PGNiG SA

Zgodnie z przepisami, 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.

Jak podał URE w komunikacie prasowym, w konsekwencji kompleksowe rachunki dla odbiorców w gospodarstwach domowych - tj. łącznie za gaz i jego dostawę - wzrosną od ok. 1,2 do 1,5 proc. (po uwzględnieniu zatwierdzonej taryfy PSG oraz taryfy PGNiG Obrót Detaliczny).

"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. 31 groszy więcej miesięcznie. Odpowiednio więcej zapłacą klienci, którzy zużywają stosunkowo duże ilości gazu, tj. np. do ogrzania domów. Tacy odbiorcy (grupa taryfowa W-3.6) zapłacą o ok. 3,17 zł więcej miesięcznie" - napisano w komunikacie URE.

PSG jest spółką w pełni zależną od PGNiG i krajowym dystrybutorem gazu. Obsługuje blisko 7 mln odbiorców w całym kraju.

Ceny gazu w zatwierdzonych przez prezesa URE trzech ostatnich taryfach sprzedawcy PGNiG OD ulegały obniżeniu: od stycznia 2020 r. o 2,9 proc., od lipca 2020 r. o 10,6 proc., a od stycznia 2021 r. - o kolejne 4,5 proc. (PAP Biznes)

doa/ pel/ osz/

Zgodnie z przepisami, 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.

PSG jest spółką w pełni zależną od PGNiG i krajowym dystrybutorem gazu. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG") otrzymał informację o zatwierdzeniu decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") z dnia 13 stycznia 2021 roku nowej Taryfy Nr 9 w zakresie dystrybucji paliw gazowych Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o. ("Taryfa Dystrybucyjna").

Uśredniony wzrost stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej w stosunku do dotychczasowej taryfy Polskiej Spółki Gazownictwa sp. z o.o., z wyjątkiem gazu koksowniczego, wynosi około 3,6%.

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 Dystrybucyjnej upływa z dniem 31 grudnia 2021 roku.

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

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

kom espi zdz

"Uważamy, że przy obecnym makro największa przestrzeń do przeceny jest dla Grupy Azoty (również istotny negatywny wpływ przez CO2), w krótkim terminie słabiej może zachować się też PKN Orlen (wpływ na energetykę CCGT, petrochemię i koszt gazu w rafinacji). W średnim terminie widzimy dalszą przestrzeń do wzrostów na PGNiG" - napisał analityk Michał Kozak w raporcie Trigon DM.

Ceny gazu ziemnego w Europie znajdują się na 2,5-letnich maksimach. Europejski TTF spot i kontrakt 1M wzrosły we wtorek o prawie 18 proc. do 26,1 EUR/MWh, a kontrakt roczny o 2 proc., do 16,8 EUR/MWh.

Powodem są niskie temperatury w północno-zachodniej Europie, niższe dostawy LNG i względnie niższa wietrzność. W efekcie zapasy gazu w Europie są o 16 proc. niższe r/r, na poziomie 67 proc. pojemności.

Wpływ na ceny gazu mają również wyższe ceny CO2: 34,7 EUR/t (vs. 31 EUR miesiąc temu) i wyższe ceny węgla energetycznego (ARA spot: 74 USD/t vs. 65 USD miesiąc temu).

Z kolei w Azji cena gazu LNG wzrosła do kolejnych rekordowych poziomów powyżej 30 USD/mmBtu (vs. ok. 5 USD w 2020 r. i rekordowe 20 USD w 2013 r.). Powodem jest mroźna zima przekładająca się na wyższy popyt na gaz, problemy z uzupełnianiem zapasów, niskie dostawy LNG (wpływ na stawki czarterowe, rekordowy koszt dostawy LNG z USA do Azji).

W efekcie rosnących cen gazu w Europie od początku roku zyskują akcje PGNiG. W ciągu ostatnich kilku dni podrożały one ponad 11 proc., z czego podczas środowej sesji już prawie 4 proc. O godzinie 10.44 za jedną akcję gazowej spółki płacono 6,17 zł. Akcje PGNiG są obecnie najdroższe od drugiej połowy 2018 roku.

Lekko zniżkuje natomiast Grupa Azoty. Jej akcje kosztują w środę 30,1 zł, po spadku o 0,66 proc. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Skład naszego portfela w nadchodzącym miesiącu podlega niewielkim zmianom. W szczególności na listę długich pozycji dodajemy PGNiG i Mercor, natomiast usuwamy Erbud. W grupie podmiotów mogących zachować się gorzej od rynku nie wprowadzamy żadnych zmian" - napisano.

Spółki, które w nadchodzącym miesiącu mogą zdaniem analityków DM BOŚ zachować się lepiej od rynku to: AB, Asbis, Celon Pharma, Creepy Jar, Cyfrowy Polsat, Ferro, ING BSK, Inter Cars, KGHM, Lotos, Mercor, Mirbud, Neuca, Pekao, PGNiG, PKN, Sanok, Ten Square Games i Voxel.

Według autorów raportu, gorzej niż szeroki rynek mogą zachowywać się natomiast akcje BAH, Echo Investment i GTC.

Raport po raz pierwszy udostępniono 5 stycznia, o godz. 18.50.

W załączniku zamieszczamy plik PDF z wymaganymi prawem informacjami. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

"Doświadczenie PGNiG jako kluczowego podmiotu na rynku gazu oraz TGE jako platformy handlowej, na której koncentrują się obroty gazem oraz certyfikatów promujących obszar OZE, powinny przyczynić się do transformacji nie tylko rynku energii w stronę zielonych technologii, ale również powstającego rynku paliw alternatywnych, takich jak biometan i wodór" - napisano w komunikacie.

W pierwszym etapie współpracy przewiduje się wykorzystanie doświadczeń Giełdy prowadzącej obecnie Rejestr Świadectw Pochodzenia jako elementu potencjalnego systemu wsparcia dla biometanu opartego na certyfikatach oraz Systemu Gwarancji Pochodzenia jako potencjalnego instrumentu realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego. (PAP Biznes)

seb/ ana/

Udziały w czterech koncesjach obejmujących produkujące złoża Kvitebjorn i Valemon spółka PGNiG Upstream Norway kupiło we wrześniu 2020 roku na podstawie umowy z Norske Shell. W obu nowo zakupionych złożach dominują zasoby gazu ziemnego.

"Zatwierdzone właśnie akwizycje dotyczą złóż już produkujących, a więc natychmiast przełożą się na znaczący wzrost naszego wydobycia gazu w Norwegii. Prognozujemy, że w 2021 roku produkcja PGNiG Upstream Norway sięgnie 0,9 mld metrów sześc. gazu, co oznaczać będzie niemal dwukrotny wzrost w stosunku do poziomu wydobycia w 2020 roku" – powiedział prezes PGNiG Paweł Majewski, cytowany w komunikacie.

Spółka PGNiG Upstream Norway szacuje, że dzięki transakcji jej średnia dzienna produkcja węglowodorów – łącznie ropy i gazu – wzrośnie skokowo o ok. 30 proc.

Zgodnie z prognozą wydobycia, łączna produkcja gazu przez spółkę wyniesie w 2021 roku 0,9 mld metrów sześc. gazu wobec ok. 0,5 mld m sześc. w 2020 roku. W latach 2023-28, a więc już po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, który przez Danię połączy Norweski Szelf Kontynentalny z Polską, oba nowo nabyte złoża będą dostarczać PGNiG Upstream Norway średnio ok. 0,2 mld m sześc. gazu rocznie.

Na złożu Kvitebjorn PGNiG Upstream Norway weszło w posiadanie 6,45 proc. udziałów, stając się partnerem koncesyjnym Equinor (operator), Petoro, Spirit Energy Norway oraz Total E&P; Norge. Pozostałe do wydobycia zasoby eksploatowanego od 2004 roku złoża szacuje się na ok. 184,3 mln ekwiwalentu baryłek ropy naftowej (boe).

W przypadku złoża Valemon wielkość przejętych przez PGNiG Upstream Norway udziałów wynosi 3,225 proc. To produkujące od 2015 roku złoże zawiera ok. 29 mln boe zasobów pozostałych do wydobycia. Operatorem koncesji jest Equinor, a partnerem, obok PGNiG Upstream Norway, Petoro.

Dodatkowo spółka nabyła udziały w infrastrukturze służącej do transportu węglowodorów wydobywanych z obu złóż.

Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami wydobycie węglowodorów w latach 2026-27 przez grupę PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ma osiągnąć poziom 2,2 mld m sześc., a docelowo sięgnie 2,5 mld m sześc.

Po zatwierdzeniu przez norweską administrację naftową i fiskalną nowych akwizycji PGNiG Upstream Norway AS posiada udziały w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

PGNiG Upstream Norway wydobywa już gaz ziemny i ropę naftową z 9 złóż: Skarv, Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog, Skogul, Arfugl, Kvitebjorn i Valemon. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear, Arfugl Outer oraz Shrek.

Dzięki akwizycjom złóż w ciągu czterech ostatnich lat Grupa PGNiG zwiększyła zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej na Norweskim Szelfie Kontynentalnym z ok. 80 mln do 208 mln boe. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Prezes PGNiG poinformował, że będzie to aktualizacja strategii na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r.

"Ale tak naprawdę dokument kładzie podwaliny pod rozwój GK PGNiG na kolejne dekady. W ostatnim roku w otoczeniu naszej grupy zaszły fundamentalne zmiany, które spowodowały, że musieliśmy stworzyć nową wizję PGNiG – koncernu, który nadal będzie gwarantem bezpieczeństwa energetycznego kraju w obszarze gazu ziemnego, a zarazem weźmie aktywny udział w transformacji polskiej gospodarki w kierunku neutralności klimatycznej” – powiedział Majewski.

Jak powiedział, przygotowania aktualizacji strategii przebiegały „pod presją wydarzeń, w które obfitował ten rok". Wymienił prace nad szczegółami Europejskiego Zielonego Ładu, dyskusję o możliwości finansowania inwestycji gazowych z pieniędzy UE, konsolidację firm na polskim rynku paliwowo-energetycznym oraz istotne wahania cen węglowodorów.

"Wszystkie te okoliczności musiały być uwzględnione w aktualizowanym dokumencie, aby zaraz po jego ogłoszeniu nie trzeba było przygotowywać kolejnej aktualizacji. Dlatego zdecydowaliśmy się przesunąć jej ogłoszenie na I kwartał nowego roku" – wyjaśnił.

Majewski ocenił, że mimo trudnych warunków makroekonomicznych, PGNiG ma za sobą udany rok.

Według niego kluczowym wydarzeniem mijającego roku była wygrana w postępowaniu arbitrażowym dotyczącym cen gazu dostarczanego przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego oraz wdrożenie nowych warunków kontraktu.

30 marca Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie przychylił się do argumentów PGNiG i zmienił sposób ustalania ceny dostaw gazu na „bardziej rynkowe, tzn. w znacznie większym stopniu niż wcześniej powiązane z cenami gazu na rynkach zachodnioeuropejskich”. Jednym ze skutków orzeczenia Trybunału było uzyskanie od Gazpromu zwrotu nadpłaty w wysokości ok. 1,5 mld dol. tytułem ponownego rozliczenia według nowej formuły cenowej dostaw paliwa zrealizowanych od listopada 2014 do lutego 2020 r.

Prezes Majewski zaznaczył, że nowe zasady ustalania ceny gazu importowanego ze Wschodu nie wpływają na zmianę polityki PGNiG w zakresie dywersyfikacji źródeł dostaw paliwa.

„Po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego z końcem 2022 r., nasz import będzie opierać się na LNG i paliwie dostarczanym gazociągiem Baltic Pipe z Duńskiego i Norweskiego Szelfu Kontynentalnego” – powiedział.

W ramach realizacji tego planu, PGNiG zarezerwowała w maju 2020 r. dodatkowe moce regazyfikacyjne w rozbudowywanym terminalu LNG w Świnoujściu, co pozwoli spółce sprowadzać w ten sposób 6,2 mld m sześc. gazu rocznie w latach 2022-2023, a od 2024 roku – 8,3 mld m sześc. rocznie.

Jak zaznacza PGNiG, Grupa inwestuje też w wydobycie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, aby jak największa część gazu, który będzie sprowadzany do kraju gazociągiem Baltic Pipe, pochodziła z własnej produkcji PGNiG.

„Nasze wydobycie w Norwegii zwiększy się w 2021 roku do prawie 1 mld m sześc. gazu, a więc będzie niemal dwa razy większe niż w 2020 roku” – powiedział Majewski.

„W Norwegii działamy rozważnie, nawet nieco konserwatywnie, ale dzięki temu mamy w portfolio złoża, z których produkcja jest opłacalna nawet przy tak niskich poziomach cen, z jakimi mieliśmy do czynienia przez znaczną część 2020 roku” - dodał.

Prezes podkreślił, że mimo pandemii GK PGNiG rozbudowała sieć gazową prowadzoną przez należącą do grupy Polską Spółkę Gazownictwa, która w 2020 roku wybudowała ponad 100 tys. nowych przyłączy gazu.

Majewski wskazał również na start PGNiG w roli operatora stacji odbiorczo-przeładunkowej LNG w porcie w Kłajpedzie na Litwie.

„Działalność w Kłajpedzie rozpoczęliśmy w kwietniu 2020 roku, w środku wiosennej fali pandemii, a więc w najgorszym momencie, jaki można sobie wyobrazić. Mimo to zdobyliśmy mocny przyczółek. Do tej pory z naszej stacji wyjechało już ponad 230 autocystern z łącznym ładunkiem ponad 4 tys. ton LNG. Odebraliśmy również trzy morskie dostawy skroplonego gazu ziemnego, kolejna w styczniu. Mamy widoki na systematyczny wzrost naszej aktywności na Litwie” – powiedział Majewski.

Przypomniał też, że PGNiG w 2020 r. uruchomiło dwa programy dotyczące tzw. gazów alternatywnych: wodorowy, którego celem jest rozwój kompetencji grupy w zakresie dystrybucji i magazynowania wodoru, oraz biometanowy. Na początku 2021 roku PGNiG przedstawi model rozwoju rynku biometanu w Polsce. W ocenie prezesa Majewskiego dzięki dodatkowi biometanu gaz ziemny będzie mógł dłużej pełnić rolę paliwa przejściowego, co jest „kluczowe dla zoptymalizowania tempa i kosztów ewolucji polskiej gospodarki w kierunku neutralności klimatycznej”. (PAP)

pif/ amac/ pr/ ana/

Sąd odrzucił skargę Gazpromu jako niedopuszczalną pod względem formalnym "w zakresie dotyczącym rozstrzygnięcia Trybunału dotyczącego jurysdykcji oraz zakresu uprawnień Trybunału do zmiany ceny kontraktowej", a także oddalił jako bezzasadną skargę w pozostałym zakresie.

PGNiG podał, że wyrok jest prawomocny.

Skarga Gazpromu dotyczyła orzeczenia częściowego, które Trybunał Arbitrażowy wydał 29 czerwca 2018 roku.

Trybunał uznał wtedy, że spełniona została przesłanka kontraktowa uprawniająca PGNiG do żądania obniżenia ceny w kontrakcie jamalskim.

Każdej ze stron przysługiwała możliwość zaskarżenia tego orzeczenia do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie, z czego w październiku 2018 r. skorzystał Gazprom.

Ostateczne rozstrzygnięcie sporu w postępowaniu arbitrażowym nastąpiło 30 marca 2020 roku, kiedy Trybunał wydał wyrok końcowy zmieniający formułę cenową zakupu gazu (PAP Biznes)

seb/ asa/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka"), nawiązując do raportu bieżącego nr 48/2018 z dnia 2 października 2018 r. informującego o złożeniu przez PAO Gazprom i OOO Gazprom export (dalej łącznie "Gazprom") skargi o uchylenie wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc w Sztokholmie z dnia 29 czerwca 2018 r., wydanego w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko Gazpromowi dotyczącym obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. ("Skarga Gazpromu"), niniejszym informuje, że na mocy wyroku z dnia 23 grudnia 2020 r. ("Wyrok") Sąd Apelacyjny w Sztokholmie:

1. odrzucił Skargę Gazpromu jako niedopuszczalną pod względem formalnym w zakresie dotyczącym rozstrzygnięcia Trybunału dotyczącego jurysdykcji oraz zakresu uprawnień Trybunału do zmiany ceny kontraktowej,

2. oddalił jako bezzasadną Skargę Gazpromu w pozostałym zakresie, dotyczącym rozstrzygnięcia Trybunału potwierdzającego skuteczność wniosku renegocjacyjnego PGNiG oraz spełnienie przesłanek kontraktowych uprawniających PGNiG do żądania obniżenia ceny kontraktowej oraz

3. zasądził od Gazpromu na rzecz PGNiG koszty zastępstwa procesowego.

Wyrok jest prawomocny. Zgodnie bowiem z art. 43 ust. 2 Szwedzkiego Prawa Arbitrażowego (The Swedish Arbitration Act) z 1999 r., Sąd Apelacyjny w Sztokholmie nie udzielił zezwolenia na złożenie apelacji od Wyroku do Sądu Najwyższego, uznając, że sprawa nie ma charakteru precedensowego.

Postępowanie ws. skargi Gazpromu o uchylenie wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego z dnia 30 marca 2020 r., o której to skardze Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 25/2020 z dnia 2 czerwca 2020 r., jest w toku, przy czym w ocenie Spółki ww. skarga jest bezzasadna i powinna zostać oddalona.

