszej branży paliwowej, czyli PKN Orlen i Lotosem. Będziemy szukać potencjalnych synergii" - powiedział Kwieciński podczas piątkowej konferencji prasowej.

"Jesteśmy zainteresowani współpracą w różnej formie, zarówno wspólnymi przedsięwzięciami, tworzeniem spółek celowych, jak i przejęciami. W pierwszym rzędzie interesuje nas branża energetyczna" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Chcemy budować czempiona nie tylko w skali krajowej, ale również światowej. Jesteśmy szóstym największym podmiotem w regionie, stąd jesteśmy otwarci na współpracę nie tylko z podmiotami polskimi, ale i w regionie" - powiedział Kwieciński.

"W perspektywie paroletniej jesteśmy otwarci na przejęcia zarówno w Polsce, jak i w regionie" - dodał.

Kwieciński ocenia, że PGNiG ma możliwości zwiększania inwestycji i pozyskiwania zewnętrznego finansowania.

"Chociaż trzeba pamiętać, że w Europie gaz przestaje być uważany za czystą energię. Stąd też nasza chęć pójścia w kierunku zielonej energii" - powiedział Kwieciński. ( PAP Biznes)

pr/ gor/

"Chcemy silnie wzmacniać obszar ciepłownictwa i będziemy chcieli być integratorem tego segmentu w Polsce" - powiedział w piątek prezes Kwieciński.

Poinformował, że obecnie udział PGNiG w segmencie ciepłownictwa w Polsce wynosi 11 proc.

"Ten rynek jest bardzo silnie rozproszony między różnymi podmiotami i samorządami. Uważamy, że rynek ten powinien być silnie zintegrowany z gazem, dlatego jesteśmy nim zainteresowani" - powiedział Kwieciński.

"Będziemy rozmawiali z firmami i samorządami, możliwe są różne modele współpracy" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ gor/

pr/

pr/

"Chcemy silnie wzmacniać obszar ciepłownictwa i będzieli chcieli być integratorem tego segmentu w Polsce" - powiedział w piątek prezes Kwieciński.(PAP Biznes)

pr/

Przy rozwoju nowych technologii PGNiG będzie współpracować również w innymi podmiotami. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Kwieciński ocenia, że kluczowym wyzwaniem na najbliższe miesiące będzie podniesienie wartości PGNiG.

"Bezpieczeństwo energetyczne kraju i dywersyfikacja dostaw gazu pozostają priorytetem spółki. Nasze plany związane z rozwojem gospodarki niskoemisyjnej zostaną ujęte w zaktualizowanej strategii PGNiG, którą chcemy przedstawić do końca roku" - powiedział Kwieciński.

PGNiG podtrzymuje plany pełnego uniezależnienia od rosyjskiego gazu po 2022 roku oraz rozwój własnego wydobycia w kraju i za granicą. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w uzupełnieniu raportu bieżącego nr 1/2020 z dnia 9 stycznia 2020 r. przekazuje dodatkowe informacje dotyczące Członków Zarządu powołanych do składu Zarządu PGNiG wspólnej VI kadencji.

Jerzy Kwieciński

Pan Jerzy Kwieciński jest absolwentem Wydziału Inżynierii Materiałowej Politechniki Warszawskiej i doktorem nauk technicznych. Ukończył również studia podyplomowe dla kadry kierowniczej w Szkole Głównej Handlowej w Warszawie oraz program międzynarodowych studiów Master of Business Administration realizowany przez Uniwersytet w Antwerpii, Uniwersytet w Staffordshire, Wolny Uniwersytet w Brukseli oraz Uniwersytet Warszawski. Pan Jerzy Kwieciński posiada również doświadczenie w pracy akademickiej i prowadzeniu prac badawczo-rozwojowych, które zdobywał m.in. na Politechnice Warszawskiej oraz jako profesor wizytujący na Brunel University of West London.

Posiada ponad 30-letnie doświadczenie międzynarodowe w planowaniu strategicznym, zarządzaniu dużymi organizacjami, programami i projektami w sektorach: publicznym, prywatnym, pozarządowym i naukowo-badawczym, w tym w branży energetycznej.

W latach 1993-2004 był pracownikiem Komisji Europejskiej, w Przedstawicielstwie w Polsce - zarządzał programami i projektami finansowanymi ze środków Unii Europejskiej i uczestniczył w pracach przygotowujących Polskę do członkostwa w Unii Europejskiej. W latach 2004-2005 był prezesem Europejskiego Centrum Przedsiębiorczości Sp. z o.o, gdzie następnie w latach 2008-2015 pełnił funkcję wiceprezesa zarządu. W 2005 r. objął stanowisko Podsekretarza Stanu w Ministerstwie Rozwoju Regionalnego, kierowanym przez Minister Grażynę Gęsicką, gdzie zajmował się koordynacją polityki rozwoju kraju i polityki spójności oraz m.in. przygotowywał Strategią Rozwoju Kraju 2007-2015 i Narodową Strategii Spójności 2007-2013.

W latach 2008-2015 pełnił funkcję Prezesa Zarządu w JP Capital Group sp. z o.o., specjalizującej się w przygotowywaniu i wdrażaniu przedsięwzięć oraz innowacyjnych projektów, w tym zakładaniu i prowadzeniu startupów. W tym czasie prowadził także Fundację Europejskie Centrum Przedsiębiorczości. W 2015 r. został powołany na stanowisko Sekretarza Stanu w Ministerstwie Rozwoju.

Od 2015 r. jest członkiem Narodowej Rady Rozwoju, powołanej przez Prezydenta Andrzeja Dudę.

W listopadzie 2015 r. został powołany na pierwszego zastępcę Wicepremiera Mateusza Morawieckiego w ministerstwie rozwoju w rządzie Premier Beaty Szydło. Od stycznia 2018 r. sprawował urząd Ministra Inwestycji i Rozwoju w rządzie Premiera Mateusza Morawieckiego, a od września 2019 r. jednocześnie funkcję Ministra Finansów, które pełnił do 15 listopada 2019 r. Zajmował się m. in. przygotowaniem i realizacją Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju oraz realizacją polityki spójności.

Przemysław Wacławski

Pan Przemysław Wacławski jest absolwentem Wydziału Zarządzania Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Obecnie jest uczestnikiem studiów The international FLEX Executive MBA, ze specjalnością Digital Transformation na MIP Politecnico di Milano we Włoszech.

W latach 2002-2006 pracował w Ernst & Young w obszarze m.in. audytu finansowego i due-dilligence. Od czerwca 2006 r. do września 2010 r. obejmował stanowiska Dyrektora działu Kontrolingu i Dyrektora ds. Inwestycji i Sprzedaży na Rynku Bałkańskim w Tele-Fonika Kable S.A. Od października 2010 r. pełnił funkcję Członka Zarządu ds. Finansowych, a od lutego 2011 r. do maja 2013 r. - Prezesa Zarządu TF Kable Fabrika Kablova Zajecar d.o.o. w Serbii. Od lutego 2013 r. do września 2018 r. był Dyrektorem działu Kontrolingu w Tele-Fonika Kable S.A., pełniąc w tym okresie także funkcje Członka Zarządów spółek zagranicznych Grupy Tele-Fonika Kable.

W październiku 2018 r. został powołany na stanowisko Członka Zarządu ds. Finansowych Unipetrol a.s. w Czechach, gdzie był odpowiedzialny za piony: finansów, zarządzania łańcuchem dostaw i IT, sprawując również nadzór nad pionem finansów Grupy Kapitałowej Unipetrol.

Robert Perkowski

Pan Robert Perkowski jest ekonomistą, samorządowcem, doktorem nauk ekonomicznych. Jest absolwentem studiów podyplomowych "analityka zarządzania" Instytutu Organizacji i Zarządzania w Przemyśle "ORGMASZ", w którym ukończył Międzynarodowe Studia Doktoranckie. Przewód doktorski został otwarty i przeprowadzony w Instytucie Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk. W Prywatnej Wyższej Szkole Businessu i Administracji, w Warszawie ukończył dzienne studia magisterskie na dwóch specjalizacjach: marketing i kierowanie oraz finanse i bankowość. Jest autorem kilkunastu artykułów naukowych.

Doświadczenie zawodowe zdobywał od 2001 r. odbywając staż w departamencie finansowym firmy "Dacon Corp. LTD" przy Queen's University w Kanadzie. Następnie w 2002 r. rozpoczął pracę w resorcie sprawiedliwości, gdzie zajmował się m.in. opracowywaniem projektów planów finansowych w zakresie płac Służby Więziennej. W okresie 2006-2018 pełnił funkcję Burmistrza Miasta Ząbki. Jednocześnie pełnił funkcję prezesa jednej z korporacji samorządowych "Związek Samorządów Polskich", gdzie świadczył usługi szkoleniowe oraz uzyskał mandat radnego gminnego i powiatowego.

Pan Robert Perkowski pełni funkcje Przewodniczącego Rady Nadzorczej w spółce Krajowa Spółka Cukrowa S.A. oraz Członka Rady Dyrektorów PGNiG Upstream Norway AS.

Jarosław Wróbel

Absolwent studiów magisterskich i studium doktoranckiego Akademii Ekonomicznej w Katowicach. Ukończył studia podyplomowe na Wydziale Elektrycznym Politechniki Warszawskiej, a także studia menedżerskie Executive MBA (Uniwersytet Gdański i RMS Erasmus University) oraz Post-MBA (Uniwersytet Gdański i SBS Swiss Bussiness School).

W energetyce od 1992 r. W latach 1993-1999 związany z Elektrociepłownią "Będzin" S.A., odpowiedzialny za opracowanie i wdrożenie programu restrukturyzacji, a także przygotowanie i przeprowadzenie pierwszego procesu prywatyzacji kapitałowej w polskiej elektroenergetyce, wykorzystującego mechanizm Giełdy Papierów Wartościowych (Nagroda Debiut Roku 1998).

Od 2002 r. związany z PGNiG S.A., W latach 2003-2013 Wiceprezes ds. Ekonomicznych Górnośląskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. Pomysłodawca i Sponsor Programu wdrożenia w GSG, Zintegrowanej Platformy wspomagającej obsługę procesów na bazie rozwiązań ERP i CIS. Następnie realizował projekty dla firm z sektora paliwowo-energetycznego oraz informatycznego. Współtworzył m.in. Model IT/OT dla GK PGNiG.

Od 8 stycznia do 1 marca 2016 r. był Członkiem Zarządu Polskiej Spółki Gazownictwa Sp. o.o., a od 2 marca 2016 r. do 16 lutego 2018 r. zajmował stanowisko Prezesa Zarządu Polskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o.

Pod jego kierownictwem Spółka opracowała i wdrożyła strategiczny pakiet zmian dla polskiego gazownictwa dystrybucyjnego na lata 2016-2022, oraz zdobyła w 2017 r. Polską Nagrodę Jakości w kategorii wielkich organizacji gospodarczych.

Od 17 kwietnia 2018 r. do 31 grudnia 2019 r. pełnił funkcję Prezesa Zarządu ORLEN Południe S.A. Był współtwórcą oraz Sponsorem Programu budowy w ORLEN Południe S.A. nowoczesnej biorafinerii, na bazie Rafinerii w Trzebini oraz Rafinerii w Jedliczu, będącej centrum kompetencyjnym w zakresie biokomponentów oraz biopaliw dla Grupy Kapitałowej ORLEN S.A.

Ukończył wiele szkoleń z zakresu zarządzania, finansów oraz IT. Autor publikacji w czasopismach branżowych. Generalny Dyrektor Górniczy III Stopnia.

Arkadiusz Sekściński

Pan Arkadiusz Sekściński jest absolwentem Uniwersytetu Warszawskiego, doktorem nauk społecznych w zakresie nauk o polityce. Był organizatorem programu studiów na kierunku "Bezpieczeństwo wewnętrzne," specjalność "Bezpieczeństwo energetyczne" i wykładowcą przedmiotów takich jak "Polityka energetyczna Polski", "Polityki energetyczne państw współczesnych", "Odnawialne źródła energii" oraz "Planowanie i finansowanie inwestycji w sektorze energetycznym". Jest autorem artykułów naukowych w językach polskim i angielskim. Obecnie jest uczestnikiem studiów MBA Energetyka na Uczelni Łazarskiego.

Był stypendystą Fundacji Rozwoju Systemu Edukacji (Uniwersytet w Bergen, Norwegia), Programu Leonardo da Vinci (Biuro Regionalne Województwa Podlaskiego, Bruksela, Belgia), Programu Socrates - Erasmus (Uniwersytet Kapodystriański w Atenach, Grecja).

Doświadczenie zawodowe w sektorze energetycznym zdobywał od 2007 r. jako konsultant w firmach doradzających podmiotom zajmujących się ciepłownictwem i elektroenergetyką, a następnie od 2011 r. jako dyrektor i członek zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. Od 2016 r. był związany z PGE Energia Odnawialna S.A., gdzie jako wiceprezes i p.o. prezesa nadzorował obszary inwestycji, innowacji, eksploatacji aktywów wytwórczych, komunikacji, zasobów ludzkich i bezpieczeństwa. Był prezesem spółek celowych odpowiedzialnych za budowę farm wiatrowych na lądzie oraz rozwój projektów farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Pełnił też funkcję Dyrektora Programu rozwoju fotowoltaiki w Grupie Kapitałowej PGE.

Pan Arkadiusz Sekściński jest zatrudniony na Uniwersytecie Warszawskim na stanowisku Adiunkta.

Wszyscy Członkowie Zarządu oświadczyli, że nie wykonują innej działalności konkurencyjnej w stosunku do działalności wykonywanej w Spółce, nie są wspólnikiem konkurencyjnej spółki cywilnej lub osobowej, nie są członkiem organów konkurencyjnych spółek kapitałowych, a także nie figurują 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

W 2013 r. organ antymonopolowy zobowiązał spółkę do złożenia odbiorcom oferty usunięcia z umów postanowień ograniczających im możliwość zmniejszania zamawianych na kolejne lata ilości paliwa gazowego, w stosunku do ilości zamówionej w roku wydania decyzji lub latach poprzednich. Zobowiązanie miało zostać wykonane w terminie 4 miesięcy od uprawomocnienia się decyzji tj. do 23 maja 2014 r.

Jak podano, PGNiG wykonał zobowiązanie tylko częściowo, proponując odbiorcom zmiany nakazane przez prezesa UOKiK, ale dodając do tego propozycję wprowadzenia do umów tzw. klauzuli „bierz lub płać”, która narzucała im minimalną roczną ilość gazu, jaką mieli obowiązek zakontraktować, pod rygorem kar umownych. W konsekwencji, w stosunku do 42 umów, których stroną pozostała PGNiG, 5 odbiorców przyjęło oferty zmiany umowy, natomiast treść 37 umów pozostała niezmieniona. W 2015 roku prezes UOKiK nałożył na PGNiG karę pieniężną.

Sąd pierwszej instancji oddalił odwołanie spółki, a sąd drugiej instancji oddalił jej apelację.

Sąd Najwyższy uznał skargę kasacyjną PGNiG za niezasadną.

"Wbrew twierdzeniom powodowej spółki, kształt zobowiązania został określony w decyzji Prezesa UOKiK w sposób jasny i precyzyjny, a także odpowiadał propozycjom samej powodowej spółki wyrażonym w jej pismach kierowanych do organu. Skoro powód mimo to nadal miał poważne wątpliwości co do sposobu rozumienia obowiązku – prowadzące wręcz do konkluzji o niewykonalności i nieważności decyzji – to powinien był zaskarżyć ją do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, co stanowiło jedyny tryb umożliwiający obalenie domniemania ważności decyzji Prezesa UOKiK. Tego jednak powód nie uczynił" - napisał Sąd Najwyższy. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Raport wydano przy kursie 4,35 zł.

"Dokonaliśmy głębokich cięć naszych prognoz wyników finansowych spółki, biorąc pod uwagę wyjątkowo wysokie temperatury tej zimy oraz eskalację pesymizmu dotyczącego perspektyw cen gazu. W następstwie pogorszyło się nasze nastawienie do PGNiG (Sprzedaj/Niedoważaj; 12M EFV = 3,5 zł na akcję)" - napisano w raporcie.

"Pragniemy zwrócić uwagę na fakt, że mamy świadomość istnienia bodźców, które mogłyby pozytywnie wpłynąć na kurs akcji spółki w najbliższym horyzoncie. Po pierwsze, nadal zakładamy korzystniejsze ceny w Kontrakcie Jamalskim w stosunku do 2019 roku w związku ze spadkiem ceny HFO; po drugie podtrzymujemy przekonanie o wygranej spółki w sporze arbitrażowym z Gazpromem" - dodano.

Analitycy DM BOŚ mają jednak obawy, że szanse PGNiG, by generować dobre wyniki w dłuższym okresie, są ograniczone, jeśli ceny gazu będą nadal spadały.

DM BOŚ szacuje, że w tym roku spółka wypracuje 5,7 mld zł skorygowanej EBITDA przy przychodach na poziomie 37,2 mld zł.

Depesza jest skrótem rekomendacji. Pierwsza dystrybucja raportu, którego autorem jest Łukasz Prokopiuk, miała miejsce 15 stycznia o godzinie 8.05.

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

pel/ gor/

Dwie koncesje znajdują się na Morzu Norweskim, jedna na Morzu Północnym.

Liczba koncesji na szelfie, w których udziały posiada Grupa Kapitałowa PGNiG, wzrosła do 29. Grupa jest operatorem na czterech z nich.

"Zgodnie ze strategią GK PGNiG rozwijamy wydobycie węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Wydobywany i zakupiony tam gaz ziemny będzie po 2022 roku stanowił znaczną cześć surowca wykorzystywanego przez polskich odbiorców indywidualnych i przedsiębiorców" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

W ciągu ostatnich trzech lat PGNiG podniosło swój stan zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w Norwegii z 80 mln do ok. 200 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe). Spółka PGNiG Upstream Norway przejęła w tym okresie udziały w złożach Skogul, Fogelberg, Tommeliten Alpha, King Lear i Duva. Dokonała też odkrycia nowego złoża Shrek i znacznie przyspieszyła prace nad zagospodarowaniem złoża Arfugl.

Obecnie spółka eksploatuje 5 złóż: Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje i Vale, a działania inwestycyjne i analityczne prowadzone są na 6 kolejnych: Skogul, Arfugl, Duva, Tommeliten Alpha, Król Lear oraz Shrek. Uruchomienie wydobycia ze złoża Skogul planowane jest w I kwartale 2020 roku, a ze złoża Arfugl w II kwartale 2020 roku. (PAP Biznes)

epo/ osz/

"Zdołamy zakończyć (gazociąg) samodzielnie, bez zaangażowania partnerów zagranicznych" - powiedział Putin na konferencji prasowej po rozmowach z kanclerz Niemiec Angelą Merkel w Moskwie.

"Mam nadzieję, że do końca bieżącego roku lub w pierwszym kwartale przyszłego roku praca będzie ukończona i gazociąg zacznie działać - powiedział Putin.

Merkel oceniła, że Nord Stream 2 należy doprowadzić do końca. Wyraziła przekonanie, że Niemcy i inne kraje europejskie zyskają na tym projekcie. (PAP)

awl/ kar/ pr/

Jak ocenił Kwieciński, w ostatnich miesiącach na wartość PGNiG niekorzystnie wpłynęły m.in. trendy na międzynarodowych rynkach ropy i gazu.

"Priorytetem spółki pozostaje zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski, dywersyfikacja dostaw gazu, zwiększenie wydobycia w kraju i za granicą, rozbudowa sieci dystrybucyjnej i działalność w obszarze innowacji" - powiedział PAP prezes.

"Planujemy także pogłębiać współpracę z innymi polskimi firmami w celu pełnego wykorzystania potencjału krajowej gospodarki i wzmocnienia jej konkurencyjności na rynkach międzynarodowych" - podkreślił. Zapowiedział również dążenie do "maksymalizacji efektów synergii wynikających z pionowej integracji Grupy Kapitałowej PGNiG".

Jak ocenił, skuteczna realizacja tych zadań wzmocni pozycję PGNiG zarówno na rynku wewnętrznym, jak i za granicą.

B. minister finansów i rozwoju Jerzy Kwieciński został powołany w czwartek na stanowisko prezesa PGNiG w czwartek, a objął stanowisko w piątek 10 stycznia. Do zarządu gazowej spółki weszli też: Jarosław Wróbel, Przemysław Wacławski, Arkadiusz Sekściński, oraz Robert Perkowski, który ponownie objął stanowisko wiceprezesa ds. operacyjnych.(PAP)

ewes/ wkr/ drag/

PGNiG Upstream Norway zawarł umowę zakupu dodatkowych 10 proc. udziałów w licencjach PL636 i PL636B zawierających złoże Duva od Pondion Energy na początku listopada 2019 r. Tym samym, udział spółki w licencjach wzrósł do 30 proc. z 20 proc.

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.

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

doa/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do Raportu Bieżącego nr 55/2019 z dnia 7 listopada 2019 r., informuje, że w dniu 9 stycznia 2020 r. powziął informację o spełnieniu warunku zawieszającego umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS - spółki zależnej PGNiG - udziałów w złożu Duva od Pandion Energy 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

Kwieciński, do niedawna minister finansów, inwestycji i rozwoju, był wymieniany wcześniej jako jeden z faworytów w konkursie na prezesa PGNiG.

Rada nadzorcza PGNiG powołała także Roberta Perkowskiego na wiceprezesa zarządu ds. operacyjnych, Jarosława Wróbla na wiceprezesa ds. handlowych, oraz z dniem 15 stycznia 2020 r. Przemysława Wacławskiego na wiceprezesa ds. finansowych i Arkadiusza Sekścińskiego na wiceprezesa ds. rozwoju.

Kadencja wspólna zarządu spółki trwa 3 lata.

Rada nadzorcza spółki jednocześnie odwołała Piotra Woźniaka z funkcji prezesa PGNiG, oraz czterech wiceprezesów spółki: Michała Pietrzyka, Roberta Perkowskiego, Macieja Woźniaka oraz Łukasza Kroplewskiego. (PAP Biznes)

seb/ gor/

Rada nadzorcza powołała także Roberta Perkowskiego na wiceprezesa zarządu ds. Operacyjnych, Jarosława Wróbla na wiceprezesa ds. Handlowych, oraz z dniem 15 stycznia 2020 r. Przemysława Wacławskiego na wiceprezesa ds. Finansowych i Arkadiusza Sekścińskiego na wiceprezesa ds. Rozwoju.

Kadencja wspólna zarządu spółki trwa 3 lata. (PAP Biznes)

seb/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Rada Nadzorcza w dniu 9 stycznia 2020 r. powołała z dniem 10 stycznia 2020 r. następujące osoby do składu Zarządu PGNiG wspólnej VI kadencji:

- Pana Jerzego Kwiecińskiego - Prezesa Zarządu PGNiG,

- Pana Roberta Perkowskiego - Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych,

- Pana Jarosława Wróbla - Wiceprezesa Zarządu ds. Handlowych,

oraz z dniem 15 stycznia 2020 r.:

- Pana Przemysława Wacławskiego - Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych,

- Pana Arkadiusza Sekścińskiego - Wiceprezesa Zarządu ds. Rozwoju.

Kadencja wspólna Zarządu Spółki trwa 3 lata.

Pozostałe informacje o powołanych Członkach Zarządu wymagane Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 29 marca 2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim zostaną przekazane odrębnym raportem bieżącym w późniejszym terminie.

Jednocześnie Spółka informuje, że Rada Nadzorcza PGNiG S.A. odwołała ze skutkiem na koniec dnia 9 stycznia 2020 r.:

- Pana Piotra Woźniaka - Prezesa Zarządu PGNiG,

- Pana Michała Pietrzyka - Wiceprezesa Zarządu ds. Finansowych,

- Pana Roberta Perkowskiego - Wiceprezesa Zarządu ds. Operacyjnych,

- Pana Macieja Woźniaka - Wiceprezesa Zarządu ds. Handlowych,

- Pana Łukasza Kroplewskiego - Wiceprezesa Zarządu ds. Rozwoju.

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

kom espi zdz

Według radia, oprócz niego w zarządzie spółki jest także Jarosław Wróbel i Przemysław Wacławski, Arkadiusz Sekściński i Robert Perkowski. (PAP Biznes)

seb/ asa/

W ramach projektu PGNiG i JSW wykonana zostanie demonstracyjna instalacja ujęcia metanu z odwierconych z powierzchni otworów kierunkowych oraz przeprowadzone zostaną testy produkcyjne w celu analizy wydajności dopływu metanu i wpływu szczelinowania na późniejszą eksploatację węgla. Prace będą realizowane w tym roku w oparciu o zatwierdzony przez Ministra Środowiska badawczy Projekt Robót Geologicznych.

Według szacunków Państwowego Instytutu Geologicznego - Państwowego Instytutu Badawczego na terenie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego może znajdować się nawet 193 mld m sześc. metanu.

"Metan w pokładach węgla, który dla spółek górniczych jest kłopotem, dla PGNiG jest szansą na dodatkowe źródło gazu. Rocznie możemy w ten sposób pozyskać nawet do 1,5 mld m sześc. surowca. Dzięki temu wzmocnimy bezpieczeństwo energetyczne kraju, a jednocześnie zapewnimy bardziej przyjazne warunki pracy w kopalniach" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Łukasz Kroplewski, wiceprezes PGNiG ds. rozwoju.

"Ze względu na eksploatację coraz niżej położonych pokładów węgla, zagrożenie metanowe w naszych kopalniach będzie wzrastać. Metan jest także cennym surowcem energetycznym. Podejmujemy szereg działań, aby zapewnić bezpieczeństwo naszym pracownikom, zminimalizować emisję metanu do atmosfery i maksymalnie wykorzystać ujmowany przez nas gaz do celów gospodarczych" - powiedział Włodzimierz Hereźniak, prezes JSW.