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

kom espi zdz

Orlen, PGNiG i Energa ustaliły, że powołana zostanie nowa spółka, która przejmie od Elektrowni Ostrołęka wybrane aktywa i pasywa niezbędne dla realizacji projektu gazowego.

W podpisanej umowie inwestycyjnej ustalono, że PKN Orlen oraz Energa będą miały łącznie 51 proc. udziałów w kapitale zakładowym nowej spółki, a PGNiG obejmie pozostałe 49 proc. udziałów.

Nowa spółka ma powstać do 30 czerwca 2021 roku po spełnieniu wszystkich przesłanek umożliwiających jej utworzenie, w tym pozyskania zgody odpowiednich organów antymonopolowych.

Dodatkowo przystąpienie PGNiG do nowej spółki będzie możliwe po przeprowadzeniu badania due dilligence projektu gazowego oraz od pozyskania zgód organów korporacyjnych PGNiG.

Ponadto PKN Orlen zawarł we wtorek z PGNIG aneks do umowy na dostawy gazu do grupy kapitałowej Orlenu do końca 2027 roku (z opcją przedłużenia do końca 2028 roku), z uwzględnieniem przyszłego zapotrzebowania Elektrowni Ostrołęka C na ten surowiec.

Podstawą kalkulacji formuły cenowej w kontrakcie są rynkowe wartości indeksów cen gazu.

Początkowo projekt energetyczny "C" w Ostrołęce był realizowany przez Energę i Eneę w formule bloku opalanego węglem. Po przejęciu Energi przez Orlen projekt węglowy został porzucony. Wspólna spółka celowa Energi i Enei, budująca elektrownię węglową Ostrołęka C, dokonała w maju odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w łącznej wysokości 1,03 mld zł.

Na początku czerwca PKN Orlen, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku energetycznego w Ostrołęce opalanego gazem. Spółki zapowiadały wówczas, że Enea zmniejszy swoje zaangażowanie w spółce celowej Elektrownia Ostrołęka i stanie się udziałowcem mniejszościowym. We wtorek Enea ostatecznie wycofała się z projektu gazowego.

Z kolei na początku września PKN Orlen i PGNiG podpisały list intencyjny zakładający analizę możliwości realizacji wspólnych inwestycji, obejmujących m.in. projekt budowy bloku gazowo-parowego CCGT w Ostrołęce.

Spółki podały wtedy, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto. (PAP Biznes)

pr/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 36/2020 z dnia 25 czerwca 2020 r., oraz raportu bieżącego nr 66/2020 z dnia 22 grudnia 2020 r., Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 22 grudnia 2020 r. PGNiG oraz Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. ("PKN ORLEN") zawarły aneks do obowiązującego Kontraktu Indywidualnego do Umowy ramowej na dostawy paliwa gazowego do Grupy Kapitałowej PKN ORLEN z dnia 29 września 2016 r. ("Kontrakt Indywidualny").

Aneks uwzględnił przyszłe zapotrzebowanie Elektrowni Ostrołęka "C" na gaz ziemny i wydłużył okres obowiązywania Kontraktu Indywidualnego do dnia 31 grudnia 2027 r., z opcją przedłużenia do dnia 31 grudnia 2028 r. Podstawą kalkulacji formuły cenowej w Kontrakcie Indywidualnym są rynkowe wartości indeksów cen gazu.

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

kom espi zdz

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 45/2020 z dnia 3 września 2020 r., Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 22 grudnia 2020 r. PGNiG, Energa S.A. oraz Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. ("PKN ORLEN") (dalej łącznie jako "Wspólnicy") podpisały umowę inwestycyjną dotyczącą kierunkowych zasad współpracy przy budowie bloku energetycznego zasilanego paliwem gazowym w Elektrowni Ostrołęka "C" ("Umowa Inwestycyjna").

Celem Umowy Inwestycyjnej jest określenie zasad współpracy pomiędzy Wspólnikami, w szczególności w ramach spółki celowej ("Spółka") powołanej dla realizacji projektu budowy bloku energetycznego z zastosowaniem technologii zasilania paliwem gazowym w Elektrowni Ostrołęka "C" ("Projekt Gazowy"). Spółka przejmie od Elektrownia Ostrołęka Sp. z o.o. z siedzibą w Ostrołęce ("EOC") wybrane aktywa i pasywa niezbędne dla realizacji Projektu Gazowego, co możliwe będzie dzięki porozumieniu, zawartemu pomiędzy wspólnikami EOC, czyli Energa S.A. i Enea S.A. oraz EOC. Umowa inwestycyjna zawiera klauzulę indemnifikacyjną mającą na celu zabezpieczenie Spółki przed zobowiązaniami określonymi w planie podziału jako pozostające w EOC. PGNiG obejmie 49% udziałów w docelowym kapitale zakładowym Spółki. Pozostałe udziały zostaną objęte przez PKN ORLEN wraz z Energa S.A. W takiej samej proporcji Wspólnicy będą uczestniczyć w finansowaniu projektu. Przesłankami warunkującymi przystąpienie PGNiG do Spółki jest uprzednie przeprowadzenie badania due diligence i uzyskanie stosownych zgód korporacyjnych PGNiG.

Wspólnicy zakładają realizację wszystkich przesłanek umożliwiających utworzenie Spółki, w tym pozyskanie zgody odpowiednich organów antymonopolowych, do 30 czerwca 2021 roku.

Publikacja informacji dot. podjęcia decyzji przez Zarząd PGNiG dot. wyrażenia zgody na podpisanie Umowy inwestycyjnej została opóźniona od podjęcia przez Zarząd PGNiG decyzji w sprawie wyrażenia zgody na zawarcie Umowy Inwestycyjnej w dniu 18 grudnia 2020 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

"Do zadań Zespołu należy prowadzenie prac dotyczących konsolidacji spółek polskiego sektora paliwowo-gazowego, obejmującej Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A., Grupę LOTOS S.A. oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., w ramach wykonywania przez Ministra Aktywów Państwowych praw z akcji tych spółek należących do Skarbu Państwa" - napisano w zarządzeniu.

"W ramach wykonywania zadań, o których mowa w ust. 2, Zespół współpracuje z profesjonalnymi doradcami Skarbu Państwa oraz wypracowuje rekomendacje dla Ministra Aktywów Państwowych i Rady Ministrów dotyczące decyzji tych organów wynikających z przepisów prawa, w szczególności ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym (Dz. U. z 2020 r. poz. 735), które mogą się wiązać z konsolidacją spółek, o których mowa (...)" - dodano.

W załączniku pełna treść zarządzenia MAP. (PAP Biznes)

tus/ osz/

Zasobność złoża Grasel oszacowano na 13 mln baryłek ekwiwalentu ropy. Zlokalizowane jest w ramach tej samej jednostki koncesyjnej co eksploatowane już przez PGNiG Upstream Norway (PUN) złoża Skarv i Arfugl.

"Naszym niezmiennym priorytetem na Norweskim Szelfie Kontynentalnym pozostaje gaz ziemny, który po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe będziemy mogli przesyłać do Polski. Jesteśmy jednak zainteresowani również wydobyciem ropy naftowej, zwłaszcza gdy, tak jak w przypadku złoża Grasel, jej produkcja cechuje się wyjątkowo atrakcyjną rentownością" - powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Paweł Majewski.

W ocenie prezesa, eksploatacja złoża pozwoli osiągnąć tzw. break-even już przy cenie 15 dolarów dol. za baryłkę, a więc znacznie poniżej aktualnych notowań tego surowca.

"Będzie to możliwe dzięki wykorzystaniu znajdującej się w pobliżu infrastruktury wydobywczej, między innymi pływającej jednostki produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv, co istotnie zmniejszy koszty zagospodarowania złoża, a dodatkowo pozytywnie wpłynie na ekonomikę pracy FPSO Skarv" - napisano.

W 2020 r. norweska spółka PGNiG rozpoczęła produkcję z czterech odwiertów na złożu gazowym Arfugl, które również zostały podłączone do FPSO Skarv. W listopadzie PUN poinformowało o odkryciu złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na prospekcie Alve Nord East, w pobliżu złoża Skarv. Trwają analizy, które zdecydują o ewentualnym zagospodarowaniu tego odkrycia.

PGNiG Upstream Norway szacuje, że m.in. dzięki zagospodarowaniu kolejnych złóż, przypadająca na spółkę produkcja gazu ziemnego sięgnie w 2021 roku 0,94 mld m sześc.

PUN posiada 11,92 proc. udziałów w złożu Grasel. Operatorem jest Aker BP a pozostałymi udziałowcami Equinor i Wintershall DEA.

Obecnie norweska spółka PGNiG dysponuje udziałami w 32 koncesjach, przy czym objęcie udziałów w czterech czeka jeszcze na zgodę norweskiej administracji naftowej. Spółka prowadzi wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej z siedmiu złóż, a po otrzymaniu wspomnianej zgody, liczba ta wzrośnie do dziewięciu. Ponadto, PUN prowadzi prace analityczne i inwestycyjne na kolejnych pięciu odkrytych złożach. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Nowa taryfa detaliczna będzie obowiązywać od 1 stycznia 2021 roku. Termin jej obowiązywania określono na 31 grudnia 2021 roku.

URE w czwartkowym komunikacie podał, że nowa taryfa oznacza spadek średnich płatności w części rachunku dotyczącej obrotu (cena za paliwo gazowe oraz opłata abonamentowa) o 4,1 proc. dla odbiorców używających zarówno gazu wysokometanowego, jak i gazów zaazotowanych Ls i Lw.

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

"Ceny gazu na rynku hurtowym są najniższe od wielu lat. Nowa taryfa dla PGNiG Obrót Detaliczny jest trzecią kolejną zatwierdzoną przez regulatora obniżką cen gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych" - powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes URE Rafał Gawin.

URE poinformował, że ceny gazu w zatwierdzonych taryfach PGNiG OD obniżyły się od stycznia 2020 r. o 2,9 proc., od lipca 2020 r. o 10,6 proc. a od stycznia 2021 r. - o kolejne 4,5 proc.

sar/ seb/ ana/

Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Nowa taryfa detaliczna będzie obowiązywać od 1 stycznia 2021 roku. Termin jej obowiązywania określono na 31 grudnia 2021 roku. (PAP Biznes)

sar/ asa/

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 2020 roku Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 10 ("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 4,5%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa Detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Nowa Taryfa Detaliczna będzie obowiązywać od 1 stycznia 2021 roku. Zgodnie z decyzją Prezesa URE termin obowiązywania Taryfy Detalicznej określony został na 31 grudnia 2021 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

Przedmiotem transakcji są spółki zależne CEZ, które prowadzą działalność związaną z wytwarzaniem i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej w Polsce (CEZ Skawina oraz CEZ Chorzów), a także świadczą usługi wspierające w zakresie: gospodarowania ubocznymi produktami spalania, komunikacji, tradingu oraz obsługi korporacyjnej (CEZ Produkty Energetyczne oraz CEZ Polska).

Jak podano, partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Spółki poinformowały, że zakup polskich aktywów Grupy CEZ jest zgodny z ich strategiami.

W połowie września CEZ zaprosił do składania deklaracji zainteresowania uczestnictwem (listu intencyjnego) w procesie zakupu polskich aktywów grupy. Informował, że do 29 września otrzymał 14 deklaracji od potencjalnych inwestorów. Termin na złożenie ofert wstępnych miał minąć 7 grudnia.

W opublikowanej w maju 2019 r. strategii, CEZ zakładał większą koncentrację na rynku krajowym. Informował, że chce wyjść z segmentów i rynków o nieatrakcyjnych perspektywach.

W połowie listopada konsorcjum, w skład którego wchodzi PGNiG i PGE złożyło wstępną niewiążącą ofertę nabycia aktywów należących do Fortum Holding w Polsce.(PAP Biznes)

pel/ ana/

Przedmiotem transakcji są spółki zależne CEZ, które prowadzą działalność związaną z wytwarzaniem i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej w Polsce (CEZ Skawina oraz CEZ Chorzów), a także świadczą usługi wspierające w zakresie: gospodarowania ubocznymi produktami spalania, komunikacji, tradingu oraz obsługi korporacyjnej (CEZ Produkty Energetyczne oraz CEZ Polska).

Jak podano, partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Spółki poinformowały, że zakup polskich aktywów Grupy CEZ jest zgodny z ich strategiami. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG", "Emitent") informuje, że w dniu 11 grudnia 2020 r. PGNiG oraz PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Partnerzy") wspólnie złożyły ČEZ a.s. ("ČEZ") ofertę niewiążącą na nabycie polskich aktywów Grupy ČEZ ("Transakcja").

Przedmiotem Transakcji są spółki zależne ČEZ, które prowadzą działalność związaną z wytwarzaniem i sprzedażą ciepła oraz energii elektrycznej w Polsce (ČEZ Skawina S.A. oraz ČEZ Chorzów S.A.), a także świadczą dedykowane usługi wspierające w zakresie: gospodarowania ubocznymi produktami spalania, komunikacji, tradingu oraz obsługi korporacyjnej (ČEZ Produkty Energetyczne sp. z o.o. oraz ČEZ Polska sp. z o.o.).

Partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Zakup polskich aktywów Grupy ČEZ jest zgodny ze Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowaną raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 r., w zakresie rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

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

kom espi zdz

Prace były prowadzone wspólnie ze spółką Orlen Upstream – zgodnie z umową o współpracy zawartą w 2009 roku, PGNiG posiada 51 proc. a Orlen Upstream 49 proc. udziałów w koncesji.

Odwiert osiągnął głębokość 2.940 metrów. Prace wiertnicze zrealizowała spółka Exalo Drilling należąca do grupy PGNiG.

Wcześniej w tym rejonie odkryto m.in. złoża Zaniemyśl, Środa Wielkopolska, Roszków, Kromolice i Kromolice Południe, Winna Góra, Lisewo, Komorze, a ostatnio złoże Miłosław. (PAP Biznes)

seb/ gor/

Jak podał UOKiK, pozostali uczestnicy niedozwolonego porozumienia – podmioty z grupy PGNiG - uniknęły kary poprzez program leniency, ponieważ poinformowały o zmowie i dostarczyły istotnych dowodów w sprawie. Podmioty te - jak poinformował UOKiK - musiałyby się liczyć z karami w łącznej wysokości ponad 486 mln zł.

Z informacji zebranych przez UOKiK wynika, że przedsiębiorcy zawarli porozumienie ograniczające konkurencję, które trwało w latach 2014–2017. Wcześniej, Veolia zapowiedziała budowę elektrociepłowni w Warszawie, a PGNiG Termika zaczęła aktywnie działać na rynku sprzedaży ciepła i przejmować odbiorców Veolii.

"Przedsiębiorcy ustalili, że nie będą wchodzić sobie w drogę i zdecydowali o podziale rynku. PGNiG Termika skupiła się na wytwarzaniu ciepła, a Veolia Energia Warszawa na jego sprzedaży. Spółki ustalały wspólnie swoją strategię przetargową i cenową" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes UOKiK Tomasz Chróstny.

Jak podał UOKiK, Veolia zrezygnowała z budowy elektrowni w Warszawie, a w zamian PGNiG Termika zobowiązała się do zaprzestania sprzedaży ciepła do odbiorców końcowych. Spółki ustaliły również, że PGNiG Termika nie będzie brała udziału w przetargach na dostawy ciepła. Ponadto przedsiębiorcy wspólnie ustalali strukturę taryf dla odbiorców końcowych.

"Choć bezpośrednie ustalenia dokonywane były przez PGNiG Termika oraz Veolia Energia Warszawa, to w zmowie brały udział spółki-matki obu przedsiębiorców – PGNiG oraz Veolia Energia Polska. To one zainicjowały porozumienie, wiedziały również o późniejszych niedozwolonych ustaleniach oraz je akceptowały" - podał UOKiK.

Jak poinformował UOKiK, po raz pierwszy ukarany został również menedżer bezpośrednio odpowiedzialny za naruszenie przepisów. Kara dla członka zarządu Veolia Energia Warszawa Jacky’ego Lacombe’a wyniosła 200 tys. zł.

W odpowiedzi Veolia Energia Polska oraz Veolia Energia Warszawa napisały w poniedziałkowym oświadczeniu, że nie były uczestnikami żadnej zmowy antykonkurencyjnej.

"Zgodnie z prawem energetycznym ceny ciepła są ustalane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). W rzeczywistości dzięki zgodnej z prawem, ale przerwanej działaniami UOKiK, współpracy PGNiG Termika i Veolia Energia Warszawa ceny ciepła w Warszawie były jednymi z najniższych w Polsce" - napisano w oświadczeniu spółek z grupy Veolia.

"Spółki są zdumione sposobem prowadzenia postępowania przez UOKiK z naruszeniem wszelkich zasad prawa. Najlepszym przykładem tego jest opublikowanie decyzji na stronie internetowej UOKIK bez uprzedniego jej doręczenia wszystkim podmiotom. Prawa spółek w postępowaniu były konsekwentnie ignorowane" - dodano.

Veolia podała, że w toku postępowania szczegółowo wyjaśniła tło sprawy.

"UOKiK nie wziął pod uwagę podstawowych kwestii dotyczących specyfiki warszawskiego rynku ciepła systemowego, który wymaga pełnej współpracy wytwórcy i dystrybutora ciepła oraz faktu, że rynek ten podlega ścisłej regulacji. UOKiK także błędnie zinterpretował przepisy prawa energetycznego, które mają fundamentalne znaczenie dla tego rynku" - napisano.