Współpraca JSW i PGNiG odbywa się w ramach programu Geo-Metan, którego celem jest rozwój metod i technik przedeksploatacyjnego wydobycia metanu z pokładów węgla.

Prace będą prowadzone w Kopalni Węgla Kamiennego Budryk. Złoże znajduje się na terenie Ornontowic, Gierałtowic, Mikołowa, Orzesza oraz Czerwionki-Leszczyn.

Niezależnie od współpracy z JSW, w ramach projektu Geo-Metan PGNiG prowadzi obecnie prace związane z wykonaniem odwiertów na terenie KWK Ruda Ruch Bielszowice, której właścicielem jest Polska Grupa Górnicza.

PGNiG podało, że stara się także pozyskać z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej środki na dalszy rozwój programu Geo-Metan. Spółka spodziewa się pozytywnej decyzji o przyznaniu dofinansowania w najbliższych dniach.(PAP Biznes)

pel/ gor/

"Po pięciu dniach nieprzerwanych rozmów dwustronnych w Wiedniu podjęto ostateczne decyzje i osiągnięto ostateczne porozumienie - zakomunikował w oświadczeniu Miller - Umowa obowiązuje od dziś i przewiduje tranzyt rosyjskiego gazu przez Ukrainę po 31 grudnia 2019 r."

"Ukraina podpisała umowę tranzytową na pięć lat. W tym czasie otrzymamy co najmniej 7 miliardów dolarów. Strony mogą przedłużyć umowę o kolejne dziesięć lat. Europa wie, że nie zawiedziemy jej pod względem bezpieczeństwa energetycznego" - napisał Zełenski na Twitterze.

Podpisanie kontraktu potwierdził też ukraiński Naftohaz, a dyrektor wykonawczy tej firmy Jurij Witrenko wyjaśnił, że oprócz umowy głównej obie strony podpisały również umowę ugodową, na mocy której Gazprom rezygnuje z apelacji od decyzji sądu w Sztokholmie. "Dokument ten przewiduje wycofanie wszystkich bieżących roszczeń i skarg ze strony Gazpromu" - oświadczył Witrenko.

Chodzi o 2,9 mld dolarów odszkodowania, które Gazprom zapłacił ukraińskiemu Naftohazowi, by zakończyć ciągnący się od 2014 roku spór sądowy, toczący się przed sądem arbitrażowym w Szwecji i dotyczący dostaw gazu.

Spór między stronami trwał od kilku lat. Naftohaz podał Gazprom do sądu w Sztokholmie w 2014 roku. W końcu lutego 2018 roku sąd arbitrażowy w Sztokholmie przyznał Naftohazowi 4,63 mld USD odszkodowania za to, że Gazprom nie dostarczył uzgodnionej w umowie ilości gazu do tranzytu. Gazprom odwołał sie od tej decyzji, ale sąd apelacyjny na terenie okręgu Svea odrzucił apelację.

Witrenko dodał, że w umowie zapisano zasadę "bierz lub zapłać", uzgodnioną na podstawie "europejskich zasad" tranzytu gazu. Zasada ta oznacza, że kupujący gaz zobowiązuje się do nabycia określonej minimalnej ilości tego surowca, a jeśli tego nie zrobi, i tak będzie musiał zapłacić za niepobraną część.

Według Witrenki dzięki umowie tranzytowej Ukraina ma zagwarantowany przychód z tego tytułu w wysokości ok. 7,2 mld dol., a w przypadku dodatkowego tranzytu kwota ta może "znacząco" się zwiększyć. Bardziej optymistyczne szacunki podał premier Ukrainy Ołaksij Honczaruk, który uważa, że roczne przychody Ukrainy z tranzytu wyniosą 2-3 mld dol.

Szef Nafohazu Andrij Koboliew wyraził wdzięczność Unii Europejskiej za wsparcie w rozmowach z Gazpromem. "Jesteśmy wdzięczni Komisji Europejskiej za spójne stanowisko, uznające niezawodność i wydajność ukraińskiego systemu transportu gazu, a także partnerom amerykańskim za wspieranie bezpieczeństwa energetycznego na kontynencie europejskim" - oświadczył na stronie internetowej ukraińskiego koncernu.

"Osiągnięcie tego porozumienia stało się możliwe dzięki systemowej pracy całego zespołu Naftohazu, który naświetlał ryzyko budowy Nord Stream 2, w efekcie czego rząd rząd USA nałożył sankcje na to przedsięwzięcie" - podkreślił Koboliew.

Ramowe porozumienie w sprawie tranzytu gazu z Rosji przez Ukrainę do Europy zachodniej podpisano w ubiegły czwartek w Berlinie, po spotkaniu na szczeblu ministerialnym. Zapisano w nim, że w przyszłym roku Rosja ma przesłać przez Ukrainę co najmniej 65 mld metrów sześciennych gazu, a w kolejnych latach po 40 mld.

Obecnie obowiązujący kontrakt na tranzyt rosyjskiego gazu wygasa z końcem bieżącego roku. Kijów obawiał się, że jeśli do tego czasu nie dojdzie do porozumienia z Moskwą, Rosja wstrzyma lub ograniczy przesyłanie gazu przez terytorium Ukrainy. (PAP)

zm/ pel/

Elektrociepłownia Stalowa Wola - spółka celowa PGNiG Termika i Tauron Wytwarzanie - domaga się od Abener Energia zapłaty 177,85 mln zł oraz 461,2 tys. euro wraz z odsetkami, w ramach odszkodowania za koszty usunięcia wad i usterek powstałych w trakcie prac związanych z budową bloku gazowo-parowego. Chodzi m.in. o zwrot koszty usunięcia wad prawnych turbiny parowej oraz spłaty nieopłaconych podwykonawców Abener.

Równolegle, Sąd Apelacyjny w Rzeszowie rozpatruje skargę ECSW na wyrok arbitrażu w sprawie odstąpienia przez Abener Energia od kontraktu budowy bloku.

Elektrociepłownia Stalowa Wola w styczniu 2016 r. odstąpiła od kontraktu z generalnym wykonawcą budowy bloku gazowo-parowego o mocy 450 MW - firmą Abener Energia - w efekcie naruszenia przez wykonawcę harmonogramu oraz istotnych warunków technicznych kontraktu. Wcześniej EC Stalowa Wola wzywała wykonawcę do należytego wykonania kontraktu pod rygorem odstąpienia od niego.

"W międzyczasie inwestorzy, PGNiG Termika oraz Tauron Wytwarzanie, podjęli szereg kroków w celu dokończenia inwestycji. W marcu 2017 r., po spłaceniu dotychczasowych instytucji finansujących projekt, weszło w życie porozumienie restrukturyzujące projekt" - napisano w komunikacie.

"W marcu 2018 r. pozyskano finansowanie od Banku Gospodarstwa Krajowego i PGNiG. W wyniku przeprowadzenia szeregu analiz, m.in. z uwagi na poziom zaawansowania inwestycji zdecydowano się na formułę menedżera kontraktu (EPCM). Do realizacji EPCM wybrano konsorcjum firm Energopomiar Gliwice - Energoprojekt Katowice" - dodano.

Zakończenie inwestycji w ECSW planowane jest na pierwsze półrocze 2020 r. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

W sobotę późnym wieczorem szef Naftohazu Andrij Kobolew poinformował, że w rozmowach poczyniono pewne postępy, ale nie osiągnięto ostatecznego porozumienia.

"Toczy się walka o każdy przecinek" - powiedział Kobolew.

W ubiegłą sobotę minister energetyki Ukrainy Ołeksij Orżel poinformował, że tranzyt rosyjskiego gazu przez ukraińskie rurociągi na zachód zostanie utrzymany, a kontrakt w tej sprawie zostanie przedłużony o pięć lat.

W zawartym porozumieniu ramowym zapisano, że nowy kontrakt ma obowiązywać przez pięć lat i w przyszłym roku Rosja ma przesłać przez Ukrainę co najmniej 65 mld metrów sześciennych gazu, a w kolejnych latach po 40 mld.

Obecnie obowiązujący kontrakt na tranzyt rosyjskiego gazu wygasa z końcem bieżącego roku. Kijów obawiał się, że jeśli do tego czasu nie dojdzie do porozumienia z Moskwą, Rosja wstrzyma lub ograniczy przesyłanie gazu przez terytorium Ukrainy.

Orżel wyjaśnił, że kontrakt zostanie podpisany do końca roku, z możliwością przedłużenia go o kolejnych 10 lat.

Porozumienie w sprawie tranzytu gazu z Rosji przez Ukrainę do Europy zachodniej podpisano 20 grudnia w Berlinie, po spotkaniu na szczeblu ministerialnym. Uczestniczyli w nim: wiceprzewodniczący Komisji Europejskiej Marosz Szefczovicz, ministrowie energetyki Rosji i Ukrainy, Aleksandr Nowak i Orżel, prezes Gazpromu oraz ze strony ukraińskiej Jurij Witrenko. Porozumienie zawarto przy udziale niemieckich mediatorów, w tym ministra gospodarki i energetyki Petera Altmaiera. (PAP)

fit/ akl/ pr/

Termin składania aplikacji w konkursie upłynął w piątek.

RMF FM twierdzi, że zmiana na stanowisku prezesa PGNiG wynika z tego, że Piotr Woźniak skonfliktował się z niektórymi ludźmi z władz Prawa i Sprawiedliwości. Tego sporu nie dało się już zagasić - pomimo faktu, że ustępujący szef PGNiG ma duże zasługi w dywersyfikacji dostaw gazu i zwiększaniu bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Razem z Kwiecińskim do zarządu PGNiG ma wejść także Jarosław Wróbel, obecny prezes Orlen Południe - spółki nadzorującej rafinerie Trzebinia i Jedlicze.

O stanowisko walczy także były prezes Lotosu Marcin Jastrzębski.

Bardzo możliwe, że nowe władze PGNiG będą znane jeszcze przed końcem roku.

Proszony przez RMF FM o komentarz Jerzy Kwieciński odpisał: "Na takie pytania się nie odpowiada". (PAP Biznes)

pr/ osz/

Termin składania aplikacji w konkursie upłynął w piątek.

RMF FM twierdzi, że zmiana na stanowisku prezesa PGNiG wynika z tego, że Piotr Woźniak skonfliktował się z niektórymi ludźmi z władz Prawa i Sprawiedliwości. Tego sporu nie dało się już zagasić - pomimo faktu, że ustępujący szef PGNiG ma duże zasługi w dywersyfikacji dostaw gazu i zwiększaniu bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Bardzo możliwe, że nowe władze PGNiG będą znane jeszcze przed końcem roku.

Proszony przez RMF FM o komentarz Jerzy Kwieciński odpisał: "Na takie pytania się nie odpowiada". (PAP Biznes)

pr/ osz/

Orżel powiedział też, że w związku z orzeczeniem trybunału arbitrażowego w Sztokholmie Gazprom wypłaci Naftohazowi ponad 2,9 mld USD gotówką" - powiedział Orżel.

Gazprom ze swej strony potwierdził, że zobowiązał się do wypłacenia Naftohazowi 2,9 mld USD, zaś strona ukraińska zobowiązała się do odwołania pretensji Komitetu Antymonopolowego Ukrainy w sprawie grzywny dla Gazpromu za naruszenie konkurencji gospodarczej. W sporze tym chodzi o 7,4 mld USD.

Minister Orżel wyjaśnił, że do końca roku kontrakt w sprawie tranzytu gazu przez Ukrainę zostanie podpisany na pięć lat, z możliwością przedłużenia go o kolejnych dziesięć lat. Wyjaśnił jednocześnie, że minimalna, gwarantowana objętość gazu, którą Rosja prześle przez Ukrainę w 2020 r., wyniesie 65 mld metrów sześciennych.

"W pierwszym roku będzie to 65 mld m sześc. oraz 40 mld w kolejnych czterech latach" - zaznaczył.

Minister oświadczył, że ukraiński Naftohaz i rosyjski Gazprom ustalili, iż zaprzestaną sporów sądowych wokół gazu. "W pakiecie dotyczącym przedłużenia tranzytu znajduje się całkowite uregulowanie wszystkich wymogów każdej ze stron" - powiedział.

Orżel poinformował, że taryfy za transport gazu wzrosną. "Nastąpi pewna podwyżka taryf transportowych. Zwiększenie taryfy, biorąc pod uwagę objętości i kierując się europejskimi metodologiami wyznaczania taryf, określą regulatorzy" - zapowiedział ukraiński minister.

Porozumienie w sprawie tranzytu gazu z Rosji przez Ukrainę do Europy zachodniej podpisano w czwartek w Berlinie, po spotkaniu na szczeblu ministerialnym. Uczestniczyli w nim: wiceprzewodniczący Komisji Europejskiej Marosz Szefczovicz, ministrowie energetyki Rosji i Ukrainy, Aleksandr Nowak i Ołeksij Orżel, prezes rosyjskiego Gazpromu Aleksiej Miller oraz ze strony ukraińskiej dyrektor wykonawczy Naftohazu Jurij Witrenko. Porozumienie zawarto przy udziale niemieckich mediatorów, w tym ministra gospodarki i energetyki Niemiec Petera Altmaiera.