W ocenie spółek, decyzja o ukaraniu wyłącznie Veolia Energia Polska i Veolia Energia Warszawa jest stronnicza i "wpisuje się w przyjętą przez PGNiG Termika strategię, mającą na celu uwolnienie się od wielomilionowych zobowiązań wobec Veolia Energia Warszawa", a elementem tej rozgrywki stał się złożony przez PGNiG Termika tzw. wniosek „leniency”.

Decyzja UOKiK nie jest prawomocna, przysługuje od niej odwołanie do sądu.

Spółki z grupy Veolia podały, że są zdeterminowane, aby wykorzystać wszelkie przysługujące im środki prawne do obrony przed polskimi sądami. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Pozostali uczestnicy niedozwolonego porozumienia – podmioty z grupy PGNiG - uniknęły kary poprzez program leniency, ponieważ poinformowały o zmowie i dostarczyły istotnych dowodów w sprawie. Podmioty te - jak podał UOKiK - musiałyby się liczyć z karami w łącznej wysokości ponad 486 mln zł.

Z informacji zebranych przez UOKiK wynika, że przedsiębiorcy zawarli porozumienie ograniczające konkurencję, które trwało w latach 2014–2017. Wcześniej, Veolia zapowiedziała budowę elektrociepłowni w Warszawie, a PGNiG Termika zaczęła aktywnie działać na rynku sprzedaży ciepła i przejmować odbiorców Veolii.

"Przedsiębiorcy ustalili, że nie będą wchodzić sobie w drogę i zdecydowali o podziale rynku. PGNiG Termika skupiła się na wytwarzaniu ciepła, a Veolia Energia Warszawa na jego sprzedaży. Spółki ustalały wspólnie swoją strategię przetargową i cenową" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes UOKiK Tomasz Chróstny.

Jak podał UOKiK, Veolia zrezygnowała z budowy elektrowni w Warszawie, a w zamian PGNiG Termika zobowiązała się do zaprzestania sprzedaży ciepła do odbiorców końcowych. Spółki ustaliły również, że PGNiG Termika nie będzie brała udziału w przetargach na dostawy ciepła. Ponadto przedsiębiorcy wspólnie ustalali strukturę taryf dla odbiorców końcowych.

"Choć bezpośrednie ustalenia dokonywane były przez PGNiG Termika oraz Veolia Energia Warszawa, to w zmowie brały udział spółki-matki obu przedsiębiorców – PGNiG oraz Veolia Energia Polska. To one zainicjowały porozumienie, wiedziały również o późniejszych niedozwolonych ustaleniach oraz je akceptowały" - podał UOKiK.

Jak poinformował UOKiK, po raz pierwszy ukarany został również menedżer bezpośrednio odpowiedzialny za naruszenie przepisów. Kara dla członka zarządu Veolia Energia Warszawa Jacky’ego Lacombe’a wyniosła 200 tys. zł.

Decyzja nie jest prawomocna, przysługuje od niej odwołanie do sądu. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów w połowie marca 2019 roku poinformował o wszczęciu postępowaniu w celu wyjaśnienia zarzutów w sprawie zawartego w 2014 roku porozumienia, które miało polegać na uzgadnianiu cen energii cieplnej, podziale rynku energii cieplnej i uzgadnianiu warunków ofert w postępowaniach na sprzedaż i dostawę energii cieplnej

Postępowanie dotyczyło porozumienia między Veolia Energia Warszawa i PGNiG Termika z 2014 roku. Stronami postępowania były także 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 z marca 2019 roku zaznaczało, że porozumienie zostało ostatecznie zerwane z inicjatywy PGNiG Termika w maju 2017 roku.

Spółkom groziła kara do 10 proc. ich obrotu. UOKiK postawił też w 2019 roku 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/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportów bieżących nr 9/2019 z dnia 11 marca 2019 roku oraz 12/2019 z dnia 15 marca 2019 roku, informuje o otrzymaniu decyzji Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów o odstąpieniu od wymierzenia kar pieniężnych względem PGNiG oraz PGNiG TERMIKA S.A. - spółki zależnej PGNiG.

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

kom espi zdz

„Co najmniej w perspektywie półrocznej dla dostaw do klientów, dla których regulujemy ceny, nie widzimy podstaw, by uznać za uzasadniony wzrost cen gazu” - powiedział PAP Gawin. Jak dodał, również po stronie innych kosztów przedsiębiorstwa „nie widzimy specjalnych podstaw dla istotnych wzrostów”.

Prezes URE wskazał m. in. na sytuację rynkową. „Obserwując sytuację na Towarowej Giełdzie Energii, dziś nie możemy uznać za zasadne przedstawianych nam argumentów co do tego, że w najbliższym czasie ceny gazu na rynkach w znaczący sposób wzrosną” - powiedział.

Jak zauważył, jeżeli mówimy o najbliższych miesiącach 2021 r., przedsiębiorstwo powinno mieć już zakontraktowane zakupy na potrzeby klientów końcowych, można więc w miarę wiarygodnie szacować ceny, po jakich nastąpiła kontraktacja. „Dzisiaj te ceny gazu są najniższe od wielu lat” - podkreślił. (PAP)

wkr/ drag/ gor/

W ogłoszonej w poniedziałek nowej strategii PKN Orlen do 2030 roku przyjęto założenie, że Orlen będzie płacił co roku co najmniej 3,50 zł dywidendy na akcję. Przy obecnym kapitale zakładowym Orlenu dawałoby to dywidendę w łącznej wysokości ok. 1,5 mld zł.

Przedstawiciele PKN Orlen pytani podczas telekonferencji, czy obecne założenia dotyczące dywidendy na akcję mogą się zmienić po przejęciu PGNiG w formie wymiany akcji obu firm, odpowiedzieli, że w przypadku przejęcia PGNiG opracowana zostanie aktualizacja strategii i również aktualizacja polityki dywidendowej.

"Przejęcie PGNiG wpłynie pozytywnie na poziom zadłużenia połączonej grupy. Nominalny poziom dywidendy nie będzie niższy niż założony w obecnej strategii. Nie znając struktury transakcji oraz finalnej liczby akcji PKN Orlen po połączeniu, nie ma możliwości odniesienia się do poziomu dywidendy na akcję" - powiedzieli przedstawiciele Orlenu.

Podczas telekonferencji potwierdzano, że strategicznym celem koncernu jest wypłata dywidendy na poziomie 3,50 zł na akcję lub wyżej w perspektywie do 2030 roku, co ma odzwierciedlenie w założeniach dotyczących wydatków koncernu w perspektywie najbliższych 10 lat. Do 2030 roku łączne wydatki na dywidendy i pokrycie kosztów podatkowych wyniosą łącznie około 40 mld zł.

Po finalizacji przejęcia PGNiG strategia PKN Orlen do 2030 roku zostanie zaktualizowana tak, żeby uwzględniała efekty włączenia do grupy kapitałowej gazowego koncernu. Obecnie strategia uwzględnia przejęcia Energi i Grupy Lotos, ale nie PGNiG, gdyż negocjacje na temat tej ostatniej transakcji "są jeszcze na bardzo wczesnym etapie".

W zeszłym tygodniu, w wywiadzie dla PAP Biznes prezes Orlenu Daniel Obajtek odniósł się do struktury transakcji przejęcia Grupy Lotos zaznaczając, że preferowany byłby model bezgotówkowy. Zaznaczył, że decyzja w tej sprawie należy do Ministerstwa Aktywów Państwowych.

Pytany, czy podobna bezgotówkowa struktura transakcji mogłaby być zastosowana przy przejmowaniu PGNiG, prezes odpowiedział, że chciałby, żeby taka konstrukcja była stosowana przy każdej akwizycji.

Zapowiedzi wypłaty co najmniej 3,50 zł dywidendy na akcję zostały bardzo pozytywnie przyjęte przez analityków i inwestorów giełdowych.

"Bardzo dobrym elementem nowej strategii Orlenu jest podtrzymanie chęci wypłaty dywidendy na poziomie co najmniej 3,5 zł na akcję. To jest dla nas zaskoczenie, bo zakładaliśmy, że i w przyszłym i kolejnym roku spółka nie będzie wypłacać dywidendy" - powiedział Łukasz Prokopiuk, analityk DM BOŚ.

Po ogłoszeniu strategii w poniedziałek przed godziną 11.00 akcje Orlenu, które chwilę wcześniej spadały nawet 5 proc., zaczęły szybko odrabiać straty i zwyżkowały w pewnym momencie ponad 7 proc. Na zamknięciu sesji za jedną akcję płockiego koncernu płacono 55,34 zł, po zwyżce o 3,40 proc. (PAP Biznes)

pr/

Przedstawiciele PKN Orlen, pytani, czy prawidłowy jest wniosek, że obecne założenia dotyczące wypłaty co najmniej 3,50 zł dywidendy na akcję, utrzymają się tylko przez rok - dwa lata, do czasu przejęcia PGNiG, odpowiedzieli, że "tak, to prawda".

W ogłoszonej w poniedziałek nowej strategii PKN Orlen do 2030 roku przyjęto założenie, że Orlen będzie płacił co roku co najmniej 3,50 zł dywidendy na akcję.

Ze słów przedstawicieli Orlenu wynika, że może się to zmienić, jeśli dojdzie do przejęcia PGNiG w formie bezgotówkowej, poprzez zamianę aktywów PGNiG na akcje Orlenu.

Dodali też, że po finalizacji przejęcia PGNiG strategia PKN Orlen do 2030 roku zostanie zaktualizowana tak, żeby uwzględniała efekty włączenia do grupy kapitałowej gazowego koncernu. Obecnie strategia uwzględnia przejęcia Energi i Grupy Lotos, ale nie PGNiG, gdyż negocjacje na temat tej ostatniej transakcji "są jeszcze na bardzo wczesnym etapie".

W zeszłym tygodniu, w wywiadzie dla PAP Biznes prezes Orlenu Daniel Obajtek odniósł się do struktury transakcji przejęcia Grupy Lotos zaznaczając, że preferowany byłby model bezgotówkowy. Zaznaczył, że decyzja w tej sprawie należy do Ministerstwa Aktywów Państwowych.

Pytany, czy podobna bezgotówkowa struktura transakcji mogłaby być zastosowana przy przejmowaniu PGNiG, prezes odpowiedział, że chciałby, żeby taka konstrukcja była stosowana przy każdej akwizycji.

Zapowiedzi wypłaty co najmniej 3,50 zł dywidendy na akcję zostały bardzo pozytywnie przyjęte przez analityków i inwestorów giełdowych.

"Bardzo dobrym elementem nowej strategii Orlenu jest podtrzymanie chęci wypłaty dywidendy na poziomie co najmniej 3,5 zł na akcję. To jest dla nas zaskoczenie, bo zakładaliśmy, że i w przyszłym i kolejnym roku spółka nie będzie wypłacać dywidendy" - powiedział Łukasz Prokopiuk, analityk DM BOŚ.

Po ogłoszeniu strategii w poniedziałek przed godziną 11.00 akcje Orlenu, które chwilę wcześniej spadały nawet 4 proc., zaczęły szybko odrabiać straty i zwyżkowały w pewnym momencie ponad 7 proc. Na zamknięciu sesji za jedną akcję płockiego koncernu płacono 55,34 zł, po zwyżce o 3,40 proc. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 29/2020 z dnia 16 czerwca 2020 roku w sprawie rozpoczęcia negocjacji w trybie wyłączności z Tauron Polska Energia S.A. ("Tauron") dotyczących nabycia przez PGNiG 100% udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o., oraz raportów bieżących nr 43/2020 z dnia 27 lipca 2020 roku i 47/2020 z dnia 22 września 2020 roku, informuje o przedłużeniu okresu wyłączności negocjacyjnej przyznanej Spółce do dnia 31 stycznia 2021 r.

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

kom espi zdz

Według wcześniejszych ustaleń wyłączność obowiązywała do 30 listopada 2020 r.

Tauron zwrócił uwagę w komunikacie, że zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało w szczególności uzyskania stosownych zgód korporacyjnych.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Pominęliśmy w strategii zbilansowanie się z PGNiG, ale jesteśmy bardzo mocno zdeterminowani, by to połączenie przeprowadzić, podobnie jak w przypadku Lotosu" - powiedział w poniedziałek prezes Orlenu Daniel Obajtek.

"Proces trwa, są powołani doradcy, prawnicy, bank inwestycyjny. Draft wniosku złożymy do Komisji Europejskiej najpóźniej w pierwszym kwartale, zakładam, że to będzie na przełomie stycznia i lutego" - dodał. (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Transformacja energetyczna jest faktem. Polska na przestrzeni kilku dekad musi dostosować się do wymogów nowego ładu energetycznego. Połączenie dużych graczy sektora w jeden silny, stabilny koncern multienergetyczny może przynieść wyłącznie korzyści, przede wszystkim możliwości inwestowania znacznych środków w rozwój. Jest to kierunek słuszny" - powiedział prezes Majewski podczas czwartkowej telekonferencji prasowej.

Od dłuższego czasu za tworzeniem koncernu multienergetycznego opowiada się PKN Orlen, który finalizuje właśnie przez ogłoszone wezwanie przejęcie 100 proc. akcji Energi, a także chce włączyć do swojej grupy kapitałowej Grupę Lotos i PGNiG.

Paweł Majewski nowym prezesem PGNiG został parę dni temu, po rezygnacji z tego stanowiska przez Jerzego Kwiecińskiego. Wcześniej Majewski był prezesem Grupy Lotos. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Grupa PGNiG na bieżąco optymalizuje swój portfel zakupowy, w tym w zakresie dostaw ciekłego gazu LNG. Aktywnie monitorujemy rynek w poszukiwaniu okazji zakupowych. Podobnie jak w ubiegłym roku nasze biuro handlowe w Londynie dokonało zakupu 5 dostaw spotowych w atrakcyjnej cenie. Te dostawy będą realizowane w 2021 roku" - powiedział prezes Majewski podczas czwartkowej telekonferencji dla dziennikarzy.

"W tej chwili nasz łączny portfel na 2021 roku w kontraktach długo, średnio, krótkoterminowych i spotowych wynosi 31 dostaw gazu LNG" - dodał.

W trzecim kwartale 2020 roku w terminalu w Świnoujściu rozładowano siedem gazowców, w tym cztery z kontraktu z Qatargas oraz trzy ładunki spot.

W okresie od lipca do końca września LNG stanowiło 20 proc. importu gazu do Polski, tyle samo co rok wcześniej. Z kierunku wschodniego napłynęło 68 proc. gazu (wobec 66 proc. przed rokiem), a z kierunków zachodniego i południowego 12 proc. (wobec 14 proc. rok wcześniej). (PAP Biznes)

pr/ asa/

Spółka podała, że spadek przychodów w trzecim kwartale był spowodowany przede wszystkim niskimi cenami węglowodorów, których notowania są m.in. pod presją globalnego spowolnienia gospodarczego wskutek pandemii koronawirusa.

"Epidemia koronawirusa ma wpływ na wszystkie segmenty naszej działalności, co znalazło odzwierciedlenie m.in. w przychodach grupy. Z drugiej strony, istotne obniżenie kosztów pozyskania paliwa gazowego pozwoliło nam wypracować rekordowe wśród polskich spółek wyniki EBIT i EBITDA" - powiedział prezes PGNiG Paweł Majewski, cytowany w komunikacie prasowym.

Po dziewięciu miesiącach roku PGNiG miał 27,43 mld zł przychodów ze sprzedaży, o 7 proc. mniej niż w tym samym okresie ubiegłego roku, kiedy wyniosły 29,65 mld złotych. Jednocześnie grupa o 31 proc. obniżyła koszty operacyjne do 19,19 mld zł.

Pozwoliło to wypracować EBITDA na poziomie 10,69 mld zł, a więc o 168 proc. więcej niż przed rokiem (3,98 mld zł). EBIT wzrósł o 346 proc. do 8,24 mld zł z 1,85 mld po trzech kwartałach 2019 roku.

Po oczyszczeniu tych wyników z efektów odpisów majątku trwałego i rozliczenia nadpłaty za dostawy gazu w ramach kontraktu jamalskiego w efekcie wygranego arbitrażu z Gazpromem, EBITDA grupy PGNiG wyniosła po trzech kwartałach 5,5 mld zł, o 32 proc. więcej rdr, a EBIT 3,06 mld zł, o 51 proc. więcej rok do roku.

"Kluczowe znaczenie dla wyników finansowych GK PGNiG w kolejnych kwartałach ma zmiana formuły cenowej w kontrakcie jamalskim, a nie zwrot nadpłaty za dostawy gazu zrealizowane w ramach tego kontraktu w poprzednich latach. Wygrana w arbitrażu zdecydowanie poprawiła warunki prowadzenia naszej działalności handlowej poprzez większe powiązanie kosztu zakupu gazu ze Wschodu z rynkowymi notowaniami tego paliwa w Europie" - powiedział prezes Majewski.

Największy wkład w wynik finansowy PGNiG miał segment obrót i magazynowanie, który odpowiadał za 77 proc. EBITDA grupy. Udział segmentu dystrybucji wyniósł 14 proc., poszukiwanie i wydobycie 7 proc. a segmentu wytwarzanie 5 proc.

W okresie od stycznia do końca września 2020 r. PGNiG sprzedał poza grupę 22,28 mld m sześc. gazu, o 4 proc. więcej niż rok wcześniej. Grupa utrzymała wolumen wydobycia gazu, które wyniosło 3,3 mld m sześc. oraz o 8 proc. zwiększyła wydobycie ropy – do 963 tys. ton wobec 889 tys. ton przed rokiem.