Obecnie obowiązujący kontrakt na tranzyt rosyjskiego gazu wygasa z końcem bieżącego roku. Kijów obawiał się, że jeśli do tego czasu nie dojdzie do porozumienia z Moskwą, Rosja wstrzyma lub ograniczy przesyłanie gazu przez terytorium Ukrainy.

Wstrzymania dostaw gazu do Polski z powodu konfliktu na linii Rosja-Ukraina obawiało się PGNiG. Spółka oceniała niedawno, że od 1 stycznia 2020 r. pojawia się ryzyko odcięcia tranzytu rosyjskiego gazu do UE przez Ukrainę z powodu zakończenia kontraktu tranzytowego na przesył gazu i niepodpisania nowego. W takiej sytuacji krajowe wydobycie, zapasy w magazynach oraz możliwości importowe - w tym przez Białoruś - dają w sumie 25,6 mld m sześc. gazu rocznie, przy zużyciu 19 mld - wskazało PGNiG.

Z Kijowa Jarosław Junko (PAP)

jjk/ cyk/ pr/

Abener Energia wniósł w tej sprawie pozew do Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie.

Abener Energia domaga się od ECSW zapłaty łącznie 156,4 mln zł oraz 0,5 mln euro wraz z ustawowymi odsetkami.

Odszkodowanie ma wynikać z zażądania i uzyskania przez ECSW kosztem Ebener Energia wypłaty z gwarancji należytego wykonania kontraktu lub ewentualnie zwrotu bezpodstawnego wzbogacenia uzyskanego przez ECSW kosztem Abener Energia w związku z uzyskaniem wypłaty z gwarancji należytego wykonania kontraktu.

Gwarancja została udzielona ECSW przez hiszpańską spółkę zgodnie z kontraktem zawartym pomiędzy generalnym wykonawcą i ECSW na budowę bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej brutto ok. 450 MW w Stalowej Woli.

"ECSW przystąpiła do analizy treści pozwu i w odpowiednim czasie złoży odpowiedź na pozew. Wstępna ocena żądań pozwu i jego uzasadnienia wskazuje na ich bezzasadność" - napisano w komunikacie. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Otwory i hydroszczelinowanie zostaną wykonane w nieeksploatowanej dotychczas partii złoża, a przez odwierty będzie ujmowany metan.

"Wykonamy w ten sposób klasyczne odmetanowanie przedeksploatacyjne, a jeśli wyniki uzyskane podczas tego projektu będą satysfakcjonujące, będziemy kontynuować ten projekt w innych lokalizacjach" – powiedział, cytowany w komunikacie, Artur Dyczko, zastępca prezesa JSW ds. strategii i rozwoju.

W 2018 r. w kopalniach JSW wydzieliło się ok. 400 mln metrów sześciennych metanu, z czego ujęto ponad 130 mln m sześciennych metanu - głównie z wyrobisk eksploatacyjnych w trakcie prowadzenia wydobycia węgla. Efektywność odmetanowania kopalń to zaledwie nieco ponad 30 proc.

"Odmetanowanie przedeksploatacyjne ma szansę to zmienić właśnie dzięki ujmowaniu gazu przed rozpoczęciem robót udostępniających złoże" - napisano.(PAP Biznes)

pel/ ana/

"Uważam, że jest to lekko pozytywny news. Można było oczekiwać większego spadku, patrząc na rynkowe ceny gazu" - powiedział PAP Biznes analityk Trigon DM Michał Kozak.

Analitycy BDM w porannym raporcie napisali, że rynek mógł mieć obawy, że istnieje większy potencjał obniżki ceny paliwa.

"Rynek mógł mieć obawy, że przy dużym wzroście kosztów energii elektrycznej w taryfie G (+20 proc. rdr, +12 proc. rdr cały rachunek) i przy cenach gazu na TGE poniżej 70 zł/MWh (taryfa ok. 100 zł/MWh) istnieje większy potencjał obniżki ceny paliwa" - napisano w raporcie.

We wtorek prezes URE zatwierdził taryfy dla PGNiG Obrót Detaliczny. W nowej taryfie ceny gazu uległy obniżeniu o 2,9 proc., natomiast stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa, która będzie obowiązywać do 30 czerwca 2020 r., dotyczy jedynie odbiorców w gospodarstwach domowych.

Niższa taryfa dla PGNiG OD oznacza spadek średnich płatności w części rachunku dotyczącej obrotu (cena za paliwo gazowe oraz opłata abonamentowa) o 2,6 proc. zarówno dla odbiorców używających gazu wysokometanowego, jak i gazów zaazotowanych.

URE podał, że do obniżki cen przyczyniły się niskie ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii.

W efekcie spadek opłat dla odbiorców PGNiG OD, posiadających umowy kompleksowe, wyniesie średnio ok. - 1,8 proc. dla odbiorców gazu wysokometanowego, - 1,9 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Lw oraz - 1,8 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Ls. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Niższa taryfa dla PGNiG OD oznacza spadek średnich płatności w części rachunku dotyczącej obrotu (cena za paliwo gazowe oraz opłata abonamentowa) o 2,6 proc. zarówno dla odbiorców używających gazu wysokometanowego, jak i gazów zaazotowanych.

URE podał, że do obniżki cen przyczyniły się niskie ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii.

Odbiorcy w gospodarstwach domowych obsługiwani przez PGNiG OD, oprócz wskazanych powyżej cen gazu i opłat abonamentowych (obrót), ponoszą opłaty za transport paliwa (dystrybucję). Odbiorcy kupujący gaz od PGNiG OD najczęściej są przyłączeni do sieci dystrybucyjnej Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG) i na jej rzecz ponoszą opłaty za transport gazu. Taryfa tej spółki na razie nie zmieni się - postępowanie administracyjne w tej sprawie jest w toku.

W efekcie spadek opłat dla odbiorców PGNiG OD, posiadających umowy kompleksowe, wyniesie średnio ok. - 1,8 proc. dla odbiorców gazu wysokometanowego, - 1,9 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Lw oraz - 1,8 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Ls.

Urząd Regulacji Energetyki podał, że spadek cen będzie najbardziej odczuwalny dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe, zużywających stosunkowo duże ilości paliwa, tj. ogrzewających także mieszkania gazem. Średnio zapłacą pięć złotych miesięcznie mniej.

Poniżej tabela ze zmianami średnich poziomów łącznych płatności w grupach, do których kwalifikowani są odbiorcy w gospodarstwach domowych, korzystający z gazu ziemnego wysokometanowego.

URE podał, że taryfa dla usług regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego (LNG), ustalona przez Polskie LNG będące operatorem Terminalu LNG w Świnoujściu, została zatwierdzona do 31 grudnia 2020 r.

Nowa taryfa oznacza wzrost średniej stawki za usługi regazyfikacji o 1,9 proc., a stawki za przeładunek gazu LNG na autocysterny o 0,4 proc.

"Do wzrostu stawek w istotnym stopniu przyczynił się przewidywany wzrost kosztu zakupu uprawnień do emisji CO2 oraz energii elektrycznej, jak również koszty związane z planowanym zwiększeniem zakresu usług świadczonych przez Terminal" - napisano. (PAP Biznes)

pr/ doa/ gor/

Niższa taryfa dla PGNiG OD oznacza spadek średnich płatności w części rachunku dotyczącej obrotu (cena za paliwo gazowe oraz opłata abonamentowa) o 2,6 proc. zarówno dla odbiorców używających gazu wysokometanowego, jak i gazów zaazotowanych.

URE podał, że do obniżki cen przyczyniły się niskie ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii.

Odbiorcy w gospodarstwach domowych obsługiwani przez PGNiG OD, oprócz wskazanych powyżej cen gazu i opłat abonamentowych (obrót), ponoszą opłaty za transport paliwa (dystrybucję). Odbiorcy kupujący gaz od PGNiG OD najczęściej są przyłączeni do sieci dystrybucyjnej Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG) i na jej rzecz ponoszą opłaty za transport gazu. Taryfa tej spółki na razie nie zmieni się - postępowanie administracyjne w tej sprawie jest w toku.

W efekcie spadek opłat dla odbiorców PGNiG OD, posiadających umowy kompleksowe, wyniesie średnio ok. - 1,8 proc. dla odbiorców gazu wysokometanowego, - 1,9 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Lw oraz - 1,8 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Ls.

Urząd Regulacji Energetyki podał, że spadek cen będzie najbardziej odczuwalny dla odbiorców posiadających umowy kompleksowe, zużywających stosunkowo duże ilości paliwa, tj. ogrzewających także mieszkania gazem. Średnio zapłacą pięć złotych miesięcznie mniej. (PAP Biznes)

pr/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka") otrzymał informację o zatwierdzeniu decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") z dnia 17 grudnia 2019 roku Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 8 ("Taryfa Detaliczna").

Obniżka ceny za paliwo gazowe w Taryfie Detalicznej w stosunku do dotychczasowej taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. dla wszystkich grup taryfowych wynosi 2,9%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa Detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Nowa Taryfa Detaliczna będzie obowiązywać od 1 stycznia 2020 roku. Zgodnie z decyzją Prezesa URE Taryfa Detaliczna obowiązywać będzie do 30 czerwca 2020 roku.

Jednocześnie Zarząd PGNiG informuje, że na dzień publikacji niniejszego raportu bieżącego trwa proces zatwierdzania nowej Taryfy w zakresie dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego spółki zależnej PGNiG - Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o., a o fakcie jego zakończenia spółka poinformuje osobnym raportem bieżącym.

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

"Zmiany kadrowe są czymś naturalnym, zarządy są kadencyjne, gdy kończą się kadencje, odbywają się konkursy. Trwa obecnie konkurs w PGNiG, kadencja zarządu tej spółki kończy się z końcem roku, nie mogę wykluczyć, że jakieś zmiany tam nastąpią" - powiedział Sasin w telewizji wPolsce, zaznaczając, że trudno jest rozstrzygnąć już teraz o trwającym konkursie. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Dokładna data zostanie podana przez Trybunał w pierwszych dniach lutego 2020 roku.

"Od tej pory Trybunał nie będzie przyjmować już żadnych nowych dokumentów czy stanowisk. Ze strony PGNiG przekazaliśmy wszelkie informacje i wypełniliśmy wszystkie wymagania Trybunału, które były potrzebne do wydania wyroku w sprawie" – powiedział cytowany w komunikacie prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Wyrok częściowy Trybunału, a także przebieg postępowania dowodowego, pozwalają zakładać, że orzeczenie końcowe będzie korzystne dla PGNiG. Teraz wystarczy spokojnie zaczekać dwa, trzy miesiące" – dodał.

Spór między PGNiG i Gazpromem dotyczy sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego. Obowiązująca formuła cenowa powoduje, że PGNiG płaci znacznie powyżej cen rynkowych. Dlatego w 2014 r. PGNiG skorzystało z przewidzianej w kontrakcie możliwości renegocjacji ceny. Po wyczerpaniu okresu negocjacyjnego w maju 2015 r. polska spółka skierowała spór do rozstrzygnięcia przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie, a dopiero w lutym 2016 r. złożyła skutecznie pozew przeciwko Gazpromowi.

W czerwcu 2018 roku Trybunał Arbitrażowy wydał orzeczenie częściowe, w którym stwierdził, że zostały spełnione przesłanki uprawniające PGNiG do żądania od Gazpromu zmiany sposobu ustalania ceny.(PAP Biznes)

epo/ gor/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka") informuje, że dnia 13 grudnia 2019 r. powziął informację o wydaniu przez Trybunał Arbitrażowy ("Trybunał") ad hoc w Sztokholmie w dniu 13 grudnia 2019 r. istotnego zarządzenia proceduralnego ("Zarządzenie") 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 raportach bieżących nr 43/2015 z dnia 13 maja 2015 r. oraz nr 37/2018 z dnia 30 czerwca 2018 r.

W Zarządzeniu Trybunał poinformował strony postępowania, że postępowanie dowodowe w sprawie zostało zakończone oraz, że Trybunał zamierza wydać wyrok końcowy w sprawie w lutym lub marcu 2020 r.

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

kom espi zdz

W komunikacie napisano, że podwyższenie ratingu odzwierciedla postęp PGNiG w dywersyfikacji portfela kontraktów na import gazu do Polski, co daje spółce większą elastyczność i zmniejsza ekspozycję na potencjalne niedopasowanie cen między importem a sprzedażą krajową.

"Wpływ zmian w portfelu dostaw gazu PGNiG od 2023 r. powinien być pozytywny dla wyników finansowych spółki poprzez wyeliminowanie ekspozycji na spread ropy naftowej i gazy (z wyjątkiem kontraktu Qatargas, w przypadku którego narażenie na cenę ropy jest ograniczane przez własną produkcję ropy PGNiG)" - podano w raporcie.

Dodano, że wskaźniki kredytowe i elastyczność finansowa grupy jest adekwatna do nowego ratingu, pomimo oczekiwanego wzrostu nakładów inwestycyjnych w ciągu najbliższych kilku lat.

W ocenie Fitch, zmienność przepływów pieniężnych w segmentach wydobywczym i obrotu PGNiG jest mitygowana przez stabilność działalności segmentów regulowanych, takich jak dystrybucja gazu i wytwarzanie ciepła.

Agencja prognozuje, że wydobycie gazu i ropy przez PGNiG w 2019 roku wzrośnie lekko rok do roku, do 104 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (kboe) dziennie, a do 2022 roku osiągnie poziom 124 kboe dziennie. Jednocześnie autorzy raportu pozostają sceptycznie nastawieni wobec osiągnięcia przez polską grupę zapowiadanych poziomów rezerw oraz wydobycia - w strategii opublikowanej w 2017 roku PGNiG prognozował wzrost odpowiednio o 35 proc. (rezerwy) i 41 proc. (wydobycie) do 2022 roku w porównaniu z poziomami z 2017 roku.

W raporcie Fitch prognozuje, że skorygowana dźwignia finansowa PGNiG w relacji do wskaźnika FFO (funds from operations - środki z działalności operacyjnej) wzrośnie do poziomu dwukrotności w 2022 roku z 0,1 w 2018 roku. Ten wzrost ma być spowodowany przez wysokie nakłady inwestycyjny w segmencie poszukiwania i wydobycia gazu i ropy naftowej, jak również zwiększenie wydatków na gazową sieć dystrybucyjną oraz wytwarzanie energii i ciepła.

"Zakładamy, że spółka zredukuje plan wydatków (np. opóźniając niektóre opcjonalne projekty) jeżeli przepływy operacyjne będą znacząco niższe od oczekiwań, po to, by utrzymać wskaźnik długu netto do EBITDA poniżej dwukrotności" - napisano.

Przygotowując raport analitycy Fitch założyli, że zysk EBITDA segmentu dystrybucji gazu PGNiG będzie rósł począwszy od 2020 roku - istotne nakłady inwestycyjne mają przełożyć się na wzrost bazy aktywów oraz zwiększenie wolumenów.

Założono również, że EBITDA w segmencie wytwarzania energii i ciepła będzie rosła w latach 2020-2022, ze względu na ukończenie kilku projektów, m.in. w fabryce na warszawskim Żeraniu.

Fitch spodziewa się ponadto, że segment handlu i magazynowania gazu PGNiG pozostanie nierentowny w latach 2019-2022, a w segmencie poszukiwania i wydobycia wynik EBITDA będzie spadał w 2019 i 2020 roku - w 2021 rok EBITDA ma wzrosnąć do poziomu podobnego jak w 2018 roku.

Zakładane średnie roczne wydatki inwestycyjne polskiej grupy w latach 2019-2021 to 6,5 mld zł, razem z akwizycjami (wobec 4,5 mld zł w 2018 roku). (PAP Biznes)

kuc/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 12 grudnia 2019 r. agencja ratingowa Fitch Ratings ("Fitch", "Agencja") opublikowała informację o podwyższeniu długoterminowego ratingu PGNiG w walucie krajowej i obcej z poziomu "BBB-" na "BBB" z perspektywą stabilną.

Podwyższenie ratingu odzwierciedla pozytywny wpływ konsekwentnej realizacji przez Spółkę strategii w zakresie dywersyfikacji źródeł importu gazu, co pozwoli na zwiększenie elastyczności prowadzonej działalności oraz minimalizację ekspozycji na różnice trendów cen ropy i gazu wpływających dotychczas niekorzystnie na różnice cen pozyskania i sprzedaży paliwa gazowego.

Zmienność przepływów pieniężnych w segmentach wydobywczym i obrotu jest mitygowana stabilnością działalności segmentów regulowanych takich jak dystrybucja gazu i wytwarzanie ciepła. W opinii ratingowej Fitch przewiduje utrzymanie znaczącej elastyczności finansowej Spółki i silnych wskaźników pomiaru ryzyka kredytowego przy spodziewanym zwiększeniu wydatków inwestycyjnych w przyszłych latach.

Agencja podkreśla, że solidny profil finansowy PGNiG jest wspierany strategicznym celem poziomu zadłużenia nieprzekraczającym wartości 2,0 wskaźnika długu netto / EBITDA oraz obowiązującą polityką dywidendową.

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

kom espi zdz

W komunikacie napisano, że podwyższenie prognozy odzwierciedla postęp PGNiG w dywersyfikacji portfela kontraktów na import gazu do Polski, co daje spółce większą elastyczność i zmniejsza ekspozycję na potencjalne niedopasowanie cen między importem a sprzedażą krajową.

Dodano, że wskaźniki kredytowe i elastyczność finansowa grupy jest adekwatna do nowego ratingu, pomimo oczekiwanego wzrostu nakładów inwestycyjnych w ciągu najbliższych kilku lat. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

PGNiG podał, że instalacja ta umiejscowiona jest na wyjściu z gazociągu jamalskiego i umożliwia osuszenie zawodnionego gazu celem jego bezpiecznego wprowadzenia do krajowego systemu przesyłowego.

"To inwestycja o absolutnie kluczowym znaczeniu dla bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski. Chcemy być całkowicie niezależni od wschodniego dostawcy, pod każdym względem" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Spółka podała, że latem 2017 roku zawodniony gaz wysłany z Rosji gazociągiem jamalskim spowodował odcięcie polskich odbiorców gazu od tej drogi zaopatrzenia. (PAP Biznes)

seb/ osz/

PGNiG przypomniało, że w 2019 r. zużycie gazu w Polsce wyniesie ok. 19 mld m sześc., z czego 4 mld z krajowego wydobycia, 9 mld zakupione w Rosji, 3,5 mld zakupionego w UE - nie tylko przez PGNiG - oraz 2,5 mld m sześc. zakupionego jako LNG.

Od 1 stycznia 2020 r. pojawia się ryzyko odcięcia tranzytu rosyjskiego gazu do UE przez Ukrainę z powodu zakończenia kontraktu tranzytowego na przesył gazu i niepodpisania nowego. W takiej sytuacji krajowe wydobycie, zapasy w magazynach oraz możliwości importowe - w tym przez Białoruś - dają w sumie 25,6 mld m sześc. gazu rocznie, przy zużyciu 19 mld - wskazało PGNiG.

Jako kolejny moment pojawienia się ryzyka koncern wskazał dzień 18 maja 2020 r., kiedy wygasa kontrakt między Gazpromem a EuRoPol Gazem na tranzyt rosyjskiego gazu gazociągiem jamalskim do Europy Zachodniej. W razie odcięcia dostaw z gazociągu jamalskiego oraz rewersowych z Niemiec, możliwości dostaw będą na poziomie 33,1 mld m sześc. rocznie - ocenia PGNiG. Na wielkość tą składać się będą dostawy gazu rosyjskiego przez Białoruś i Ukrainę, przez terminal LNG, z UE - inną drogą niż przez rewers na Jamale, krajowe wydobycie i magazyny.

W przypadku jednoczesnej materializacji obydwu tych ryzyk - od 1 stycznia i 18 maja 2020 r., zdolności dostaw do Polski innymi drogami będą na poziomie 28,6 mld m sześc. rocznie - oceniło PGNiG.

Spółka przypomniała, że z końcem 2022 r. roku zakłada zakończenie Kontraktu Jamalskiego - czyli kontraktu na dostawy gazu - z Gazpromem i przejście od 1 stycznia 2023 r. na dostawy do Polski z Norwegii i jako LNG.(PAP)

wkr/ je/ asa/

Wiceprezes PGNiG ds. rozwoju Łukasz Kroplewski ocenia, że PGNiG Ventures jest naturalnym krokiem w działalności proinnowacyjnej spółki, obejmującej m.in. współpracę ze startupami.

Dodał, że spółka przez ostatnie lata zdobyła wiedzę i doświadczenie; jest gotowa do podjęcia ryzyka inwestycyjnego i po to powołuje własne przedsięwzięcie typu venture capital.

„Chcemy inwestować w to, co funkcjonuje i działa na rynku, ale myślimy też o zyskach z tych inwestycji” - powiedział Kroplewski.

PGNiG Ventures będzie wyspecjalizowanym podmiotem w grupie kapitałowej, skoncentrowanym na inwestowaniu w przedsięwzięcia, które mają sprawdzony model biznesowy, ale jeszcze nie mają wzrostu przychodów.

Prezes PGNiG Ventures Małgorzata Piasecka tłumaczyła, że celem są inwestycje kapitałowe w spółki, które mają potencjał osiągnięcia zysków.

„Udostępniamy finansowanie przedsiębiorstwom w fazie rozwoju i ekspansji” - dodała.

Zaznaczyła, że początkowo chodzi o inwestycje w 3-4 projekty rocznie, w pakiety mniejszościowe, maksymalnie 20 proc. udziałów i maksymalnie 15 mln zł w jeden podmiot.

"W ciągu dwóch lat chcemy zainwestować ok. 30 mln zł" - dodała Piasecka.

Piasecka dodała, że PGNiG Ventures będzie koncentrowało się na perspektywie zysku i inwestycjach w produkty, usługi czy technologie, które mogą być wykorzystane w grupie kapitałowej, która działa w branży energetycznej. Nie wyklucza, że w przypadku pojawienia się ciekawych projektów jest opcja wyjścia poza profil branżowy. PGNiG Ventures może inwestować także za granicą.

Horyzont pojedynczej inwestycji to maksymalnie 10 lat. Wyjścia mogą odbywać się przede wszystkim przez sprzedaż udziałów kolejnemu funduszowi inwestycyjnemu lub inwestorowi branżowemu.

"Dopuszczamy też możliwość wychodzenia z inwestycji przez giełdę, ale pod warunkiem, że możliwy będzie do osiągnięcia zwrot z zainwestowanego kapitału" - powiedział Kroplewski. (PAP)

wkr/ pr/ gor/

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych wynikająca z zawartych umów mocowych w wyniku aukcji dla roku dostaw 2024 wynosi 8 671,154 MW. (PAP Biznes)

epo/ ana/

Umowa będzie obowiązywać od 1 stycznia 2020 roku do 31 grudnia 2026 roku. Na jej podstawie PGNiG będzie głównym sprzedawcą LNG dla Duon Dystrybucja.

Dostawy paliwa będą realizowane z terminala w Świnoujściu oraz zarządzanych przez PGNiG zakładów produkujących i przeładowujących gaz skroplony. Do tej pory Duon Dystrybucja kupował LNG nie tylko w kraju, ale i za granicą.

PGNiG jest największym importerem LNG w Polsce. Kupowany przez spółkę gaz skroplony pochodzi z Kataru, Norwegii i USA. W ciągu trzech kwartałów 2019 roku PGNiG sprowadziło przez terminal w Świnoujściu prawie 1,8 mln ton LNG. Większość paliwa jest regazyfikowana i wprowadzana do sieci, jednak część jest dostarczana klientom w postaci skroplonej za pomocą autocystern.

Wolumen załadunków LNG w Świnoujściu przekroczył 100 tys. ton. We wtorek, 10 grudnia, terminal opuściła 6000. autocysterna z ładunkiem gazu skroplonego od PGNiG. Od kwietnia 2020 r. PGNiG będzie wyłącznym użytkownikiem nabrzeżnej stacji odbioru i przeładunku niskotonażowego LNG w Kłajpedzie.

DUON Dystrybucja realizuje dostawy gazu sieciowego i skroplonego poprzez własną infrastrukturę, to jest poprzez sieci dystrybucyjne oraz stacje regazyfikacji gazu LNG. Obecnie spółka posiada ponad 680 km własnych gazociągów, w tym w 12 lokalizacjach sieciowych przyłączonych do krajowego systemu gazowego oraz z 19 stacji regazyfikacji. Duon Dystrybucja dostarcza gaz do ponad 7000 odbiorców, z czego ponad 10 proc. to odbiorcy instytucjonalni a pozostali to gospodarstwa domowe. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Porozumienie o współpracy podpisali prezes PGNiG Piotr Woźniak i partner zarządzający ERU Dale Perry.

Porozumienie dotyczy poszukiwania i wydobycia gazu przy wschodniej granicy Polski z Ukrainą, przy złożu Przemyśl.

"Ukraina jest dla nas naturalnym kierunkiem. Poszukujemy źródeł gazu w wielu miejscach blisko granicy Polski" - powiedział Piotr Woźniak podczas poniedziałkowej konferencji prasowej.

Prezes PGNiG poinformował, że podpisane porozumienie z ERU obejmuje wszystkie aspekty współpracy, w tym kwestie prawne.

Zapowiedział, że faza przygotowawcza przed rozpoczęciem prac poszukiwawczych to kwestia kilku miesięcy.

"Mamy wytypowanych kilka miejsc do wierceń. Z przyrodą nigdy nic nie jest pewne, ale w tym przypadku jesteśmy właściwie pewni, że znajdziemy tam gaz" - powiedział Woźniak.