Wolumen dystrybucji gazu spadł po trzech kwartałach o 3 proc. do 8,03 mld m. sześc. Wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 25,9 PJ (bez zmian rdr), a wolumen produkcji energii elektrycznej był niższy rok do roku o 8 proc. i wyniósł 2,47 TWh.

Nakłady inwestycyjne grupy PGNiG wyniosły po trzech kwartałach 4,03 mld zł, w tym 1,9 mld zł w segmencie dystrybucji, 1,77 mld zł w segmencie poszukiwań i wydobycia, 0,29 mld zł w wytwarzaniu oraz 0,07 mld zł w segmencie obrót i magazynowanie.

SEGMENT POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody ze sprzedaży w segmencie poszukiwanie i wydobycie spadły o 23 proc. do 0,96 mld zł, co było konsekwencją niskich notowań ropy naftowej i gazu ziemnego.

W przypadku ropy średnia cena baryłki w trzecim kwartale 2020 r. wyniosła 42,7 USD i była o 31 proc. niższa niż przed rokiem. W przypadku gazu średnia cena paliwa na Rynku Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii była o 17 proc. niższa rok do roku.

W trzecim kwartale 2020 roku grupa PGNiG zwiększyła wydobycie ropy naftowej i kondensatu, które wyniosło 306 tys. ton wobec 275 tys. ton rok wcześniej. Do wzrostu wolumenu przyczyniła się działalność na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, gdzie produkcja Grupy PGNiG była o 61 proc. wyższa niż rok wcześniej (odpowiednio 147 i 91 tys. ton). Wydobycie gazu ziemnego pozostało na poziomie 1,11 mld m sześc.

SEGMENT OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Przychody segmentu obrót i magazynowanie ze sprzedaży gazu wyniosły 4,64 mld zł i były o 10 proc. niższe rdr Spadek przychodów był spowodowany niskimi cenami gazu ziemnego.

Jednocześnie o 25 proc. zmniejszyły się koszty operacyjne segmentu, które wyniosły 4,01 mld zł. To konsekwencja zarówno niskich notowań gazu, jak i efekt wygranej PGNiG w postępowaniu arbitrażowym z Gazpromem, dzięki czemu koszty gazu sprowadzanego w ramach kontraktu jamalskiego są w dużo większym stopniu powiązane z cenami tego paliwa na rynkach europejskich niż miało to miejsce w trzecim kwartale 2019 roku.

Wolumen sprzedaży gazu ziemnego poza grupę w trzecim kwartale 2020 roku wyniósł 5,1 mld m sześc. i był o 3 proc. niższy niż rok wcześniej.

SEGMENT DYSTRYBUCJA

Segment dystrybucji odnotował spadek wolumenu gazu o prawie 4 proc. do 1,84 mld m sześc., co było m.in. rezultatem wyższej o 0,5 st. Celsjusza średniej temperatury kwartalnej i zmniejszeniem zapotrzebowania na paliwo gazowe w związku z trwającą pandemią i postępującymi pracami związanymi z termomodernizacją budynków.

Przychody zmniejszyły się do 0,91 mld zł wobec 0,96 mld zł przed rokiem. Przychody z samej usługi dystrybucji gazu wzrosły 4 proc. rok do roku i wyniosły 0,83 mld zł w porównaniu z 0,8 mld zł rok temu.

SEGMENT WYTWARZANIE

Przychody segmentu wytwarzania wzrosły o 26 proc. i wyniosły 0,39 mld zł, podczas gdy rok wcześniej było to 0,31 mld zł.

W przypadku energii elektrycznej przychody wzrosły o 22 proc. rok do roku (do 0,12 mld zł) przy wolumenie sprzedaży 0,45 TWh (+ 7 proc. r/r).

Wskutek wyższej średniej temperatury kwartalnej o 6 proc. zmniejszyła się ilość sprzedanego ciepła, która wyniosła 3,08 PJ. Spadek wolumenu został zrekompensowany wyższą taryfą za wytwarzanie i przesył, w efekcie czego przychody ze sprzedaży ciepła wzrosły o 13 proc. r/r do 0,17 mld zł.

(PAP Biznes)

pr/

Po dziewięciu miesiącach roku PGNiG miał 27,43 mld zł przychodów ze sprzedaży, o 7 proc. mniej niż w tym samym okresie ubiegłego roku, kiedy wyniosły 29,65 mld złotych. Jednocześnie grupa o 31 proc. obniżyła koszty operacyjne do 19,19 mld zł.

Pozwoliło to wypracować EBITDA na poziomie 10,69 mld zł, a więc o 168 proc. więcej niż przed rokiem (3,98 mld zł). EBIT wzrósł o 346 proc. do 8,24 mld zł z 1,85 mld po trzech kwartałach 2019 roku.

Po oczyszczeniu tych wyników z efektów odpisów majątku trwałego i rozliczenia nadpłaty za dostawy gazu w ramach kontraktu jamalskiego w efekcie wygranego arbitrażu z Gazpromem, EBITDA grupy PGNiG wyniosła po trzech kwartałach 5,5 mld zł, o 32 proc. więcej rdr, a EBIT 3,06 mld zł, o 51 proc. więcej rok do roku.

"Epidemia koronawirusa ma wpływ na wszystkie segmenty naszej działalności, co znalazło odzwierciedlenie m.in. w przychodach grupy. Z drugiej strony, istotne obniżenie kosztów pozyskania paliwa gazowego pozwoliło nam wypracować rekordowe wśród polskich spółek wyniki EBIT i EBITDA" - powiedział prezes PGNiG Paweł Majewski, cytowany w komunikacie.

Największy wkład w wynik finansowy PGNiG miał segment obrót i magazynowanie, który odpowiadał za 77 proc. EBITDA grupy. Udział segmentu dystrybucji wyniósł 14 proc., poszukiwanie i wydobycie 7 proc. a segmentu wytwarzanie 5 procent.

Nakłady inwestycyjne grupy PGNiG wyniosły po trzech kwartałach 4,03 mld zł. (PAP Biznes)

pr/

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

kom espi zdz

Jak podano, partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej, a zakup udziałów w aktywach grupy Fortum jest zgodny ze strategią zarówno PGNiG jak i PGE.

Polska spółka zależna należąca do Fortum Holding B.V. prowadzi działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Pod koniec października spółki informowały, że konsorcjum, w którego skład wchodziło PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna złożyło wstępną, niewiążącą ofertę nabycia od Fortum Holding działalności ciepłowniczej i chłodniczej prowadzonej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 53/2020 z dnia 27 października 2020 r. w sprawie złożenia wstępnej oferty niewiążącej nabycia udziałów w aktywach Grupy Fortum zlokalizowanych w Polsce, Estonii, na Łotwie i Litwie z udziałem PGNiG, Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG") informuje, że w dniu 16 listopada 2020 r. PGNiG i PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. ("Partnerzy"), złożyli zmodyfikowaną, wstępną niewiążącą ofertę nabycia aktywów należących do Fortum Holding B.V. ("Oferta").

Przedmiotem zmodyfikowanej Oferty jest nabycie działalności ciepłowniczej prowadzonej przez Fortum Holding B.V. wyłącznie w Polsce. Jednocześnie PGNiG informuje, że Partnerzy zrezygnowali z zamiaru nabycia aktywów Grupy Fortum prowadzących działalność na terenie Estonii, Litwy i Łotwy oraz udziału w konsorcjum inwestycyjnym z PFR Inwestycje FIZ oraz IFM Investors Pty Ltd.

Partnerzy będą kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Polska spółka zależna należąca do Fortum Holding B.V. prowadzi działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Zakup udziałów w aktywach Grupy Fortum jest zgodny ze Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowaną raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 r., w zakresie rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

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

kom espi zdz

"PGNiG Upstream Norway, spółka zależna PGNiG SA, wspólnie z Aker BP ASA, operatorem prac, zakończyło realizację otworu poszukiwawczego na prospekcie Alve Nord East – ok. 7 km na północny wschód od niezagospodarowanego jeszcze złoża gazowego Alve Nord" - podała spółka w komunikacie.

Podstawowym celem wiercenia było zbadanie formacji jurajskich i triasowych. Stwierdzono w nich występowanie gazu ziemnego, którego zasoby wydobywalne zostały wstępnie oszacowane na 0,5–1 mld metrów sześciennych. Ponadto otwór potwierdził nagromadzenie ropy naftowej w formacji dolnej kredy w szacowanej ilości 6,3–17 mln baryłek ropy naftowej zasobów wydobywalnych.

"Pozytywne wyniki prac poszukiwawczych na koncesji PL127C są szczególne satysfakcjonujące ze względu na lokalizację nowo odkrytych zasobów w pobliżu złoża Skarv, które stanowi nasze największe aktywo produkcyjne na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Możliwość wykorzystania już istniejącej, dobrze rozwiniętej infrastruktury złoża Skarv pozytywnie wpłynie na koszty ewentualnego zagospodarowania zasobów Alve Nord. Tym samym przyczyni się do efektywnej realizacji dwóch podstawowych celów działalności GK PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym – poprawy wyniku ekonomicznego i dywersyfikacji dostaw gazu do Polski" - poinformował w komunikacie prasowym prezes PGNiG Paweł Majewski.

PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji PL127C. Pozostałe 88,08 proc. należy do Aker BP, który jest operatorem.

Spółka zależna PGNiG dysponuje obecnie udziałami w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Prowadzi wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego z siedmiu złóż, na pięciu kolejnych prowadzi prace analityczne i inwestycyjne. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Jak podano, produkcja ze złoża jest prowadzona za pomocą 5 otworów: trzech z Fazy I zagospodarowania, jednego z Fazy II oraz odwiertu testowego A-1 H.

"Nowe odwierty na złożu Arfugl zostały oddane do użytku zgodnie z harmonogramem, pomimo trudności związanych z epidemią koronawirusa. Ich uruchomienie oznacza nie tylko istotny wzrost wolumenu produkcji gazu ziemnego przez Grupę Kapitałową PGNiG w Norwegii, ale będzie mieć także bardzo korzystny wpływ na wyniki finansowe PGNiG Upstream Norway. Arfugl jest jednym z najbardziej rentownych projektów realizowanych na całym Norweskim Szelfie Kontynentalnym" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Paweł Majewski.

Łączna produkcja z trzech uruchomionych właśnie odwiertów powinna dać PGNiG Upstream Norway 0,24 mld m sześc. gazu ziemnego w 2021 roku. W połączeniu z produkcją z dwóch pozostałych eksploatowanych otworów, przypadający na PGNiG wolumen wydobycia ze złoża Arfugl wyniesie wtedy 0,47 mld m sześc. gazu ziemnego, co oznacza, że całkowita produkcja gazu przez PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym może sięgnąć 0,94 mld m sześciennych w 2021 roku.

We wrześniu PGNIG prognozował, że po sfinalizowaniu przejęcia udziałów w dwóch nowych złożach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w 2021 roku wydobycie gazu i ropy na wszystkich norweskich koncesjach wzrośnie do 0,9 mld m sześc. z 0,7 mld m sześc.;p

zakładanych wcześniej na przyszły rok.

Zgodnie z planem zagospodarowania złoża Arfugl, w kwietniu tego roku uruchomiono pierwszy odwiert w ramach Fazy II, a pozostałe dwa zostaną oddane do użytku w 2021 roku. Po zrealizowaniu całego planu zagospodarowania koncesji, roczna produkcja ze złoża Arfugl przypadająca na norweską spółkę PGNiG będzie wynosić w szczytowym okresie 0,5 mld m sześc. gazu.

Łączne zasoby wydobywalne złoża Arfugl oszacowane zostały na ponad 300 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego ponad 254 mln baryłek (w tym 29 mld m sześc. gazu) pozostaje wciąż do wydobycia.

PGNiG Upstream Norway (PUN) posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji obejmującej złoże Arfugl. Operatorem jest Aker BP, a pozostałymi partnerami Equinor i Wintershall DEA.

Obecnie PUN dysponuje udziałami w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (objęcie udziałów w czterech koncesjach czeka jeszcze na zgodę norweskiej administracji naftowej). Spółka prowadzi wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego z siedmiu złóż, na pięciu kolejnych prowadzi prace analityczne i inwestycyjne. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w uzupełnieniu raportu bieżącego nr 59/2020 z dnia 10 listopada 2020 r. przekazuje dodatkowe informacje dotyczące Pana Pawła Jana Majewskiego, powołanego na stanowisko Prezesa Zarządu PGNiG.

Paweł Jan Majewski

Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Jagiellońskiego oraz studiów podyplomowych Executive Master of Business Administration (MBA) na Wyższej Szkole Menadżerskiej w Warszawie.

Menadżer z wieloletnim doświadczeniem w zarządzaniu spółkami kapitałowymi, w tym także z udziałem Skarbu Państwa. Pełnił funkcję prezesa Zarządu Grupy LOTOS S.A., wiceprezesa Zarządu Huty Stalowa Wola S.A., członka Zarządu w DO & CO Poland Sp. z o.o. oraz prezesa Zarządu Airport Cleaning Service Sp. z o.o. Posiada również długoletnie doświadczenie zawodowe na kierowniczych stanowiskach m.in. w PETROLOT Sp. z o.o. (obecnie ORLEN Aviation Sp. z o.o.), a także jako dyrektor Pionu Zarządzania Marżą Zmienną i Produkcją w PGNiG TERMIKA S.A.

Członek Rady Nadzorczej Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A. Ponadto, zasiadał w radach nadzorczych m.in.: ZEM Łabędy Sp. z o.o., Jelcz Sp. z o.o. oraz Lotniczy Catering Service Sp. z o.o.

Pan Paweł Jan Majewski 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

PGNiG Upstream Norway posiada obecnie 35 proc. udziałów w koncesji, na której zlokalizowane jest nowo odkryte złoże, a jej operatorem jest ConocoPhillips z 65 proc. udziałów.

Wiercenie otworu poszukiwawczego rozpoczęto w sierpniu 2020 roku.

Jak podano, data rozpoczęcia produkcji zależeć będzie od wyników przyszłych prac rozpoznawczych oraz uzgodnionej między partnerami strategii zagospodarowania złoża.

"Odkrycie Warki jest dla nas niezwykle istotne z perspektywy strategicznego rozwoju naszej własnej produkcji gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zależy nam na tym, by z Norwegii do Polski za pośrednictwem Baltic Pipe trafiało jak najwięcej gazu pochodzącego z naszego własnego wydobycia. Kolejne odkrycie nowych zasobów gazu przybliża nas do tego celu" – powiedział, cytowany w komunikacie, Paweł Majewski, prezes PGNiG.

Nowe złoże Warka zlokalizowane jest na południowy zachód od złóż Skarv i Arfugl, w środkowej części Morza Norweskiego, ok. 240 km na północny zachód od wybrzeży Norwegii.

PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. We wrześniu 2020 roku zawarła umowę na objęcie udziałów w złożach Kvitebjorn i Valemon na Morzu Północnym, które są już w fazie produkcyjnej. Poza nimi spółka wydobywa ropę naftową i gaz ziemny z siedmiu innych złóż: Skarv, Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog, Skogul i Arfugl.

Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear, Arfugl Outer oraz Shrek.(PAP Biznes)

pel/ osz/

Paweł Majewski został powołany we wtorek przez radę nadzorczą PGNiG na stanowisko prezesa gazowej spółki. Powołanie jest na okres kadencji kończącej się 10 stycznia 2023 roku.

Pracował w takich spółkach jak KGZ, Żywiec Trade, Projekty Kapitałowe, Intacto Centrum Windykacji. Pełnił też funkcje członka zarządu Do & Co Poland, wiceprezesa zarządu Huty Stalowa Wola oraz prezesa zarządu Airport Cleaning Service. Był również członkiem rady nadzorczej Jelcza oraz ZEM Łabędy.

Majewski zastąpi na stanowisku prezesa PGNiG Jerzego Kwiecińskiego, który niedawno zrezygnował z tej funkcji z przyczyn osobistych. Kwieciński był prezesem PGNiG od 10 stycznia 2020 r.

Pod koniec października rada nadzorcza PGNiG do czasu rozstrzygnięcia postępowania kwalifikacyjnego na stanowisko prezesa powierzyła pełnienie jego obowiązków wiceprezesowi Jarosławowi Wróblowi. (PAP Biznes)

pr/

Paweł Majewski został powołany na prezesa na okres kadencji kończącej się 10 stycznia 2023 roku.

Majewski od początku lutego 2020 roku jest prezesem Lotosu.

Pracował w takich spółkach jak KGZ, Żywiec Trade, Projekty Kapitałowe, Intacto Centrum Windykacji.

Pełnił funkcje członka zarządu Do & Co Poland, wiceprezesa zarządu Huty Stalowa Wola oraz prezesa zarządu Airport Cleaning Service. Był również członkiem rady nadzorczej Jelcza oraz ZEM Łabędy.

Majewski zastąpi na stanowisku prezesa PGNiG Jerzego Kwiecińskiego, który niedawno zrezygnował z tej funkcji z przyczyn osobistych. Kwieciński był prezesem PGNiG od 10 stycznia 2020 r.

Pod koniec października rada nadzorcza PGNiG do czasu rozstrzygnięcia postępowania kwalifikacyjnego na stanowisko prezesa powierzyła pełnienie jego obowiązków wiceprezesowi Jarosławowi Wróblowi. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Rada Nadzorcza Spółki na posiedzeniu w dniu 10 listopada 2020 r. podjęła decyzję o powołaniu z dniem 12 listopada 2020 r. Pana Pawła Majewskiego na stanowisko Prezesa Zarządu PGNiG, na okres trwania VI kadencji Zarządu Spółki, kończącej się 10 stycznia 2023 r.

Pozostałe informacje o Panu Pawle Majewskim, wymagane Rozporządzeniem 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, zostaną przekazane odrębnym raportem bieżącym.

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

kom espi zdz

W ocenie PGNiG, wniosek Gazpromu, złożony w odpowiedzi na wcześniejszy wniosek renegocjacyjny "jest niezasadny oraz nie spełnia wymogów formalnych opisanych w Kontrakcie Jamalskim, a w rezultacie jest bezskuteczny".

1 listopada PGNiG poinformował, że złożył wniosek o renegocjację ceny kontraktowej gazu dostarczanego przez Gazprom w celu jej obniżenia.

PGNiG wnioskował już o obniżenie ceny kontraktowej od 1 listopada 2017 roku. Zgodnie z postanowieniami kontraktu, raz na trzy lata każda ze stron umowy może zwrócić się o renegocjację warunków cenowych dostaw, jeżeli uzna, że nie odpowiadają one sytuacji rynkowej.

Biorąc pod uwagę, że ewentualna zmiana warunków kontraktu poprzez obniżenie ceny kontraktowej w wyniku renegocjacji, o których rozpoczęciu spółka informowała 1 listopada 2017 r., może wejść w życie z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2017 r., PGNiG może żądać kolejnej renegocjacji ceny kontraktowej od dnia 1 listopada 2020 r. Złożenie wniosku przez PGNiG rozpoczyna ten proces.

Kontrakt jamalski został zawarty 25 września 1996 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.

Zarząd PGNiG, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych, przekazał rok temu do spółki Gazprom Export oświadczenie woli zakończenia obowiązywania kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego z dniem 31 grudnia 2022 roku.( (PAP Biznes)

ana/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 9 listopada 2020 r. zarząd Spółki powziął informację o otrzymaniu przez PGNiG wniosku PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (dalej łącznie "Gazprom") z dnia 9 listopada 2020 r. o renegocjację ceny kontraktowej gazu dostarczanego przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. ("Kontrakt Jamalski") w kierunku jej podwyższenia.

W ocenie Spółki wniosek renegocjacyjny Gazpromu (złożony w odpowiedzi na wniosek renegocjacyjny Spółki, o którym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 57/2020 z dnia 1 listopada 2020 r.) jest niezasadny oraz nie spełnia wymogów formalnych opisanych w Kontrakcie Jamalskim, a w rezultacie jest bezskuteczny.

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

kom espi zdz

Termin przyjmowania zgłoszeń mija 9 listopada 2020 roku o godz. 12.00.

Rozmowy kwalifikacyjne odbędą się w dniach 10-12 listopada 2020 r. (PAP Biznes)

seb/ map/

Zgodnie z postanowieniami Kontraktu Jamalskiego nowa cena może wejść w życie trzy lata po wejściu w życie poprzedniej zmiany ceny kontraktowej.

PGNiG wnioskował już o obniżenie ceny kontraktowej od 1 listopada 2017 roku. Zgodnie z postanowieniami kontraktu, raz na trzy lata każda ze stron umowy może zwrócić się o renegocjację warunków cenowych dostaw, jeżeli uzna, że nie odpowiadają one sytuacji rynkowej.

Biorąc pod uwagę, że ewentualna zmiana warunków kontraktu poprzez obniżenie ceny kontraktowej w wyniku renegocjacji, o których rozpoczęciu spółka informowała 1 listopada 2017 r., może wejść w życie z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2017 r., PGNiG może żądać kolejnej renegocjacji ceny kontraktowej od dnia 1 listopada 2020 r. Złożenie wniosku przez PGNiG rozpoczyna ten proces.

30 marca PGNiG wygrało w arbitrażu spór z Gazpromem o ceny gazu w kontrakcie jamalskim. Na mocy wyroku trybunału w Sztokholmie nowa cena ma być naliczana od 1 listopada 2014 r. Polski koncern oszacował, że powinien odzyskać od Gazpromu ponad 6 mld zł nadpłaty, i zapowiedział podjęcie kroków w tym kierunku.

30 czerwca rosyjski koncern przekazał PGNiG 1,5 mld USD nadpłaty za gaz, dostarczany po 1 listopada 2014 roku.

Kontrakt jamalski został zawarty 25 września 1996 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.

Zarząd PGNiG, po uzyskaniu wymaganych zgód korporacyjnych, przekazał rok temu do PAO Gazprom Export oświadczenie woli zakończenia obowiązywania kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego z dniem 31 grudnia 2022 roku.

Umowa długoterminowa pomiędzy PGNiG i Gazpromem przewiduje dostawy ok. 10 mld m sześc. gazu rocznie. Zgodnie z tzw. klauzulą take-or-pay, PGNiG jest zobowiązane do odbioru co najmniej 8,7 mld m sześc. zakontraktowanego paliwa rocznie. (PAP Biznes)

pr/

Zgodnie z postanowieniami Kontraktu Jamalskiego nowa cena może wejść w życie trzy lata po wejściu w życie poprzedniej zmiany ceny kontraktowej.

PGNiG wnioskował już o obniżenie ceny kontraktowej od 1 listopada 2017 roku.

Biorąc pod uwagę, że ewentualna zmiana warunków kontraktu poprzez obniżenie ceny kontraktowej w wyniku renegocjacji, o których rozpoczęciu spółka informowała 1 listopada 2017 r., może wejść w życie z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2017 r., PGNiG może żądać kolejnej renegocjacji ceny kontraktowej od dnia 1 listopada 2020 r. Złożenie wniosku przez PGNiG rozpoczyna ten proces.

Kontrakt jamalski został zawarty 25 września 1996 r. (PAP Biznes)

pr/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG", "Spółka") informuje, że dnia 1 listopada 2020 r. Spółka złożyła wniosek do PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (dalej łącznie "Gazprom") o renegocjację ceny kontraktowej gazu dostarczanego przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego

do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. ("Kontrakt Jamalski") w kierunku jej obniżenia.

Zgodnie z postanowieniami Kontraktu Jamalskiego nowa cena może wejść w życie trzy lata po wejściu w życie poprzedniej zmiany ceny kontraktowej. Biorąc pod uwagę, że ewentualna zmiana warunków kontraktu poprzez obniżenie ceny kontraktowej w wyniku renegocjacji, o których rozpoczęciu Spółka informowała raportem bieżącym nr 91/2017 z dnia 1 listopada 2017 r., może wejść w życie z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2017 r., PGNiG może żądać kolejnej renegocjacji ceny kontraktowej od dnia 1 listopada 2020 r. Złożenie wniosku przez PGNiG rozpoczyna ten proces.

Publikacja informacji dot. podjęcia decyzji przez Zarząd o złożeniu wniosku o renegocjację ceny kontraktowej gazu w Kontrakcie Jamalskim została opóźniona w dniu 27 października 2020 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

MICHAŁ KOZAK, ANALITYK TRIGON DM

"Wyniki PGNiG są zbliżone do naszych oczekiwań, wyższe od konsensusu rynkowego.

Dobry wynik w obrocie (przy pozytywnym efekcie na hedgingu, tak jak od ostatnich 7 kwartałów), zbliżony do oczekiwań w pozostałych segmentach, przy odpisie na PGG, co ma wpływ na wynik netto".

ŁUKASZ PROKOPIUK, ANALITYK DM BOŚ

"Wyniki PGNiG są bardzo zbliżone do naszych oczekiwań. Skorygowana EBITDA w trzecim kwartale wyniosła 1,290 mld zł w stosunku do naszych oczekiwań 1,3 mld zł.

Są małe rozbieżności w wynikach poszczególnych segmentów, ale są one stosunkowo mało istotne. Mamy trochę gorsze wyniki upstreamu, trochę lepsze wyniki tradingu, ale z naszego punktu widzenia te wyniki są neutralne".

-------

PGNiG szacuje skonsolidowany wynik EBITDA w trzecim kwartale na 1,33 mld zł wobec 0,8 mld zł przed rokiem. Średnia prognoz analityków ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła 1,18 mld zł.

Według szacunków, skonsolidowane przychody PGNiG spadły w trzecim kwartale do 6,39 mld zł z 7,03 mld zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes wskazywał na przychody na poziomie 6,33 mld zł.

Szacunkowy wynik operacyjny sięgnął 0,59 mld zł. Rok wcześniej było to 0,13 mld zł. Średnia prognoz analityków ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła 0,37 mld zł.

Skonsolidowany wynik netto wzrósł do ok. 120 mln zł z ok. 10 mln zł rok wcześniej. Średnia prognoz analityków wskazywała na zysk w wysokości 211 mln zł. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Według szacunków, skonsolidowane przychody PGNiG spadły w trzecim kwartale do 6,39 mld zł z 7,03 mld zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes wskazywał na przychody na poziomie 6,33 mld zł.

Szacunkowy wynik operacyjny sięgnął 0,59 mld zł. Rok wcześniej było to 0,13 mld zł. Średnia prognoz analityków ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła 0,37 mld zł.

Skonsolidowany wynik netto wzrósł do ok. 120 mln zł z ok. 10 mln zł rok wcześniej. Średnia prognoz analityków wskazywała na zysk w wysokości 211 mln zł.

Wynik EBITDA segmentu "Poszukiwanie i Wydobycie" spadł do 0,48 mld zł z 0,68 mld zł rok wcześniej, w tym wynik na odwiertach negatywnych i sejsmice oraz odpis aktualizacyjny skompensowały się. W segmencie "Obrót i Magazynowanie" zysk EBITDA wyniósł 0,63 mld zł wobec straty na poziomie 0,22 mld zł przed rokiem. EBITDA w segmencie dystrybucyjnym spadła do 0,36 mld zł z 0,42 mld zł, a w segmencie wytwarzania zysk wyniósł 0,04 mld zł wobec 0,02 mld zł straty rok wcześniej.

Spółka podała, że na szacunkowe wyniki w segmencie "Poszukiwanie i Wydobycie" miały, m.in. niższe rdr notowania produktów, w tym ropy naftowej oraz gazu, rozwiązanie odpisów aktualizujących majątek w kwocie ok. 45 mln zł oraz wzrost wolumenu wydobycia ropy naftowej o 56 tys. ton (61 proc. rdr).

W segmencie "Obrót i Magazynowanie" na wyniki wpłynęło: zastosowanie od 1 marca w rozliczeniach za gaz dostarczany na podstawie kontraktu jamalskiego formuły cenowej na podstawie wyroku Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie oraz istotny spadek ceny gazu na TGE, niższa o 10,6 proc. średnia cena za paliwo gazowe w taryfie detalicznej (od 1 lipca). PGNiG wskazało również na zawiązanie odpisu na zapasy gazu o wartości 5 mln zł - rok wcześniej spółka rozwiązała odpis zyskując 149 mln zł. Wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających sięgnął 86 mln zł.

W segmencie dystrybucji wskazano na wyższą o 3,5 proc. taryfę dystrybucyjną, obowiązującą od 3 kwietnia, oraz wyższą średnią temperaturę w III kwartale 2020 r. o 0,5 stopnia Celsjusza rok do roku.

W dywizji "Wytwarzanie" koncern wskazał wyższą o 3,2 proc. taryfę obowiązującą PGNiG Termika (od 1 września) oraz o 9 proc. wyższą dla PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa (od 1 lipca). Na wyniki wpłynęły również wyższe przychody ze sprzedaży ciepła o 13 proc. rdr - nastąpiło to na skutek wyższej taryfy, pomimo wyższej średniej temperatury w III kwartale i niższych wolumenów produkcji ciepła.

Spółka podała, że prezentowane dane mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Publikacja raportu za trzeci kwartał planowana jest na 19 listopada. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

Według szacunków, skonsolidowane przychody PGNiG spadły w trzecim kwartale do 6,39 mld zł z 7,03 mld zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes wskazywał na przychody na poziomie 6,33 mld zł.

Skonsolidowany wynik netto wzrósł do 120 mln zł z ok. 10 mln zł rok wcześniej. Średnia prognoz analityków wskazywała na zysk w wysokości 211 mln zł. (PAP Biznes)

kuc/ asa/

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

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje wstępne skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG za III kwartał i 9 miesięcy 2020 roku.

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

kom espi zdz

Organizatorami emisji są ING Bank Śląski, Bank Polska Kasa Opieki, Bank Handlowy w Warszawie oraz Bank BNP Paribas Bank Polska.

PGNiG ustanowił 5-letni program emisji obligacji o wartości do 5 mld zł 21 grudnia 2017 r.

W ramach programu PGNiG może emitować obligacje z terminem zapadalności do 10 lat o oprocentowaniu stałym lub zmiennym lub jako obligacje zerokuponowe, w trybie oferty publicznej albo w trybie oferty niepublicznej.

Obligacje mogą zostać wprowadzone do alternatywnego systemu obrotu Catalyst.

Celem emisji jest uzyskanie środków na zaspokojenie bieżących potrzeb finansowych związanych z realizacją strategii grupy. (PAP Biznes)

doa/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 28 października 2020 roku zawarł aneks nr 1 do Umowy Programowej z dnia 21 grudnia 2017 roku w związku z Programem Emisji Obligacji na kwotę 5 mld złotych ("Program") z organizatorami emisji: ING Bankiem Śląskim SA, Bankiem Polska Kasa Opieki SA, Bankiem Handlowym w Warszawie SA oraz Bankiem BNP Paribas Bank Polska SA.

Aneks nr 1 dostosowuje Program do aktualnego porządku prawnego i wydłuża czas trwania Programu do dnia 28 października 2025 roku.

W ramach Programu PGNiG będzie mogło emitować obligacje z terminem zapadalności do 10 lat o oprocentowaniu stałym lub zmiennym lub jako obligacje zerokuponowe, w trybie oferty publicznej albo w trybie oferty niepublicznej. Obligacje mogą zostać wprowadzone do alternatywnego systemu obrotu Catalyst. Obligacje będą emitowane w celu uzyskania środków na zaspokojenie bieżących potrzeb finansowych związanych z realizacją strategii Grupy Kapitałowej PGNiG.

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

kom espi zdz

21 października Jerzy Kwieciński złożył rezygnację ze stanowiska prezesa PGNiG z przyczyn osobistych.

Kwieciński był prezesem PGNiG od 10 stycznia 2020 r. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 28 października 2020 r. Rada Nadzorcza Spółki, działając na podstawie § 32 Statutu PGNiG, podjęła uchwałę o powierzeniu obowiązków Prezesa Zarządu PGNiG Panu Jarosławowi Wróblowi, Wiceprezesowi Zarządu, do czasu rozstrzygnięcia postępowania kwalifikacyjnego na stanowisko Prezesa Zarządu Spółki.

Życiorys zawodowy Pana Jarosława Wróbla został opublikowany w raporcie bieżącym PGNiG nr 3/2020 z dnia 24 stycznia 2020 r. i jest on również zamieszczony na stronie internetowej Spółki.

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

kom espi zdz

Jak podano, członkami konsorcjum są: PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, którego częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A., IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna.

Przedmiotem transakcji są spółki zależne Fortum Holding B.V., które prowadzą działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce.

PGNiG oraz PGE podały w komunikatach, że zakup udziałów w aktywach grupy Fortum jest zgodny ze strategią obu grup.

W październiku prezes PGE Wojciech Dąbrowski mówił, że PGE jest zainteresowane zakupem części aktywów CEZ i Fortum w Polsce, ale że w grę wchodzi tylko przejęcie aktywów komplementarnych wobec obecnej działalności grupy.

W październikowym wywiadzie dla PAP Biznes prezes PGNiG Jerzy Kwieciński oceniał natomiast, że PGNiG jest zainteresowany repolonizacją aktywów ciepłowniczych w Polsce i analizuje na bieżąco wszelkie okazje na rynku.

Kilka miesięcy temu Grupa Fortum zdecydowała o przeglądzie opcji strategicznych, w tym możliwości zbycia aktywów ciepłowniczych i chłodniczych w Polsce, w Estonii, na Litwie, Łotwie i Järvenpää w Finlandii. Jak podało Fortum, wstępne analizy wykazały, że te biznesy mogłyby zagwarantować wyższy wzrost przy innej strukturze właścicielskiej. W 2019 roku łączna sprzedaż ciepła w tych aktywach wyniosła 5,1 TWh, a energii 1,3 TWh. Łączna EBITDA wyniosła ok. 120 mln euro.

W Polsce Fortum ma aktywa ciepłownicze w pięciu miastach (Płock, Częstochowa, Bytom, Zabrze i Wrocław), w tym elektrociepłownie wielopaliwowe CHP w Częstochowie i Zabrzu. W 2019 r. spółka sprzedała 3,3 TWh ciepła i 0,6 TWh energii. EBITDA wyniosła 43 mln euro. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Jak podano, członkami konsorcjum są: PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, którego częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A., IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna.

Przedmiotem transakcji są spółki zależne Fortum Holding B.V., które prowadzą działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce.

PGNiG oraz PGE podały w komunikatach, że zakup udziałów w aktywach grupy Fortum jest zgodny ze strategią obu grup. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG", "Emitent") informuje, że w dniu 27 października 2020 r. konsorcjum inwestycyjne, którego stroną jest PGNiG ("Konsorcjum"), złożyło wstępną, niewiążącą ofertę nabycia od Fortum Holding B.V. działalności ciepłowniczej i chłodniczej prowadzonej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce ("Transakcja").