"Wydobytym gazem będziemy mogli poratować bilans Ukrainy, ale będziemy się starali, żeby coś z tego gazu trafiło też do Polski. Infrastruktura przesyłowa jest gotowa" - dodał.

PGNiG podał w komunikacie prasowym, że w ramach porozumienia w pierwszej kolejności będzie wykonany odwiert poszukiwawczy o długości do 2.500 metrów oraz zostaną przeprowadzone badania geofizyczne, które pozwolą zaprojektować lokalizację kolejnych otworów. Prace mają rozpocząć się niezwłocznie po uzyskaniu koniecznych zgód i pozwoleń.

Obecnie ze złoża Przemyśl PGNiG wydobywa ok. 0,5 mld metrów sześc. gazu rocznie, ale w szczytowym 1971 roku było to 3,7 mld m sześc. Udokumentowane zasoby wydobywalne złoża sięgały ok. 74 mld m sześc. gazu ziemnego, z czego wydobyto już 65 mld m sześc. PGNiG podał, że dzięki niedawno zrealizowanym badaniom geofizycznym i powtórnej analizie wcześniej zebranych danych, spodziewa się, że w złożu Przemyśl może znajdować się dodatkowo nawet 20 mld m sześc. gazu. (PAP Biznes)

pr/ asa/

pr/ asa/

Analitycy Santander BM Paweł Puchalski i Michał Sopiel są zdania, że pomysł "narodowych wielosektorowych czempionów", jak określił je minister aktywów państwowych Jacek Sasin, może być rozszerzony i wezwanie na akcje Energi może być dopiero pierwszym krokiem w jego realizacji.

"Uważamy, że następnym celem akwizycyjnym może być zadłużony Tauron i widzimy trzech kandydatów do takiego przejęcia - Enea, KGHM i PGNiG" - napisali analitycy Santander BM w raporcie.

W ich opinii najbardziej prawdopodobnym scenariuszem mogłoby być przejęcie Tauronu przez PGNiG.

"Uważamy, że wezwanie ze strony Enei nie gwarantowałoby długoterminowego bezpieczeństwa, gdyż nowa grupa byłaby nadal narażona na te same czynniki ryzyka segmentu energetycznego. Wezwanie na Tauron ze strony KGHM, choć realistyczne w związku ze wspólnym dla obu spółek celem rozwoju segmentu OZE, oznaczałoby powstanie nowej grupy ze wskaźnikiem dług netto/EBITDA na poziomie niewiele niższym niż 3,0x" - napisali.

"W tej sytuacji Ministerstwo Aktywów Państwowych może próbować rozwiązać problem wysokiego zadłużenia Tauronu przez przejęcie go przez PGNiG" - dodali.

Do zalet ewentualnego przejęcia Tauronu przez PGNiG Paweł Puchalski i Michał Sopiel zaliczają znaczącą redukcję wskaźnika dług netto/EBITDA w nowej grupie (wobec obecnych wskaźników Tauronu), co rozwiązałoby problem kowenantów Tauronu w krótkim i długim terminie oraz pozytywny wpływ akwizycji na wskaźniki P/E i EV/EBITDA dla PGNIG po transakcji.

Z kolei wśród wad analitycy Santander BM wyróżniają znaczną zmianę strategii PGNiG i odejście od podstawowego biznesu dla gazowej spółki w momencie ważnych zmian w strukturze geograficznej dostaw surowca.

W czwartek po sesji PKN Orlen niespodziewanie ogłosił wezwanie do sprzedaży 100 proc. akcji gdańskiego koncernu energetycznego Energa. Za jedną akcję spółki zaoferował 7 zł.

Prezes PKN Orlen Daniel Obajtek poinformował, że planowana transakcja przejęcia Energi wpisuje się w obowiązującą strategię Orlenu, zakładającą budowę silnego multienergetycznego koncernu. Dodał, że Orlen może rozważyć w przyszłości kolejne akwizycje po Grupie Lotos i Enerdze, ale zapewnił, że jakiekolwiek plany fuzji nie zmienią polityki dywidendowej płockiej grupy.

Akcjonariusze mniejszościowi negatywnie odebrali zamiar przejęcia Energi, gdyż obawiają się zaangażowania Orlenu w sektor górniczy, a także w budowę opalanego węglem bloku energetycznego w Ostrołęce. Co prawda przedstawiciele Orlenu przekonywali w piątek, że strategia koncernu nie zakłada wejścia w sektor górniczy, a technologia węglowa nie jest ich ulubiona, ale akcje płockiej spółki straciły w piątek ponad 6 proc.

Wicepremier i minister aktywów państowych Jacek Sasin ocenia, że tworzenie wielosektorowych, narodowych czempionów wpisuje się w politykę gospodarczą rządu. Wskazał, że jednym z celów powstania Ministerstwa Aktywów Państwowych było pełne wykorzystanie potencjału spółek Skarbu Państwa, między innymi poprzez stworzenie warunków do ich komplementarnej konsolidacji. Jacek Sasin zapowiedział, że MAP przeanalizuje wezwanie PKN Orlen na akcje Energi pod kątem korzyści dla Skarbu Państwa.

Zamiary konsolidacji aktywów państowowych zaskoczyły giełdowych inwestorów. Podczas piątkowej sesji mocno zniżkowały akcje większości największych koncernów z udziałem Skarbu Państwa. Po kilka procent wartości straciły m.in. PGE, PGNiG i KGHM. Zyskiwały na wartości koncerny energetyczne Energa, Enea i Tauron, a także Grupa Azoty. (PAP Biznes)

pr/

Postępowanie dotyczy stanowisk: prezesa, wiceprezesa ds. handlowych, wiceprezesa ds. finansowych, wiceprezesa ds. operacyjnych i wiceprezesa ds. rozwoju.

Termin przyjmowania zgłoszeń mija 20 grudnia 2019 r. o godz. 13.00.

Otwarcie zgłoszeń nastąpi 20 grudnia 2019 r., a rozmowy kwalifikacyjne z Radą Nadzorczą zostaną przeprowadzone w dniach 30-31 grudnia 2019 r.

Pod koniec listopada PGNiG informował, że postępowanie kwalifikacyjne na stanowiska nowej kadencji zarządu PGNiG zakończyło się bez rozstrzygnięcia. Według ustaleń RMF FM, prezesa grupy - Piotra Woźniaka - miałby zastąpić niedawny minister finansów, inwestycji i rozwoju Jerzy Kwieciński. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd PGG zgodził się na postulowane przez związki zawodowe włączenie tzw. dodatków gwarantowanych do sumy, na podstawie której naliczana będzie nagroda roczna, tzw. czternastka. Dzięki temu świadczenie to powinno być o kilkaset złotych większe, w zależności od stanowiska pracy. Według związkowców, ma to kosztować spółkę ok. 42 mln zł.

Zgodnie z wcześniejszymi porozumieniami, za każdy przepracowany dzień górnicy otrzymują dodatek w wysokości od 18 do 32 zł, w zależności od stanowiska. Dzięki temu, jeżeli górnik przepracuje cały miesiąc, jego wynagrodzenie jest wyższe o kilkaset złotych. Włączenie tej sumy do podstawy naliczania nagrody spowoduje, że również ona będzie odpowiednio wyższa.

Związkowcy postulowali, aby dodatki wliczyć także do podstawy naliczania wypłacanej na początku grudnia nagrody barbórkowej, ale postulat ten nie został zrealizowany.

Strony nie porozumiały się w piątek co do głównego związkowego postulatu, jakim jest podwyżka wynagrodzeń górników w przyszłym roku o 12 proc. Po podpisaniu protokołu rozbieżności, dalsze rozmowy mają być prowadzone przy udziale mediatora. Strony mają spotkać się ponownie za kilka dni, a na mediacje byłby kolejny miesiąc. PGG ma przedstawić swoje propozycje płacowe ok. 10 grudnia.

Podpisanie protokołu zakończyło trwającą od środy akcję protestacyjną, w ramach której grupa ok. 30-40 związkowców stale przebywała w katowickiej siedzibie PGG.

W toku prowadzonych od środy rozmów przedstawiciele PGG proponowali - o czym jedynie nieoficjalnie informowali związkowcy - zmiany strukturalne w spółce, polegające m.in. na połączeniu w jedną kopalnię zespoloną dawnych kopalń Katowickiego Holdingu Węglowego oraz połączeniu kopalń Ruda w Rudzie Śląskiej i Sośnica w Gliwicach. Miałoby to dać firmie oszczędności, które można byłoby przeznaczyć m.in. na podwyżki wynagrodzeń. Związkowcy nie zgodzili się na uzależnianie wzrostu płac od zmian organizacyjnych.

Szef górniczej Solidarności Bogusław Hutek ocenił po podpisaniu protokołu, że część związkowych postulatów udało się spełnić dzięki determinacji protestujących. „Najprawdopodobniej w przyszłym tygodniu wyznaczymy razem z zarządem mediatora, no i będziemy walczyć o dalsze podwyżki, rokować z zarządem przy mediatorze” – wskazał. Pytany, czy podpisanie protokołu rozbieżności to dobra wiadomość dla górników tuż przed barbórką, odpowiedział, że każdy może to przyjąć inaczej. Ocenił, że negocjacje były bardzo trudne i ciężko było cokolwiek wywalczyć.

Prezes PGG Tomasz Rogala przypomniał, że jego firma planując najbliższą przyszłość musi z jednej strony zadbać o inwestycje, np. zakup niezbędnych maszyn i urządzeń, a z drugiej – o zakontraktowanie pracy. To wszystko składa się na budowanie biznesplanu i planu techniczno-ekonomicznego na przyszły rok, bo dotyczy kosztów. - wskazał.

10 grudnia, na podstawie porozumienia z września, załoga PGG otrzyma 860 zł brutto jednorazowej premii, co będzie kosztowało spółkę ok. 44 mln zł. We wrześniowym porozumieniu zarząd PGG zagwarantował także, że górnicy utrzymają w przyszłym roku przysługujące im obecnie dopłaty do przepracowanych dniówek. Teraz zgodził się także, by były one wliczane do podstawy ustalania wysokości "czternastki".

Wśród akcjonariuszy Polskiej Grupy Górniczej są m.in. PGNiG Termika, Węglokoks, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Enea, Energa Kogeneracja i TF Silesia.(PAP)

mab/ kon/ skr/ pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 98/2017 z dnia 13 grudnia 2017 r. w sprawie wniesienia przez akcjonariusza powództwa o stwierdzenie nieważności / uchylenie uchwały nr 1/IX/2017 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") z dnia 13 września 2017 roku, Zarząd PGNiG informuje o powzięciu informacji o ogłoszeniu w dniu 28 listopada 2019 roku przez Sąd Apelacyjny w Warszawie prawomocnego wyroku oddalającego powództwo.

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

kom espi zdz

Umowa obowiązuje od kwietnia 2020 r. W obecności ministra energii Litwy Żygimantasa Vaicziunasa podpisali ją w Kłajpedzie prezesi PGNiG i operatora stacji - litewskiego koncernu Klaipedos Nafta. Oferta PGNiG wygrała w przetargu.

"Mamy nadzieję, że zostaniemy na dłużej w tym miejscu, mamy tu prawdziwych przyjaciół - podkreślał w piątek prezes PGNiG Piotr Woźniak. PGNiG będzie samodzielnie decydowało, od kogo kupi i sprowadzi LNG do stacji, co jest bardzo ważne z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego - podkreślił.

Minister energii Litwy Żygimantas Vaicziunas ocenił, że umowa w pełni odzwierciedla ideę współpracy między obydwoma państwami i narodami. „Dziś rozszerzamy horyzonty naszej współpracy o kolejny obszar. Po energii elektrycznej, ropie i gazie, będzie ona obejmować także LNG” - podkreślił.

Vaicziunas przypomniał, że Litwa 5 lat temu przełamała monopol na rynku gazu państw bałtyckich, instalując w Kłajpedzie FSRU - pływający terminal LNG. "W tym roku 60 proc. konsumpcji gazu na Litwie będzie pochodzić z terminala, w przyszłym roku będzie to jeszcze więcej" - zaznaczył minister.

Vaicziunas wyraził przekonanie, że również współpraca w tzw. małoskalowym LNG będzie znaczącą zmianą na rynku. Przypomniał, że terminal w Kłajpedzie jest jednym ze źródeł gazu dla północno-wschodniej Polski.

Podczas uroczystego podpisania kontraktu odczytano list od wicepremiera, ministra aktywów państwowych Jacka Sasina. Wyraził w nim uznanie dla prezesa PGNIG „za konsekwentną realizację spójnej strategii, która umacnia bezpieczeństwo energetyczne i pozwala myśleć też o coraz mocniejszej pozycji PGNiG na regionalnym rynku gazu”.

"Odważne działania spółki, w tym kontrakt z partnerem litewskim doprowadzą do poprawy sytuacji polskich odbiorców gazu i dostawy po europejskich cenach" - napisał również Sasin, życząc spółce „podobnych osiągnięć w przyszłości”.

Pozyskanie strategicznego partnera stworzy efekt synergii z korzyścią dla nas - wskazywał z kolei prezes Klaipedos Nafta Dariusz Szilenszkis. W jego ocenie, rozwój rynku małoskalowego LNG to więcej możliwości dywersyfikacji dostaw dla firm w całym regionie.

Obecna w Kłajpedzie europosłanka Elżbieta Rafalska również gratulowała PGNiG za przygotowanie najlepszej oferty w warunkach dużej konkurencji. Myślę, że Klaipedos Nafta zyskuje partnera o dużej marce, pewnego, przewidywalnego - oceniła.

Terminal ma 5 zbiorników na LNG o pojemności 1000 m sześc. każdy - co przekłada się na 2250 ton skroplonego gazu. Dostawy LNG odbywają się drogą wodną. Skroplony gaz dostarczają niewielkie metanowce - 30 raz mniejsze od dużych jednostek tego typu - lub bunkierki. Źródłem może być ustawiony kilka kilometrów dalej FSRU - pływający terminal LNG „Independence”, ale PGNiG nie wyklucza sprowadzania go również z innych źródeł. Instalacja może również bunkrować statki, napędzane LNG.

Tempo przeładunku to ponad 560 ton LNG na godzinę, tempo bunkrowania statków to 112-225 ton LNG na godzinę. (PAP)

wkr/ drag/ asa/

Umowa obowiązuje od kwietnia 2020 r. W obecności ministra energii Litwy Żygimantasa Vaicziunasa podpisali ją w Kłajpedzie prezesi PGNiG i operatora stacji - litewskiego koncernu Klaipedos Nafta. Oferta PGNiG wygrała w przetargu.

Terminal ma 5 zbiorników na LNG o pojemności 1000 m sześc. każdy - co przekłada się na 2250 ton skroplonego gazu. Dostawy LNG odbywają się drogą wodną. Skroplony gaz dostarczają niewielkie metanowce - 30 razy mniejsze od dużych jednostek tego typu - lub bunkierki. Źródłem surowca może być ustawiony kilka kilometrów dalej FSRU - pływający terminal LNG „Independence”, ale PGNiG nie wyklucza sprowadzania gazu również z innych źródeł. Instalacja może również bunkrować statki napędzane LNG.(PAP)

wkr/ drag/ asa/

"Spodziewamy się, że łączne zadłużenie sześciu polskich spółek przekroczy 60 mld zł w 2020 roku i pozostanie na tym poziomie w 2021 roku” - powiedział Galbarczyk na konferencji „Credit Outlook 2020: European Energy, Oil&Gas; and Utilities”.

Na koniec września zadłużenie spółek wynosiło 53 mld zł, z czego 63 proc. to dług bankowy.

Fitch przewiduje, że dywidendy będą niewysokie. Zakłada, że zyskami dzielić będą się PKN Orlen i PGNiG, a wśród czterech spółek energetycznych jedynie PGE może wypłacić niedużą dywidendę od 2020 roku. (PAP Biznes)

pel/ osz/

Postępowania dotyczyły stanowisk: prezesa, wiceprezesa ds. handlowych, wiceprezesa ds. finansowych, wiceprezesa ds. operacyjnych i wiceprezesa ds. rozwoju.

RMF FM podał, że chętnych do objęcia stanowiska prezesa jest kilku m. in. Jerzy Kwieciński, który w rozmowie ze stacją nie zaprzecza nieoficjalnym na razie informacjom. (PAP Biznes)

sar/ ana/

"To zasadniczy moment dla naszej działalności w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, a więc w regionie, który odgrywa wiodącą rolę w wydobyciu węglowodorów w skali światowej. Badania pozwolą oszacować potencjał zasobowy koncesji oraz wskazać najlepsze miejsca do prowadzenia prac wiertniczych – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

"Przygotowanie badań wymagało intensywnego planowania i projektowania a ich początek stanowi kamień milowy naszej wspólnej strategii identyfikacji zasobów węglowodorów w tej atrakcyjnej z punktu widzenia geologii, ale wciąż słabo rozpoznanej, części Zjednoczonych Emiratów Arabskich. Jesteśmy przekonani, że wykorzystanie nowoczesnych metod sejsmiki trójwymiarowej pozwoli odkryć obiecujące struktury geologiczne, w których w przyszłości zostaną wykonane odwierty poszukiwawcze za ropą i gazem" - dodał Nishant Dighe, dyrektor generalny RAK GAS LLC i dyrektor generalny Urzędu ds. Ropy Naftowej w Ras al-Chajma.

Za realizację badań odpowiada Geofizyka Toruń, spółka z grupy kapitałowej PGNiG. Firma prowadziła prace geofizyczne na zlecenie spółek z sektora upstream m.in. Eni, Shell, Total i OMV. W Polsce Geofizyka wykonała największe trójwymiarowe zdjęcie sejsmiczne w Europie dokumentujące budowę geologiczną obszaru o powierzchni 1280 km kw.

Do wykonania zdjęcia w Ras al-Chajma Geofizyka wykorzysta 4 pojazdy do wzbudzania fal sejsmicznych oraz ok. 30 tys. czujników, tzw. geofonów. Obszar, po którym będą poruszać się pojazdy, wyniesie ok. 350 km kw. a obszar rozmieszczenia geofonów – ok. 735 km kw. Przy realizacji badania spółka zamierza zatrudnić ok. 300 osób.

Badania geofizyczne potrwają od grudnia 2019 r. do końca lutego 2020 roku. Opracowanie i analiza pozyskanych danych sejsmicznych potrwa do IV kwartału 2020 roku. Na tej podstawie PGNiG zdecyduje o dalszych działaniach na terenie koncesji.

Koncesja PGNiG w Ras al-Chajma przewiduje trzy dwuletnie okresy poszukiwawcze z możliwością przedłużenia o dwuletni okres rozpoznawczy, a następnie 30-letni okres produkcji. Po każdym z okresów poszukiwawczych spółka ma możliwość rezygnacji z udziałów w koncesji.

PGNiG wygrało przetarg na koncesję w Ras al-Chajma w grudniu 2018 roku. W styczniu 2019 roku spółka podpisała porozumienie o poszukiwaniu i podziale produkcji z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC. Za działalność PGNiG na terenie emiratu odpowiada specjalnie w tym celu utworzony oddział z siedzibą w Ras al-Chajma.

Oprócz wydobycia ropy i gazu w Polsce, PGNiG prowadzi działalność upstream na Norweskim Szelfie Kontynentalnym oraz w Pakistanie. W Norwegii Grupa działa od 2007 roku i aktualnie posiada 27 koncesji, z których na czterech jest operatorem. W Pakistanie spółka jest obecna już od ponad 20 lat i prowadzi wydobycie gazu z dwóch złóż – Rizq i Rehman. (PAP Biznes)

pr/ osz/

PGNiG poinformował, że zagospodarowanie złoża na Morzu Norweskim wchodzi w drugą fazę, a w przyszłym roku zostaną wykonane dodatkowe trzy odwierty produkcyjne.

"Wszystkim partnerom na koncesji zależy na jak najszybszym rozpoczęciu produkcji z tego złoża. Tym bardziej nas cieszy, że pewną część planu zrealizujemy wcześniej. Pod względem ekonomicznym Arfugl jest jednym z najatrakcyjniejszych złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jak podaje jego operator, tzw. break-even wynosi tu 15 dolarów za baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej. To znaczy, że opłaca się wydobywać gaz z Arfugl dopóki cena za baryłkę ropy naftowej będzie powyżej 15 dolarów" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Plan zagospodarowania złoża został podzielony na dwie fazy – w każdej zostaną wykonane po trzy odwierty. Rozpoczęcie wydobycia z trzech pierwszych otworów planowane jest na czwarty kwartał 2020 roku. Rozpoczęcie produkcji z pierwszego otworu wykonanego w drugiej fazie również powinno rozpocząć się jeszcze w 2020 roku.

PGNiG podał, że przyspieszenie prac możliwe stało się dzięki technicznemu zwiększeniu przepustowości jednostki produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv, do której podłączone jest złoże Arfugl. Wcześniej, ze względu na ograniczenia jej mocy zakończenie drugiej fazy zagospodarowania złoża planowano na 2023 rok.

Arfugl (dawniej: Snadd) to złoże gazowo-kondensatowe rozciągające się na długości 60 km i szerokości 2-3 km. Jego 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.

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/ osz/

PGNiG spodziewa się rozstrzygnięcia arbitrażu z Gazpromem na przełomie tego i przyszłego roku. Prezes Woźniak jest przekonany, że wyrok sądu będzie korzystny dla polskiej spółki.

W efekcie wyroku arbitrażowego PGNiG liczy na obniżenie bieżącej ceny gazu i tzw. retrakcję, czyli zwrot nadpłaconych kwot przynajmniej za ostatnie 5 lat.

"Spodziewamy się rozstrzygnięcia arbitrażu z Gazpromem na przełomie tego i przyszłego roku. (...) Będzie ono miało ważny skutek. Po pierwsze, zostanie obniżona cena bieżąca gazu (...), po drugie, powinniśmy mieć zasądzoną tzw. retrakcję, czyli kwotę, którą nadpłaciliśmy przynajmniej za ostatnie 5 lat, (...) a przepłacaliśmy w stosunku do cen rynkowych, europejskich ok. 1 mld zł rocznie" - powiedział Woźniak w TVP Info.

"Jeśli te pieniądze będą zasądzone i uda się je zwindykować, chcemy się nimi podzielić z naszymi odbiorcami: gospodarstwami domowymi i przedsiębiorcami przez obniżenie stawek na przyszłość, by pieniądze wróciły do tych, którzy naprawdę zapłacili" - dodał prezes.

W piątek zarząd PGNiG poinformował, że po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych przekazał do PAO Gazprom Export oświadczenie woli zakończenia obowiązywania kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego z dniem 31 grudnia 2022 roku. Decyzja o zakończeniu kontraktu z Gazpromem jest nieodwołalna.

Woźniak zaznaczył, że wolumeny z kontraktu jamalskiego od 1 stycznia 2023 r. będą zastąpione wolumenami gazu wynikającymi z innych źródeł: wydobyciem krajowym, gazem norweskim i gazem LNG.

"Te trzy portfele znakomicie zastąpią dostawy wschodnie. Nie chcemy myśleć o żadnym powrocie w tamtą stronę" - powiedział Woźniak.

Jego zdaniem, można się spodziewać retorsji rosyjskich.

"1 stycznia 2020 ma wygasnąć umowa tranzytowa między Rosją a Ukrainą, a w maju wygasa umowa tranzytowa przez Polskę. (...) Kryzysu nie powinniśmy odczuwac, bo się do niego przygotowaliśmy wyjatkowo starannie. Mamy ogromne zapasy gazu, na poziomie 3 mld m3" - powiedział Woźniak.

Dodał, że w połowie grudnia ukończona zostanie inwestycja budowy osuszarki gazu, która miałaby być wykorzystywana w razie nadmiernego zawodnienia gazu.

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

Kontrakt był kilkukrotnie zmieniany i aneksowany. Przewiduje on 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.

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 zeszłego roku, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. (PAP Biznes)

pel/ pr/

„Otrzymaliśmy w końcu faksem propozycję, o której piszą wszystkie media (łącznie z treścią propozycji). Uważnie ją zbadamy i udzielimy konstruktywnej odpowiedzi w najbliższym czasie” - oświadczył na Facebooku dyrektor wykonawczy Naftohazu Jurij Witrenko.

„Ukraina będzie rzetelnym partnerem Europy w tranzycie gazu w pełni przestrzegając europejskich zasad” - dodał.

Wcześniej Gazprom oświadczył, że przesłał na Ukrainę oficjalną propozycję o przedłużeniu o jeden rok obowiązującego dziś, bądź zawarciu nowego kontraktu na tranzyt gazu w przyszłym roku - podała agencja Interfax-Ukraina. List w tej sprawie podpisał szef Gazpromu Aleksiej Miller.

Rosjanie wskazali, że warunkiem podpisania nowej umowy jest rezygnacja obu stron z pretensji, które wysuwają sobie wzajemnie w arbitrażu międzynarodowym oraz wstrzymanie trwających procesów sądowych - pisze rosyjska agencja TASS.

Ukraińcy mieliby także odwołać decyzję Komitetu Antymonopolowego w sprawie grzywny dla Gazpromu za naruszenie konkurencji gospodarczej oraz odwołać skargę do Komisji Europejskiej w związku ze sprzecznymi z zasadami konkurencji działaniami rosyjskiego monopolisty.

Ukraina prowadzi rozmowy z Moskwą i Brukselą w sprawie nowej umowy na tranzyt gazu w celu zastąpienia umowy, która wygasa 31 grudnia. 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.

W ubiegłym roku kontrolowany przez Kreml gazowy gigant Gazprom dostarczył Europie ponad 200 mld metrów sześciennych gazu, z czego 87 mld m sześc. przeszło przez Ukrainę, zapewniając Kijowowi dochód z tranzytu w wysokości ok. 3 mld dolarów.