Członkami Konsorcjum są: PGNiG, PFR Inwestycje FIZ, którego częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A., IFM Investors Pty Ltd oraz PGE Polska Grupa Energetyczna S.A.

Konsorcjum będzie kontynuować wspólne prace zmierzające do złożenia oferty wiążącej.

Przedmiotem Transakcji są spółki zależne Fortum Holding B.V., które prowadzą działalność związaną głównie z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej w Estonii, na Litwie, na Łotwie i w Polsce.

Zakup udziałów w aktywach Grupy Fortum jest zgodny ze Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowaną raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 r., w zakresie rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

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

kom espi zdz

Jak podano, Kwieciński złożył rezygnację 21 października.

W komunikacie prasowym PGNiG poinformował, że powodem decyzji o rezygnacji ze stanowiska były sprawy osobiste.

Rada nadzorcza PGNiG powołała na prezesa spółki Jerzego Kwiecińskiego z dniem 10 stycznia 2020 r. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Jak podano, Kwieciński złożył rezygnację 21 października. Nie podano jej przyczyn.

Rada nadzorcza PGNiG powołała na prezesa spółki Jerzego Kwiecińskiego z dniem 10 stycznia 2020 r. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Emitent") informuje, że w dniu 21 października 2020 roku pan Jerzy Kwieciński złożył rezygnację z pełnienia funkcji Prezesa Zarządu PGNiG z końcem dnia 22 października 2020 roku.

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

kom espi zdz

Gaz ziemny będący przedmiotem umowy pochodzi z duńskiego szelfu kontynentalnego, a PGNiG Supply & Trading GmbH (PST) z grupy kapitałowej PGNiG będzie miała możliwość jego eksportowania m.in. na terytorium Niemiec lub Polski.

"Zgodnie z zapisami uwzględnionymi w umowie, zakup gazu ziemnego przez PST uzależniony jest od wydobycia gazu w duńskiej części Morza Północnego, z uwzględnieniem produkcji na złożu Tyra, z którego ma pochodzić większość nabywanego przez PST gazu ziemnego" - powiedział prezes PGNiG Jerzy Kwieciński podczas środowej telekonferencji.

Podstawą kalkulacji formuły cenowej w zawartej umowie są rynkowe wartości indeksów cen gazu ziemnego.

Umowa wzmocni pozycję PGNiG Supply & Trading (PST) na rynkach północnej Europy, w szczególności na duńskim rynku hurtowym. Duński system przesyłowy łączy się z niemieckim poprzez interkonektor w Ellund, a w przyszłości będzie również połączony ze złożami na Norweskim Szelfie Kontynentalnym oraz z Polską dzięki budowanemu gazociągowi Baltic Pipe.

"Umowa pomiędzy PST i Orsted stanowi solidną podstawę do rozwoju współpracy pomiędzy obiema spółkami. Realizacja kontraktu oznacza większe bezpieczeństwo i dywersyfikację dostaw gazu w Europie. W szczególności, po oddaniu do użytku gazociągu Baltic Pipe, gaz dostarczony przez Orsted będzie mógł trafić do Polski jako część naszego zdywersyfikowanego portfela dostaw" – powiedział prezes Kwieciński.

Największe duńskie złoże Tyra jest nieczynne od 2019 roku z powodu modernizacji infrastruktury wydobywczej. Modernizacja ma zostać zakończona w 2022 roku. Złoże to było wykorzystywane od 35 lat, a modernizacja umożliwi kontynuowanie produkcji jeszcze przez co najmniej 25 lat.

Równolegle do rozwoju działalności na rynkach północnej Europy, PST wzmacnia swoją obecność na hurtowych rynkach gazu Europy Środkowo-Wschodniej. W 2020 roku spółka rozpoczęła handel gazem w Czechach i na Słowacji i w najbliższym czasie planuje wejść na rynek węgierski.

Poprzez oddział w Londynie PST rozwija kompetencje w obszarze obrotu LNG. W ciągu ostatnich trzech lat PST zrealizowało liczne transakcje spotowe i średnioterminowe na dostawy gazu skroplonego.

Orsted projektuje, buduje i zarządza farmami wiatrowymi na lądzie i morzu, farmami solarnymi, infrastrukturą do magazynowania energii, instalacjami wykorzystującymi bioenergię, jak również dostarcza klientom produkty energetyczne. Firma zatrudnia 6 tys. pracowników. Grupa Orsted w 2019 roku osiągnęła przychody w wysokości 67,8 mld koron duńskich (9,1 mld euro). (PAP Biznes)

pr/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 21 października 2020 roku PGNiG Supply & Trading GmbH ("PST") - spółka zależna PGNiG - zatwierdziła umowę na zakup gazu ziemnego od Ørsted Salg & Service A/S ("Umowa").

Zgodnie z zatwierdzoną przez PST Umową, dostawy gazu ziemnego będą obejmować okres od 1 stycznia 2023 roku do 1 października 2028 roku i dotyczyć zakupu łącznie około 70 TWh (ok. 6,4 mld m3) gazu ziemnego. Gaz ziemny będący przedmiotem Umowy pochodzi z duńskiego szelfu kontynentalnego, a PST będzie miała możliwość jego eksportowania m.in. na terytorium Niemiec lub Polski. Zgodnie z zapisami uwzględnionymi w Umowie, zakup gazu ziemnego przez PST uzależniony jest od wydobycia gazu w duńskiej części Morza Północnego, z uwzględnieniem produkcji na złożu Tyra, z którego ma pochodzić większość nabywanego przez PST gazu ziemnego. Złoże Tyra znajduje się obecnie w rekonstrukcji, która ma zostać zakończona w 2022 roku.

Podstawą kalkulacji formuły cenowej w zawartej Umowie są rynkowe wartości indeksów cen gazu ziemnego.

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

kom espi zdz

Jak podano, gaz ziemny będący przedmiotem umowy pochodzi z duńskiego szelfu kontynentalnego, a PST, spółka zależna PGNiG będzie miała możliwość jego eksportowania m.in. na terytorium Niemiec lub Polski.

"Zgodnie z zapisami uwzględnionymi w umowie, zakup gazu ziemnego przez PST uzależniony jest od wydobycia gazu w duńskiej części Morza Północnego, z uwzględnieniem produkcji na złożu Tyra, z którego ma pochodzić większość nabywanego przez PST gazu ziemnego" - napisano.

Złoże Tyra znajduje się obecnie w rekonstrukcji, która ma zostać zakończona w 2022 roku.

PGNiG podał, że podstawą kalkulacji formuły cenowej w zawartej umowie są rynkowe wartości indeksów cen gazu ziemnego. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 21 października 2020 roku PGNiG Supply & Trading GmbH ("PST") - spółka zależna PGNiG - zatwierdziła umowę na zakup gazu ziemnego od Ørsted Salg & Service A/S ("Umowa").

Zgodnie z zatwierdzoną przez PST Umową, dostawy gazu ziemnego będą obejmować okres od 1 stycznia 2023 roku do 1 października 2028 roku i dotyczyć zakupu łącznie około 70 TWh (ok. 6,4 mld m3) gazu ziemnego. Gaz ziemny będący przedmiotem Umowy pochodzi z duńskiego szelfu kontynentalnego, a PST będzie miała możliwość jego eksportowania m.in. na terytorium Niemiec lub Polski. Zgodnie z zapisami uwzględnionymi w Umowie, zakup gazu ziemnego przez PST uzależniony jest od wydobycia gazu w duńskiej części Morza Północnego, z uwzględnieniem produkcji na złożu Tyra, z którego ma pochodzić większość nabywanego przez PST gazu ziemnego. Złoże Tyra znajduje się obecnie w rekonstrukcji, która ma zostać zakończona w 2022 roku.

Podstawą kalkulacji formuły cenowej w zawartej Umowie są rynkowe wartości indeksów cen gazu ziemnego.

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

kom espi zdz

Według danych Bloomberga, średnia cena docelowa akcji PGNiG to 5,47 zł.

W poniedziałek na zamknięciu sesji kurs akcji spółki wynosił 4,63 zł. (PAP Biznes)

pel/ asa/

Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale wyniosło 1,11 mld m sześc. wobec 1,10 mld m sześc. rok wcześniej. Łącznie od początku roku wydobycie gazu wyniosło 3,3 mld m sześc. wobec 3,32 mld m sześc. rok wcześniej.

Import gazu ziemnego w samym trzecim kwartale wyniósł 3,7 mld m sześc. gazu wobec 3,51 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,51 mld m sześc. wobec 2,32 mld m sześc. rok wcześniej. Narastająco od początku 2020 roku import gazu wyniósł 11,17 mld m sześc. (w tym 6,63 mld m sześc. z kierunku wschodniego) wobec 10,89 mld m sześc. przed rokiem (w tym 6,29 mld m sześc. z kierunku wschodniego).

Wolumen wydobycia ropy naftowej wzrósł w trzecim kwartale do 306,3 tys. ton z 274,8 tys. ton rok wcześniej, a wolumen sprzedaży ropy naftowej wzrósł do 324,4 tys. ton z 295,3 tys. ton przed rokiem. Łącznie w trzech pierwszy kwartałach wolumen wydobycia ropy naftowej wyniósł 962,6 tys. ton (888,7 tys. ton rok wcześniej), a wolumen sprzedaży ropy 970,8 tys. ton (849,5 tys. ton rok wcześniej).

Wolumen sprzedaży ciepła w trzecim kwartale spadł do 3,08 PJ z 3,27 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wzrósł do 0,45 TWh z 0,42 TWh przed rokiem.

Narastająco od początku roku wolumen sprzedaży ciepła spadł do 25,92 PJ z 26,28 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji do 2,47 TWh z 2,68 TWh przed rokiem.

Na koniec września 2020 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii ministra właściwego ds. energii) wynosił ok. 4 mld m sześc. gazu w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 mJ/m sześc.

Podany stan zapasów obejmuje gaz wysokometanowy, zaazotowany zmagazynowany w Polsce i za granicą oraz gaz LNG w terminalach. PGNiG przypomniał, że dane nie obejmują wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Operatora Systemu Przesyłowego Gaz-System.

Publikacja raportu okresowego grupy PGNiG zaplanowana jest na 19 listopada 2020 roku. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Wydobycie gazu ziemnego w trzecim kwartale wyniosło 1,11 mld m sześc. wobec 1,10 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,7 mld m sześc. gazu wobec 3,51 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 2,51 mld m sześc. wobec 2,32 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej wzrósł w trzecim kwartale do 306,3 tys. ton z 274,8 tys. ton rok wcześniej.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę PGNiG wzrósł do 324,4 tys. ton z 295,3 tys. ton przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ciepła w trzecim kwartale spadł do 3,08 PJ z 3,27 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji wzrósł do 0,45 TWh z 0,42 TWh przed rokiem. (PAP Biznes)

sar/ asa/

Grupa Tauron posiada pośrednio 50 proc. akcji w kapitale EC Stalowa Wola. Pozostałe 50 proc. ma grupa PGNiG.

Postępowanie będzie prowadzone w związku z kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia jako generalnym wykonawcą i ECSW jako zamawiającym na budowę bloku gazowo-parowego z członem ciepłowniczym w Stalowej Woli, od którego odstąpiono.

Przedmiotem żądania pozwu jest zapłata przez Abener Energia na rzecz ECSW kwoty 198,7 mln zł oraz 461 tys. euro (równowartość 2,1 mln zł wg średniego kursu NBP z 19 października) wraz z odsetkami.

Jak podano, kwota miałaby być zapłacona tytułem odszkodowania "za szkodę odpowiadającą kosztom usunięcia wad, usterek i niedoróbek robót, dostaw i usług" wykonanych przez Abener Energia w trakcie realizacji kontraktu.

W kwietniu 2019 roku Sąd Arbitrażowy wydał wyrok w sprawie z powództwa Abener Energia i zobowiązał EC Stalowa Wola do zapłaty na rzecz generalnego wykonawcy 333,8 mln zł z odsetkami. We wrześniu tego roku Sąd Apelacyjny oddalił skargę elektrociepłowni o uchylenie tego wyroku.

Budowa elektrociepłowni rozpoczęła się w 2012 roku. Po odstąpieniu od realizacji kontraktu z generalnym wykonawcą - Abener, w 2016 r. wykonano inwentaryzację zrealizowanych do dnia odstąpienia robót, dostaw i usług, po czym opracowano formułę dokończenia inwestycji. Inwestycję zakończono we wrześniu tego roku w formule menedżera kontraktu. (PAP Biznes)

sar/ asa/

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 2020 roku.

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

kom espi zdz

Liczba instalacji biogazowych w Polsce na koniec 2019 roku wynosiła 96, a według stanu na październik 2020 roku sięga 103, a ich moc sięga 110 MW. Według danych na 2019 roku średnia moc jednej instalacji biogazu wynosi 1,1 MW, a średnia produkcja jednostki wytwórczej 3,19 mln m sześc.

W Polsce nie istnieje natomiast jeszcze ani jedna biometanownia, podczas gdy w Unii Europejskiej liczba instalacji przekracza 700.

"Do końca 2030 roku PGNiG chce mieć możliwość dystrybucji około 4 mld m sześc. biometanu w sieciach Polskiej Spółki Gazownictwa. Szacujemy, że cały program biometanowy w Polsce w najbliższej dekadzie to koszt około 65-70 mld zł" - powiedział wiceprezes Wróbel podczas Kongresu Polskiego Przemysłu Gazowniczego.

Koszt jednej instalacji wytwarzającej 4 mln m szesc. biometanu rocznie wynosi około 30 mln zł.

"Wszystkie szacunki instytutów naukowo-badawczych mówią o potencjale biogazu w Polsce na 13,5 mld m sześc., w tym rynek biometanu szacowany jest na 7,8 mld m sześc. Na dzisiaj zatłaczanie biometanu wynosi jednak zero, ponieważ nie mamy ani jednej biometanowni" - powiedział wiceprezes.

Celem PGNiG jest zagospodarowanie w ciągu 10 lat połowy wolumenu, czyli 4 mld m sześc. biometanu rocznie, co przekłada się na ok. 10 proc. domieszkę biometanu do gazu ziemnego w sieciach dystrybucyjnych.

PGNiG chce też do 2030 roku dystrybuować na użytek własny 25 mld m sześc. gazu polskimi sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi. Wróbel wskazuje, że jeśli osiągnięty zostałby cel 4 mld m sześc. biometanu, to w połączeniu z 4 mld m sześc. gazu ziemnego z krajowych złóż, dałoby to łącznie 8 mld m sześc. gazu rocznie z polskiej produkcji.

"Mamy realną szansę, że 8 mld m sześc. będziemy mieć z produkcji krajowej, co znacząco poprawi nasze bezpieczeństwo energetyczne, ponieważ udział gazu importowanego spadnie do 67 proc." - powiedział wiceprezes PGNiG.

Jarosław Wróbel przekonuje, że obecnie najważniejszym wyzwaniem jest stworzenie efektywnego mechanizmu wsparcia dla produkcji biometanu na potrzeby sprzedaży tego paliwa za pośrednictwem sieci gazowej.

Konieczne jest również wypracowanie systemu wsparcia finansowego dla inwestycji w budowę biogazowni wraz z instalacjami do poprawy parametrów jakościowych, przyłączenia do sieci gazowej tych instalacji oraz dostosowania sieci gazowych do dystrybucji biometanu.

PGNiG chce zapraszać do programu biogazownie na zasadzie franczyzy, oferując inwestorom organizację rynku, przyłączenie do sieci i zbyt produkowanego biometanu. Budowę sieci takiej franczyzy PGNiG chce zacząć w 2021 r. Jednak podłączenie do sieci dystrybucyjnej pierwszej biometanowni planowane jest już w 2020 r.

Prezes PGNiG Jerzy Kwieciński mówił niedawno, że programy unijne powinny przewidywać dofinansowanie typu grant czy dotacja dla małych i średnich inwestorów, czy samorządów, budujących biogazownie.

Kilka dni temu przedstawicie ministerstwa klimatu i środowiska, nauki oraz branży - w tym PKN Orlen i PGNiG, podpisali list intencyjny ws. partnerstwa na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu. List ma na celu m.in. opracowanie porozumienia sektorowego prowadzącego do budowy w Polsce łańcucha wartości i wspierania przemysłu biogazowego.

Biogaz to produkt beztlenowej fermentacji metanowej powstający w biogazowniach, na składowiskach odpadów oraz w oczyszczalniach ścieków. Biometan natomiast jest biogazem poddanym procesowi oczyszczania do parametrów umożliwiających dystrybucję sieciami gazowymi. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Spółka podała, że w przyszłości zakontraktowany surowiec będzie mógł być sprowadzany na rynek polski, a stamtąd również do innych krajów Europy Środkowo-Wschodniej, z wykorzystaniem gazociągu Baltic Pipe.

"W najbliższych latach PGNIG Supply & Trading planuje znacząco zwiększyć aktywność na rynku norweskim. Umowa z Aker BP to ważny krok na drodze do budowy przez PST portfela kontraktów z partnerami działającymi w tym regionie" - napisano.

Grupa Kapitałowa PGNiG, poprzez spółkę PGNiG Upstream Norway, i Aker BP współpracują ze sobą również przy produkcji węglowodorów. Obie spółki są współudziałowcami kilku koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. (PAP Biznes)

doa/ osz/

Strony ukraińska nie zdecydowała jeszcze, co chce prywatyzować - powiedział Kwieciński we wtorek dziennikarzom. Zaznaczył, że w związku z tym ewentualny zakup jakichś aktywów to kwestia przyszłości.

Prezes PGNiG wskazał jednak, że spółka nie ma zamiaru interesować się aktywami wytwórczymi w sektorze elektroenergetyki, a raczej widzi perspektywy w zakupie aktywów wydobywczych. Wydobycie gazu to jest to, w czym mamy doświadczenie i nasze spółki mogłyby na tym zarabiać - dodał Kwieciński.

Prezes przypomniał, że PGNiG wraz ze swoim partnerem ERU kontynuuje wspólny projekt poszukiwawczy na Zachodniej Ukrainie i w I kwartale 2021 r. powinny tam zacząć się pierwsze wiercenia.

PGNiG zawarło w poniedziałek z ukraińskim Funduszem Mienia Państwowego umowę o zachowaniu poufności. Jak podała polska spółka, porozumienie to zobowiązuje do zachowania w poufności przekazywanych jej wrażliwych informacji dotyczących ukraińskich aktywów państwowych przeznaczonych do prywatyzacji.(PAP)

wkr/ skr/ ana/

PGNiG podał, że prowadzone analizy geologiczne świadczą o wysokim potencjale wydobywczym koncesji i wykazują korelację jej struktur geologicznych ze złożem Przemyśl – największym złożem gazu ziemnego w Polsce.

"Koncesja, która jest naszym pierwszym celem poszukiwawczym na Ukrainie znajduje się w bardzo perspektywicznej strefie geologicznej, tej samej co złoże Przemyśl" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

"Współpraca z ERU w zakresie wydobycia węglowodorów wpisuje się w prowadzoną przez Polskę i Ukrainę dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw gazu ziemnego. Celem obu spółek jest zapewnienie stabilnych i bezpiecznych dostaw gazu ziemnego dla polskich i ukraińskich odbiorców. Już dziś widzimy pozytywne efekty inwestycji realizowanych w ostatnich latach przez kraje Europy Centralnej i Wschodniej, które zwiększyły integrację systemów przesyłowych gazu sąsiadujących krajów. Wierzymy, że dalsza integracja rynków energii przyczyni się do wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego całego regionu" – dodał prezes PGNiG.

Umowa reguluje warunki współpracy w zakresie przyszłej inwestycji oraz określa harmonogram dalszych prac nad projektem zlokalizowanym na terytorium Ukrainy, niedaleko granicy z Polską.

W celu zapewnienia ochrony finansowej dla wspólnej inwestycji PGNiG i ERU, zainicjowane zostały rozmowy z amerykańskim bankiem rozwoju DFC (U.S. International Development Finance Corporation) oraz polską Korporacją Ubezpieczeń Kredytów Eksportowych (KUKE). (PAP Biznes)

doa/ ana/

PGNiG i ukraiński Fundusz Mienia Państwowego podpisały w poniedziałek umowę o zachowaniu poufności.

Porozumienie zobowiązuje PGNiG do zachowania w poufności przekazywanych jej wrażliwych informacji dotyczących ukraińskich aktywów państwowych przeznaczonych do prywatyzacji. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Raport wydano przy kursie 5,046 zł. W piątek o godz. 16.40 kurs wynosił 5,12 zł.

"W oczekiwaniu dalszego obniżenia globalnego poziomu produkcji ropy i gazu przy jednoczesnym utrzymaniu zdrowego popytu na gaz nie zmieniamy optymistycznego podejścia do cen gazu w Europie. Sądzimy, że ceny gazu będą grały pierwsze skrzypce wśród czynników wspierających kurs akcji PGNiG w nadchodzących tygodniach" - napisano w raporcie.

"Inne czynniki będą w naszej ocenie miały drugorzędne znaczenie, aczkolwiek pozytywnie nas zaskoczył poziom gazowych taryf detalicznych czy dystrybucyjnych oraz zachowanie średniej ważonej ceny gazu na TGE" - dodano.

Analitycy podwyższyli prognozy wyników finansowych dla segmentu wydobycia, biorąc pod uwagę wyższe ceny gazu oraz oczekiwane zwiększenie wolumenu produkcji w Norwegii.

Ich zdaniem optymistyczny scenariusz, czyli dalszy wzrost cen spot gazu, mógłby uzasadnić dalsze podwyższenie prognoz i wyceny spółki.

"Zachowujemy konserwatywne podejście w naszych założeniach przede wszystkim ze względu na ryzyka związane z amerykańskim rynkiem gazu LNG (notowane obecnie stosunkowo niższe ceny spot na Henry Hub mogłyby skutkować zwiększonym importem amerykańskiego gazu, co z kolei mogłoby ograniczyć ewentualny wzrost cen europejskiego gazu)" - napisano.

Autorem rekomendacji DM BOŚ jest Łukasz Prokopiuk. Pierwsze rozpowszechnienie rekomendacji nastąpiło 2 października, o godzinie 7:40.

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

doa/ osz/

PGNiG podał, że po odpisie wartość księgowa pakietu akcji PGG w skonsolidowanym sprawozdaniu grupy PGNiG na dzień 30 września 2020 r. wyniesie 0 zł.

Spółka zastrzegła, że prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. (PAP Biznes)

seb/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 8 października 2020 r. PGNiG TERMIKA S.A., spółka zależna PGNiG, w wyniku przeprowadzonego testu na utratę wartości posiadanego pakietu akcji Polskiej Grupy Górniczej S.A. ("PGG"), rozpoznała odpis w wysokości -389 mln zł.

Po odpisie wartość księgowa pakietu akcji PGG w skonsolidowanym sprawozdaniu Grupy Kapitałowej PGNiG na dzień 30 września 2020 r. wyniesie 0 zł.

Prezentowane wielkości mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie.

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

kom espi zdz

Prezes Kwieciński pytany przez PAP Biznes, czy PGNiG jest zainteresowany polskimi aktywami CEZ odpowiedział: "Jesteśmy zainteresowani różnymi aktywami ciepłowniczymi, stale analizujemy, co się dzieje na rynku".

"Zależy nam na tzw. repolonizacji aktywów energetycznych. One są na sprzedaż i są to aktywa często z bardzo dużym śladem węglowym, a my uważamy, że sobie z tym poradzimy. Nie wszystkie spółki byłyby w stanie takiemu wyzwaniu sprostać” – dodał.

Wśród aktywów, które obecnie mogą być dostępne do kupna na polskim rynku są spółki należące do czeskiego koncernu energetycznego CEZ oraz fińskiej grupy Fortum.

CEZ zaprosił do składania do 29 września listów intencyjnych w procesie zakupu polskich aktywów grupy. Chce sprzedać CEZ Skawina, CEZ Chorzów, CEZ Produkty Energetyczne Polska oraz CEZ Polska. Polskie aktywa CEZ obejmują dwie elektrociepłownie o łącznej zainstalowanej mocy 568 MWe oraz 1088 MWt.

Aktywami CEZ w Polsce jest zainteresowane również PGE, co kilka dni temu zadeklarował prezes tej spółki Wojciech Dąbrowski.

Kilka miesięcy temu Grupa Fortum zdecydowała o przeglądzie opcji strategicznych, w tym możliwości zbycia aktywów ciepłowniczych i chłodniczych w Polsce, w Estonii, na Litwie, Łotwie i Järvenpää w Finlandii. Jak podało Fortum, wstępne analizy wykazały, że te biznesy mogłyby zagwarantować wyższy wzrost przy innej strukturze właścicielskiej. W 2019 roku łączna sprzedaż ciepła w tych aktywach wyniosła 5,1 TWh, a energii 1,3 TWh. Łączna EBITDA wyniosła ok. 120 mln euro.

W Polsce Fortum ma aktywa ciepłownicze w pięciu miastach (Płock, Częstochowa, Bytom, Zabrze i Wrocław), w tym elektrociepłownie wielopaliwowe CHP w Częstochowie i Zabrzu. W 2019 r. spółka sprzedała 3,3 TWh ciepła i 0,6 TWh energii. EBITDA wyniosła 43 mln euro.

Kwieciński wskazał, że PGNiG planuje wiele przejęć w segmencie ciepłowniczym, ale zamierza jednocześnie zachować kontrolę w przejmowanych podmiotach. Dlatego chce mieć partnerów finansowych, którzy z jednej strony będą uwiarygadniać spółkę na rynkach międzynarodowych, tak jak w przypadku funduszu IEF, a z drugiej - fundusze, które będą zmniejszały konieczność dużego wejścia kapitałowego ze strony PGNiG, tak jak w przypadku Polskiego Funduszu Rozwoju.

Prezes Kwieciński podkreśla przy tym, że jeśli dojdzie do przejęć aktywów ciepłowniczych, to będą one wymagały później nakładów inwestycyjnych. O ich wielkości nie chce jednak na razie mówić.

"Dostosowanie aktywów ciepłowniczych do wymagań i uregulowań unijnych będzie wymagało poniesienia w najbliższych latach znaczących nakładów. Najpierw po to, by w krótkim i średnim terminie sprostać wymogom BAT, a potem - żeby te aktywa przerzucić z węgla na gaz" – dodał.

Zaznacza, że PGNiG, jako lider na polskim rynku gazowym, w długim terminie jest zainteresowany posiadaniem dobrych odbiorców gazu, a takimi odbiorcami są spółki z sektora ciepłowniczego.

Prezes podtrzymuje, że cały czas PGNIG chce też kupić aktywa ciepłownicze od spółki Tauron Ciepło z grupy kapitałowej Tauronu. Ma nadzieję, że nie dojdzie już do kolejnego wydłużenia ważności listu intencyjnego w tej sprawie.

"Dla nas kluczową inwestycją jest przejęcie Tauron Ciepło. Aktywa tej spółki pasują jednak do innych, które są obecnie oferowane" – powiedział.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni, a następnie do 30 listopada 2020 roku. Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Jerzy Kwieciński przekonuje, że PGNiG nie będzie miało problemów ze sfinansowaniem zapowiadanych przejęć.

"Mamy możliwości, żeby je sfinansować. Na obecnym etapie decydujemy, w jaki sposób to zrobić. To nie jest tak, że mamy własne środki i z nich chcemy wszystko sfinansować, bo jeżeli jest możliwość sfinansowania ze źródeł zewnętrznych, krajowych czy zagranicznych, na atrakcyjnych warunkach, to będziemy z nich korzystać" – powiedział.

"Mamy też przecież inne programy, które chcemy wspólnie realizować, szczególnie inwestycje wspólnie z PKN Orlen. Odpowiedzialnie podchodzimy do finansowania dużych inwestycji" – dodał.

Piotr Rożek (PAP Biznes)

pr/ osz/

"Wydział Koordynacji Kontroli Doraźnych rozpoczął jedną z pierwszych kontroli w PGNiG i spółce zależnej – Exalo Drilling. Będzie ona dotyczyć w szczególności działalności Exalo Drilling na rynkach zagranicznych i obejmie lata 2015-2020" - napisano.

Exalo Drilling to spółka zależna PGNiG zajmująca się wierceniami lądowymi.

Wydział Koordynacji Kontroli Doraźnych NIK rozpoczął pracę we wrześniu. Wydział ma prowadzić kontrole niezwłocznie po uzyskaniu informacji o nieprawidłowościach, wymagających natychmiastowej reakcji Izby. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Za budowę bloku odpowiedzialna była ECSW, spółka w której Tauron oraz PGNiG mają po 50 proc. akcji.

"W drugim półroczu 2020 roku finalizujemy dwie główne inwestycje w moce konwencjonalne Taurona – Elektrociepłownię Stalowa Wola i blok 910 MW w Jaworznie. Nowoczesne jednostki będą stanowić istotny element bezpieczeństwa energetycznego Polski" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, Wojciech Ignacok, prezes Tauron Polska Energia.

"Dla grupy PGNiG nowa jednostka jest bardzo istotna w kontekście rosnącego wykorzystania gazu ziemnego w Polsce, które pełnić będzie rolę paliwa przejściowego w drodze do transformacji energetycznej. W Stalowej Woli roczne zużycie gazu wyniesie ok. 0,6 mld m sześć. Biorąc pod uwagę podobne zużycie w finalizowanym bloku gazowo-parowym Elektrociepłowni na Żeraniu w Warszawie, widzimy, jak duże znaczenie mają takie inwestycje dla zapotrzebowania na paliwo gazowe" – powiedział, cytowany w komunikacie, Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG.

Blok gazowo-parowy w Stalowej Woli będzie pracował w kogeneracji - zapewni 450 MW mocy elektrycznej dla krajowego systemu energetycznego oraz dostawy ciepła dla mieszkańców Stalowej Woli i Niska. Jednostka będzie mogła zasilić w energię elektryczną 1,2 mln gospodarstw domowych.

Jak podano, w początkowej fazie jednostka będzie pracowała z mocą na poziomie 330 MW, a po kilku tygodniach i niezbędnej wymianie zaworu regulującego temperaturę pary, osiągnie swoją moc docelową – 450 MW.

W Elektrociepłowni Stalowa Wola budowane jest także rezerwowe źródło ciepła, na które składają się kotłownia oraz instalacje pomocnicze i łączące kotłownię z instalacjami budowanego bloku gazowo-parowego. Oba nowe źródła ciepła – podstawowe i rezerwowe – mają zastąpić bloki 120 MWe, które zostaną wkrótce wycofane z użytkowania.

Budowa elektrociepłowni rozpoczęła się w 2012 roku. Po odstąpieniu od realizacji kontraktu z generalnym wykonawcą - Abener, w 2016 r. wykonano inwentaryzację zrealizowanych do dnia odstąpienia robót, dostaw i usług, po czym opracowano formułę dokończenia inwestycji. Inwestycję zakończono w formule menedżera kontraktu. Postępowania arbitrażowe z Abener są w toku. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Rekomendacja została wydana przy cenie 4,56 zł za akcję.

W raporcie podano, że wzrost ceny docelowej akcji spółki to efekt bardziej optymistycznych prognoz wydobycia.

"Spółka opublikowała swoje założenia dotyczące wydobycia gazu na szelfie norweskim, które okazały się być istotnie wyższe od naszych długoterminowych założeń w modelu (zapewne też na konsensus, gdyż spółka dotychczas dość oszczędnie komunikowała swoje cele w tym zakresie)" - napisano.

"Odchylenie o +0,9 mld m kw. w latach 2025-27 to głównie wzrost wolumenów na złożu Gina Krog (w miejsce ubytku uzysku ropy) oraz większa produkcja na eksploatowanych obecnie polach przejętych w latach 2018-19. Oznacza to, że zwiększenie wolumenów nie niesie ze sobą istotnego wzrostu nakładów inwestycyjnych w stosunku do naszego scenariusza bazowego" - dodano.

Analitycy podali, że w dniach poprzedzających wydanie rekomendacji kurs spółki tąpnął o 15 proc. bez konkretnych przyczyn i w oderwaniu od porównywalnych spółek europejskich.

"Tymczasem ceny gazu w Europie po fatalnym lecie, zaskakują in plus, a parytet importowy LNG wciąż wskazuje na potencjał wzrostowy w sezonie grzewczym. Podtrzymujemy nasze główne argumenty za odbudowaniem się tego rynku, a jednocześnie wskazujemy iż po urynkowieniu kontraktu jamalskiego spółka będzie ponad 60 proc. strumienia EBITDA generować ze stabilnych segmentów użyteczności publicznej" - napisano w raporcie.

"Taki profil zasługuje na rerating wskaźnika EV/EBITDA, podczas gdy w ostatnim czasie spadł on 25 proc. poniżej 5-letniej średniej" - dodano.

W raporcie zwrócono uwagę, że konsensus prognoz wyników spółki na lata 2021-22 od czerwca tego roku podwyższył się o ponad 10 proc., a wykonanie tegorocznej prognozy po półroczu sięga 60 proc.

Autorem rekomendacji jest Kamil Kliszcz. Pierwsze udostępnienie rekomendacji do dystrybucji miało miejsce 22 września o godzinie 8.30.

Depesza PAP Biznes stanowi wyciąg z raportu. W załączniku zamieszczamy plik PDF z raportem. Raport jest też dostępny na stronie DM mBanku. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Dostawy paliwa będą realizowane w ramach wygranej przez ERU Trading rundy przetargu ogłoszonego przez Gas TSO of Ukraine. Zgodnie z warunkami przetargu, przekazanie gazu nastąpi w okresie od 1 października 2020 roku do 1 maja 2021 roku. Paliwo będzie przeznaczone na techniczne potrzeby ukraińskiego operatora systemu przesyłowego. Będą to pierwsze dostawy gazu ziemnego PGNiG na potrzeby Gas TSO of Ukraine.

PGNiG podał, że od połowy 2016 roku wyeksportował na Ukrainę łącznie ponad 3 mld m sześc. gazu ziemnego. W samym I półroczu 2020 roku wolumen eksportu PGNiG na Ukrainę wyniósł 0,9 mld m sześc., co oznaczało wzrost o 190 proc. rok do roku. (PAP Biznes)

seb/ asa/

KGHM zdecydował o poszerzeniu dostaw gazu ziemnego od PGNiG o nowy punkt - Powierzchniową Stację Klimatyzacyjną w Kwielicach na Dolnym Śląsku. Zostanie ona oddana do użytku w 2021 roku. W ramach realizowanej inwestycji KGHM powstanie system rurociągów i podajników, którego zadaniem będzie m.in. odzysk ciepła dla celów gospodarki energetycznej spółki.