Podstawą obaw Ukrainy o tranzyt rosyjskiego gazu jest budowa gazociągu Nord Stream 2, którym ma być przesyłany gaz do Niemiec z pominięciem Ukrainy i Rosji. Gazociąg miał być gotowy do końca 2019 roku, jednak pod koniec października operator gazociągu, spółka Nord Stream 2 AG poinformowała, że dotąd ułożonych zostało ponad 2 100 km gazociągu, czyli ponad 87 proc. jego długości. Zakończono układanie rur w wodach Rosji, Finlandii i Szwecji oraz w większej części w wodach Niemiec. Bliska ukończenia jest budowa odcinków na wybrzeżu w Rosji i Niemczech. (PAP)

jjk/ mal/ pr/

Tzw. Kontrakt Jamalski został podpisany w 25 września 1996 roku. Zgodnie z zapisami kontraktu, strony umowy zobowiązane są do złożenia deklaracji dotyczącej dalszej współpracy po 2022 roku na trzy lata przed przewidzianym zakończeniem jego obowiązywania w dniu 31 grudnia 2022 r.

"W ocenie zarządu spółki, dotychczas podjęte przez Grupę PGNiG działania związane z dywersyfikacją kierunków pozyskania gazu do Polski po 2022 roku, realizowane zgodnie z obowiązującą strategią grupy kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, w szczególności zakontraktowanie dostaw gazu LNG, akwizycje złóż gazu ziemnego na Morzu Północnym oraz działania prowadzone przez operatora systemu przesyłowego w zakresie rozbudowy systemu przesyłowego, są odpowiednie dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju i pozwalają na zakończenie Kontraktu Jamalskiego zgodnie z jego postanowieniami" - napisano w komunikacie.

Przedstawiciele PGNiG już wcześniej zapowiadali, że nie są zainteresowani negocjacjami dotyczącymi podpisania nowego długoterminowego kontraktu na dostawy gazu ziemnego z Rosji. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), informuje, że w dniu 15 listopada 2019 r. po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych, przekazał do PAO Gazprom i OOO Gazprom Export ("Gazprom") oświadczenie woli zakończenia obowiązywania kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. z ("Kontrakt Jamalski", "Kontrakt") z dniem 31 grudnia 2022 r.

Zgodnie z zapisami Kontraktu, strony umowy zobowiązane są do złożenia deklaracji dotyczącej dalszej współpracy po 2022 roku na trzy lata przed przewidzianym zakończeniem jego obowiązywania w dniu 31 grudnia 2022 r.

W ocenie Zarządu Spółki, dotychczas podjęte przez Grupę PGNiG działania związane z dywersyfikacją kierunków pozyskania gazu do Polski po 2022 roku, realizowane zgodnie z obowiązującą Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, w szczególności zakontraktowanie dostaw gazu LNG, akwizycje złóż gazu ziemnego na Morzu Północnym oraz działania prowadzone przez operatora systemu przesyłowego w zakresie rozbudowy systemu przesyłowego, są odpowiednie dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju i pozwalają na zakończenie Kontraktu Jamalskiego zgodnie z jego postanowieniami.

Publikacja informacji dotyczącej zamiaru rezygnacji z możliwości przedłużenia obowiązywania kontraktu została opóźniona w dniu 2 lipca 2019 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.

Patrz także:

Raport bieżący nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 roku ws. Nowej Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r.

Raport bieżący nr 20/2017 z dnia 14 marca 2017 roku ws. Zawarcia Umowy Dodatkowej z Qatar Liquefied Gas Company Limited (3)

Raport bieżący nr 3/2018 z dnia 22 stycznia 2018 roku ws. Zawarcia umowy przesyłowej między PGNiG a Gaz-System S.A. w ramach Open Season 2017 projektu Baltic Pipe

Raport bieżący nr 9/2018 z dnia 30 stycznia 2018 roku ws. Zawarcia umowy przesyłowej między PGNiG a Energinet w ramach Open Season 2017 projektu Baltic Pipe

Raport bieżący nr 50/2018 z dnia 16 października 2018 roku ws. Zawarcia umów na dostawy LNG ze spółkami Venture Global Calcasieu Pass, LLC oraz Venture Global Plaquemines LNG, LLC

Raport bieżący nr 59/2018 z dnia 8 listopada 2018 roku ws. Zawarcia umowy na dostawy LNG z Cheniere Marketing International, LLP

Raport bieżący nr 63/2018 z dnia 19 grudnia 2018 roku ws. Zawarcia umowy na dostawy LNG ze spółką Port Arthur LNG, LLC

Raport bieżący nr 25/2018 z dnia 12 czerwca 2019 roku ws. Zawarcia aneksu do umowy na dostawy LNG z firmą Venture Global Plaquemines LNG, LLC

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

kom espi zdz

Jak poinformowała Rada Nadzorcza PGNiG, postępowanie kwalifikacyjne dotyczy prezesa oraz wiceprezesów ds.: handlowych, finansowych, operacyjnych i rozwoju. Termin przyjmowania zgłoszeń mija 29 listopada 2019 o godz. 15.00

Otwarcie zgłoszeń nastąpi 5 grudnia, rozmowy kwalifikacyjne z Radą Nadzorczą zaplanowano na 16-20 grudnia. (PAP)

wkr/ dym/ osz/

"Nie widzę czynników, które mogłyby negatywnie wpłynąć na wyniki czwartego kwartału" - powiedział Pietrzyk, pytany o możliwość wypełnienia zapisanego w strategii średniorocznego wyniku EBITDA na poziomie 5,6 mld zł.

Skonsolidowany zysk netto PGNiG przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej w trzecim kwartale 2019 roku spadł do 30 mln zł z 552 mln zł rok temu. Wynik jest zgodny z podanymi wcześniej przez spółkę szacunkami.

Skonsolidowana EBITDA (zysk operacyjny bez amortyzacji) PGNiG w trzecim kwartale 2019 roku spadła do 803 mln zł z 1,47 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik operacyjny wyniósł 141 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 826 mln zł.

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

Narastająco od początku 2019 roku grupa PGNiG ma 29,65 mld zł przychodów (28,48 mld zł rok wcześniej), 3,93 mld zł EBITDA (5,77 mld zł przed rokiem), 1,82 mld zł zysku z działalności operacyjnej (3,8 mld zł przed rokiem) oraz 1,34 mld zł zysku netto (2,82 mld zł rok wcześniej). (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Zeszły rok był wyjątkowo paskudny jeśli chodzi o spread między cenami ropy i gazu. Zakładaliśmy to zresztą w naszej strategii" - powiedział Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"Od początku 2020 roku przynajmniej do końca 2022 roku, bo dotąd sięgają prognozy, spodziewamy się odwrócenia trendu i korzystnej sytuacji na spreadzie. Nie będzie to może znaczny ruch, ale wystarczający, żeby znacząco poprawiły się nasze wyniki" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ asa/

"W pierwszym kwartale 2020 roku otrzymamy 10 dostaw LNG. Łączny zakontraktowany wolumen to około 1 mld m3 po regazyfikacji" - powiedział Maciej Woźniak podczas czwartkowej konferencji prasowej.

Dodał, że obejmować to będzie zarówno dostawy spotowe, jak i w ramach kontraktów długoterminowych.

Na początku 2020 roku PGNiG po raz pierwszy otrzyma dostawy LNG z Nigerii. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Prezes Woźniak zaznaczył, że postępowanie arbitrażowe jest wyjątkowo długie, gdyż trwa juz ponad trzy lata. PGNiG otrzymuje kolejne pytania, a przygotowywanie odpowiedzi jest czasochłonne i kosztowne.

"Spodziewamy się reakcji arbitrażu przed końcem roku, po 10 grudnia prawdopodobnie będziemy mogli przedstawić nieco więcej konkretów" - powiedział Woźniak podczas czwartkowej telekonferencji z analitykami.

Dodał, że zakończenie postępowanie powinno nastąpić przed końcem 2019 roku, a wyrok w sprawie może być wydany na przełomie 2019 i 2020 roku.

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 zeszłego roku, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. (PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowana EBITDA (zysk operacyjny bez amortyzacji) PGNiG w trzecim kwartale 2019 roku spadła do 803 mln zł z 1,47 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik operacyjny wyniósł 141 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 826 mln zł.

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

W komunikacie prasowym PGNiG podał, że czynnikiem, który zaważył na wynikach grupy w trzecim kwartale były niskie ceny gazu ziemnego i ropy naftowej na giełdach.

Na Rynku Dnia Następnego Towarowej Giełdy Energii średnia arytmetyczna cena gazu ziemnego w trzecim kwartale 2018 roku wyniosła 112,21 zł/MWh, natomiast w trzecim kwartale 2019 roku – tylko 51,20 zł/MWh. Tak duży spadek ceny – aż o 54 proc. – nie był notowany od 2015 roku. Średnia kwartalna cena ropy Brent wyrażona w USD spadła w trzecim kwartale o 18 proc. r/r.

"To w znacznej mierze wpłynęło na spadek przychodów w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie, który ma tradycyjnie największy udział w EBITDA grupy kapitałowej PGNiG. Niższe ceny gazu przełożyły się także na spadek przychodów ze sprzedaży w segmencie Obrót i Magazynowanie i to mimo wyższego o 8 proc. wolumenu sprzedaży poza grupę w III kwartale. Wolumen sprzedaży w całym segmencie wzrósł po trzech kwartałach o 5 proc. r/r." - napisano w komunikacie.

Powyższe liczby są zgodne z szacunkami, które PGNiG opublikował 28 października.

Narastająco od początku 2019 roku grupa PGNiG ma 29,65 mld zł przychodów (28,48 mld zł rok wcześniej), 3,93 mld zł EBITDA (5,77 mld zł przed rokiem), 1,82 mld zł zysku z działalności operacyjnej (3,8 mld zł przed rokiem) oraz 1,34 mld zł zysku netto (2,82 mld zł rok wcześniej).

Koszty operacyjne grupy PGNiG po trzech kwartałach wzrosły do 25,7 mld zł wobec 22,7 mld zł rok wcześniej.

Na koniec trzeciego kwartału dług netto wzrósł do 1,2x z 0,8x kwartał wcześniej.

Po trzech kwartałach wydatki inwestycyjne grupy sięgnęły 3,68 mld zł, w tym 1,15 mld zł w obszarze poszukiwań i wydobycia, 1,48 mld zł w dystrybucji, a 950 mln zł w wytwarzaniu.

POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Spółka zmniejszyła przychody ze sprzedaży w segmencie poszukiwań i wydobycia o 21 proc. rdr z powodu niższego wolumenu sprzedaży w Polsce (spadek 6 proc. rdr) i w Norwegii (-2 proc.). Średnia cena ropy naftowej w trzecim kwartale spadała o 18 proc.

Produkcja ropy w Norwegii w trzecim kwartale spadła rdr o 23 proc., do 91 tys. ton.

Odpisy kosztów suchych wierceń i poszukiwań wyniosły w trzecim kwartale 90 mln zł wobec 165 mln zł rok temu. Odwrócenie odpisów wyniosło +47 mln zł, a rok wcześniej było to 131 mln zł.

OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

W ujęciu kwartalnym sprzedaż gazu przez GK PGNiG poza Grupę była większa o ok. 0,41 mld m sześc., a licząc od początku roku – większa o 1,01 mld m sześc. Duży udział we wzroście sprzedaży poza Grupę w trzecim kwartale 2019 roku miała spółka zależna PST. Jej wolumeny sprzedaży wzrosły z 0,86 mld m sześc. do 1,3 mld m sześc.

DYSTRYBUCJA

W segmencie Dystrybucji w trzecim kwartale 2019 roku zanotowano nieznacznie niższy (1 proc. r/r) wolumen dystrybuowanego gazu i niższe o 3 proc. r/r przychody z tytułu świadczenia usługi dystrybucyjnej.

WYTWARZANIE

W segmencie Wytwarzanie w trzecim kwartale 2019 roku PGNiG zanotowało wyższe o 13 proc. r/r przychody ze sprzedaży ciepła m.in. na skutek spadku średniej temperatury. Wolumen sprzedanego ciepła był większy o 11 proc. r/r. (PAP Biznes)

pr/

Skonsolidowana EBITDA (zysk operacyjny bez amortyzacji) PGNiG w trzecim kwartale 2019 roku spadła do 803 mln zł z 1,47 mld zł rok wcześniej.

Skonsolidowany wynik operacyjny wyniósł 141 mln zł, podczas gdy rok wcześniej wynosił 826 mln zł.

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

Narastająco od początku 2019 roku grupa PGNiG ma 29,65 mld zł przychodów (28,48 mld zł rok wcześniej), 3,93 mld zł EBITDA (5,77 mld zł przed rokiem), 1,82 mld zł zysku z działalności operacyjnej (3,8 mld zł przed rokiem) oraz 1,34 mld zł zysku netto (2,82 mld zł rok wcześniej).

Powyższe liczby są zgodne z szacunkami, które PGNiG opublikował 28 października. (PAP Biznes)

pr/

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

kom espi zdz

"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.