"Dzięki zapewnieniu paliwa gazowego dla Powierzchniowej Stacji Klimatyzacji w rejonie szybu GG-1 stwarzamy możliwość dostawy wody lodowej do wyrobisk górniczych zlokalizowanych na poziomie poniżej 1200 m w obszarze górniczym Głogów Głęboki Przemysłowy. Wprowadzona do umowy optymalizacja procesu zakupu gazu była dla KGHM priorytetem przy tak dużych ilościach gazu zużywanego w naszym procesie produkcyjnym" – powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes KGHM Marcin Chludziński.

Obie spółki wypracowały dodatkowe mechanizmy optymalizacji procesu zakupu i sprzedaży surowca, które zostały wprowadzone w postaci aneksów do obowiązującej umowy oraz kontraktów indywidualnych, zawartych między KGHM i PGNiG w 2017 roku. Podpisane wówczas porozumienia zakładają dostawy gazu ziemnego dla KGHM od PGNiG do 2033 roku.

KGHM podpisał w 2017 roku umowy z PGNiG na dostawy gazu. Szacowana wówczas wartość umów w okresie ich obowiązywania, tj. do 1 października 2033 r., wynosiła 4,8 mld zł.(PAP Biznes)

epo/ ana/

"Przed stwierdzeniem wykonalności wyroku Sądu Arbitrażowego, ECSW dokona analizy i podejmie środki oraz skorzysta z przysługujących jej praw w celu ograniczenia negatywnego wpływu powyższego wyroku na sytuację finansową ECSW" - napisano.

Od wyroku Sądu Apelacyjnego przysługuje skarga kasacyjna.

W maju 2019 r. spółki podały, że 25 kwietnia 2019 roku Sąd Arbitrażowy przy Krajowej Izbie Gospodarczej w Warszawie wydał wyrok w sprawie z powództwa Abener Energia przeciwko Elektrociepłowni Stalowa Wola (ECSW) i zobowiązał Elektrociepłownię Stalowa Wola do zapłaty na rzecz Abener Energia 333,8 mln zł z odsetkami.

Postępowanie przed sądem dotyczyło roszczenia o zapłatę, o ustalenie stosunku prawnego oraz o zobowiązanie do złożenia oświadczenia woli w związku z rozwiązanym kontraktem zawartym pomiędzy Abener Energia (generalny wykonawca) i ECSW (zamawiający) na budowę bloku gazowo-parowego o mocy ok. 400 MW z członem ciepłowniczym w Elektrociepłowni Stalowa Wola.

50 proc. akcji ECSW posiada Tauron (pośrednio poprzez spółkę zależną Tauron Wytwarzanie), a pozostałe 50 proc. PGNiG (pośrednio przez spółkę zależną PGNiG Termika).(PAP Biznes)

doa/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 16/2019 z 2 maja 2019 r. dotyczącego wyroku Sądu Arbitrażowego przy Krajowej Izbie Gospodarczej ("Sąd Arbitrażowy") w sprawie roszczeń Abener Energia S.A. ("Abener") wobec Elektrociepłowni Stalowa Wola S.A. ("ECSW"), powziął informację o wydaniu w dniu 22 września 2020 r. przez Sąd Apelacyjny w Rzeszowie ("Sąd Apelacyjny") wyroku oddalającego skargę ECSW o uchylenie wyroku Sądu Arbitrażowego z dnia 25 kwietnia 2019 r., na mocy którego ECSW została zobowiązana do zapłaty na rzecz Abener kwoty 333 793 359,31 zł wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie oraz kosztami postępowania arbitrażowego.

Jednocześnie Spółka informuje, że przed stwierdzeniem wykonalności wyroku Sądu Arbitrażowego, ECSW podejmie działania w celu ograniczenia negatywnego wpływu powyższego wyroku na sytuację finansową ECSW.

Od wyroku Sądu Apelacyjnego przysługuje skarga kasacyjna.

PGNiG posiada, pośrednio poprzez spółkę zależną PGNiG Termika S.A., 50 proc. akcji w kapitale zakładowym ECSW.

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", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 29/2020 z dnia 16 czerwca 2020 roku w sprawie rozpoczęcia negocjacji w trybie wyłączności z Tauron Polska Energia S.A. ("Tauron") dotyczących nabycia przez PGNiG 100% udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. oraz raportu bieżącego nr 43/2020 z dnia 28 lipca 2020 r. w sprawie przedłużenia okresu wyłączności negocjacyjnej, informuje, że powziął w dniu 22 września informację o wydłużeniu okresu wyłączności negocjacyjnej przyznanej Spółce do dnia 30 listopada 2020 r.

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

kom espi zdz

Spółka podała, że zawarcie ewentualnej transakcji będzie wymagało uzyskania stosownych zgód korporacyjnych oraz zgód instytucji finansujących działalność grupy.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni.

Pod koniec sierpnia wiceprezes Tauronu Marek Wadowski mówił, że Tauron może sprzedać udziały w spółce Tauron Ciepło na przełomie 2020 i 2021 roku, jeśli uzgodni z PGNiG warunki transakcji.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. (PAP Biznes)

doa/ ana/

W 2020 roku wydobycie węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym przez grupę PGNiG zakładane jest na poziomie 0,5 mld m3.

PGNiG poinformowało w poniedziałek o pozyskaniu przez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway AS w 2020 roku 3,3 proc. udziałów w złożu Gina Krog od Aker BP oraz 6,45 proc. udziałów w złożu Kvitebjorn i 3,225 proc. udziałów w złożu Valemon od A/S Norske Shell.

Przejęte aktywa obejmują dwa złoże z czterema koncesjami. Są to złoża produkcyjne, na których są już wydobywane węglowodory, przede wszystkim gaz, który będzie mógł być w przyszłości pompowany do gazociągu Baltic Pipe.

"Dzięki temu przejęciu wydobycie gazu i ropy przez naszą spółkę znacząco wzrośnie. Nasze wcześniejsze plany zakładały osiągnięcie 0,7 mld m3 w przyszłym roku, a teraz prognozujemy, że wydobycie w 2021 roku osiągnie 0,9 mld m3 węglowodorów" - powiedział prezes Kwieciński podczas poniedziałkowej konferencji prasowej.

"W przyszłym roku łączne nasze wydobycie gazu z Szelfu Norweskiego wzrośnie o 45 proc. w stosunku do 2019 roku. Wzmocni to naszą pozycję na Morzu Norweskim" - dodał.

Kwieciński szacuje, że dzięki akwizycjom wydobycie węglowodorów w latach 2026-27 przez grupę PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym osiągnie poziom 2,2 mld m3.

"To oznacza, że zbliżamy się do planowanego poziomu 2,5 mld m3. Te dane dotyczą złóż już eksploatowanych. W naszym zarządzaniu na Szelfie Norweskim mamy też takie złoża, które są jeszcze badane. Nie jest wykluczone, że poziom wydobycia gazu z posiadanych przez nas złóż będzie większy" - powiedział Kwieciński.

Prezes przypomniał, że PGNiG przygotowuje się do momentu, kiedy inwestycja w gazociąg Baltic Pipe zostanie zakończona. Ma to nastąpić na przełomie trzeciego i czwartego kwartału 2022 roku.

"W naszej strategii zakładaliśmy, że w latach 2025-2026 roku udział naszego gazu w Baltic Pipe osiągnie około 2,5 mld m3. Już dzisiaj potwierdzamy, że to będzie co najmniej 2,2 mld m3, w zależności od tego jak się potoczą badania i poszukiwania na Szelfie Norweskim na koncesjach i złożach, na których operujemy. Nie wykluczamy, że jeśli będą jeszcze jakieś inne bardzo ciekawe koncesje i złoża do przejęcia, to również w nich zauczestniczymy" - powiedział Kwieciński.

"Ten poziom nie wystarczy, żeby obsłużyć w pełni zarezerwowane przez nas moce przesyłowe. Będziemy je wypełniali umowami z producentami gazu na Szelfie Norweskim. Rozmowy są prowadzone i idą w dobrym kierunku" - dodał.

Moce przesyłowe gazociągu Baltic Pipe wynoszą 10 mld metrów sześciennych gazu rocznie. PGNiG zarezerwował z tego dla siebie 8 mld m3.

Po zatwierdzeniu przez norweską administrację naftową i fiskalną nowych akwizycji PGNiG Upstream Norway AS będzie posiadać udziały w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W lipcu 2019 r. grupa PGNiG zakładała w prognozach na latach 2019-2021 wzrost wydobycia gazu ziemnego w Norwegii do 5,2 mld metrów sześciennych. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Aktualizacja prognozy wydobycia gazu ziemnego związana jest z pozyskaniem przez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway AS w 2020 roku 3,3 proc. udziałów w złożu Gina Krog od Aker BP oraz 6,45 proc. udziałów w złożu Kvitebjorn i 3,225 proc. udziałów w złożu Valemon od A/S Norske Shell" - napisano.

Dodano, że po zatwierdzeniu przez norweską administrację naftową i fiskalną dokonanych akwizycji PGNiG Upstream Norway AS będzie posiadać udziały w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

"Powyższe dane nie obejmują wolumenów, które wynikałyby z ewentualnych przyszłych akwizycji złóż w związku z realizacją +Strategii GK PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r.+" - napisano.

W lipcu 2019 r. grupa zakładała w prognozach na latach 2019-2021 wzrost wydobycia gazu ziemnego do 5,2 mld metrów sześciennych.(PAP Biznes)

doa/ gor/

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

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu bieżącego nr 41/2019 z dnia 31 lipca 2019 r., przekazuje zaktualizowaną prognozę wydobycia gazu ziemnego w Norwegii na 2021 rok.

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

kom espi zdz

„Polskie ciepłownictwo czeka trudny proces transformacji, długotrwały, ale również kosztochłonny. Jest wymuszony zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. Jednak sektor musi się zmienić, jeżeli chce sprostać nadchodzącym wyzwaniom i jednocześnie nie stracić szansy na uzyskanie wsparcia finansowego UE” – ocenia Prezes URE Rafał Gawin

Regulator przebadał ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. W 2018 r. spadek przychodów sektora ciepłowniczego wyniósł 3 proc., ale w 2019 r. przychody te ponownie wzrosły o 1,2 proc. Natomiast ubiegły rok był kolejnym, w którym rosły koszty sektora – po 2 proc. wzroście w 2018 r., w 2019 r. koszty wzrosły o dalsze 6,2 proc.

Do wzrostu kosztów działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych w ubiegłym roku przyczynił się wzrost kosztów: uprawnień do emisji CO2, zakupu energii elektrycznej, paliwa technologicznego, a także usług obcych.

URE podkreśla w raporcie, że po raz pierwszy od 2013 r. przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Obniżenie wyników finansowych przełożył się na spadek rentowności. Jej wskaźnik w 2019 r. osiągnął wartość ujemną – prawie minus 3 proc., a spadek w ujęciu rocznym wyniósł prawie 5 pkt proc.

W I kwartale 2020 r. URE przeprowadził monitoring rynku ciepłowniczego pod kątem dostosowywania się go do wymagań dyrektywy IED (o emisjach przemysłowych). Badanie objęło prawie 90 przedsiębiorstw, a ze wstępnej analizy wynika, że 97 proc. zobowiązanych do dostosowania swoich źródeł do dyrektywy IED rozpoczęło już inwestycje. Wysokość nakładów, planowanych z tego tytułu przez przedsiębiorstwa ciepłownicze w latach 2020–2029 została określona na ok. 5,4 mld zł. (PAP)

wkr/ drag/ pr/

"Przygotowujemy się do ogłoszenia w październiku nowej strategii. Chcemy pokazać w niej naszą wizję na przyszłość. Pewne kierunki w zakresie transformacji energetycznej, offshore, onsshre, rozbudowy rafinerii i petrochemii już określiliśmy i one się nie zmienią. Strategia będzie uwzględniać rozwiązania pod kątem prowadzonych procesów akwizycyjnych niezbędnych do realizacji inwestycji i budowy pozycji lidera transformacji energetycznej" - powiedział PAP Biznes prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.

"Pozostajemy przy naszym core biznesie, wszelkie projekty inwestycyjne i akwizycyjne to pokazują. Możemy rozbudowywać łańcuchy wartości i w tym kierunku działamy. Chcemy mieć nowoczesne technologie i licencje, żeby wytwarzać produkty prośrodowiskowe i bardziej marżowe" - dodał.

Prezes Obajtek wskazuje, że dla niego jest bardzo ważne, żeby w nowej strategii została utrzymana polityka dywidendowa PKN Orlen.

"Będę to rekomendował. W dzisiejszym świecie biznesu ważna jest konsekwencja. Polityka dywidendowa musi być przewidywalna przy procesach inwestycyjnych, które prowadzimy. Chcemy być koncernem atrakcyjnym dla inwestorów. Potrzebny jest wiec mechanizm związany z polityką dywidendową, który - mimo, że Orlen inwestuje - zachęci inwestorów do posiadania naszych akcji" - powiedział.

Jednym z elementów nowej strategii ma być dążenie do osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 roku. Wydatki inwestycyjne na projekty ograniczające emisję CO2 wyniosą do 2030 roku ponad 25 mld zł. Koncern planuje zredukować emisję CO2 na posiadanych aktualnie aktywach rafineryjnych i petrochemicznych o 20 proc. oraz w energetyce o 33 proc. CO2/MWh wyprodukowanej energii elektrycznej.

Jak poinformował prezes, obecnie emisyjność spółki to 350 kg CO2 na MWh. Grupa chce ją obniżyć o ok. 250 kg CO2/MWh.

"Nie uciekniemy od transformacji energetycznej. Energetyka to ważny element biznesu, ale i bezpieczeństwa energetycznego. Jako Orlen jesteśmy najlepiej przygotowani do inwestycji w zakresie transformacji energetycznej w Polsce” - powiedział prezes.

Zaplanowane przez Orlen wydatki mają dotyczyć m.in. projektów z zakresu efektywności energetycznej, inwestycji w morskie elektrownie wiatrowe, odnawialnych źródeł energii na lądzie, a także portfela inwestycji biopaliwowych.

W ciągu 10 lat koncern zrealizuje ponad 60 projektów zwiększających efektywność energetyczną obecnie istniejących aktywów produkcyjnych.

PKN Orlen parę miesięcy temu przejął większość udziałów w gdańskim koncernie Energa. Prezes liczy, że do końca 2021 roku sfinalizuje też przejęcie Grupy Lotos i PGNiG.

Orlen otrzymał już warunkową zgodę Komisji Europejskiej na przejęcie Lotosu po wykonaniu warunków zaradczych. Do końca 2020 roku chce też przesłać wniosek prenotyfikacyjny dotyczący przejęcia PGNiG.

"Liczę, że do końca przyszłego roku zakończymy proces przejęcia Lotosu i PGNiG, wtedy od razu chcemy przystąpić do restrukturyzacji" - powiedział Daniel Obajtek.

"Przygotowujemy wniosek prenotyfikacyjny do Komisji Europejskiej w sprawie PGNiG. Będzie złożony do końca roku. Zespoły pracują, doradcy są wyłonieni. Tak samo pracujemy w sprawie Lotosu. Niedawno prezes Lotosu Paweł Majewski ogłosił, że pracują już zespoły w zakresie wydzielenia rafinerii Lotosu i to dobry sygnał świadczący o udanej współpracy. My również pracujemy w sprawie środków zaradczych" - dodał.

Obajtek wskazał, że prowadzone są rozmowy z partnerami biznesowymi nie tylko z Europy, ale również spoza naszego kontynentu.

"To są bardzo ciężkie negocjacje. Działamy tak, żeby warunki zaradcze były szansą na rozwój, żeby mieć takiego partnera, który da nam szansę na rozwój. Chcę mieć takiego partnera, który da nam możliwości ekspansji, pozwoli zdobyć nowoczesne technologie, chcemy wymieć aktywa na coś, co będzie nas rozwijać i budować nowy Orlen. To nie musi być wymiana jeden do jednego, może to być wymiana na zupełnie inne aktywa, które pozwolą nam się dalej rozwijać w obszarze segmentu petrochemicznego, energetycznego, czy też rafinerii" - powiedział.

Prezes poinformował, że w Enerdze prowadzone są już działania poprawiające efektywność.

"Minęło parę miesięcy od przejęcia Energi, cały czas pracujemy nad integracją. Zrobiliśmy projekt restrukturyzacji, mamy ponad 60 inicjatyw, które będą po kolei wdrażane. Grupa będzie częściowo zrestrukturyzowana, niektóre spółki będą połączone ze spółkami Orlenu. Chodzi np. o wspólne zakupy, również gazu. Sądzę, że pewne oszczędności pojawią się już w tym roku" - powiedział.

Niedawno PKN Orlen podpisał z PGNiG list intencyjny dotyczący współpracy przy budowie bloku gazowego w Elektrowni Ostrołęka i przy rozwoju biogazowni.

"Rozmowy będą trwały dwa miesiące, liczę na podpisanie umowy inwestycyjnej. Chcę zaangażować PGNiG kapitałowo w tę inwestycję. Mogę zapewnić, że w Ostrołęce powstanie na pewno elektrownia gazowa, a nie węglowa. Jest normalne, że do takiego projektu szukamy partnera" - powiedział Daniel Obajtek.

"Równolegle prowadzimy rozmowy z Eneą w kwestiach związanych z rozliczeniem poprzedniego projektu węglowego Ostrołęka, w który ta spółka była zaangażowana" - dodał.

Prezes chce też rozbudowywać aktywa związane z biododatkami.

"Inwestycje w biogazownie są jednym z elementów. Chcemy mieć takiego partnera jak PGNiG. Nasze biznesy w tym zakresie się pokrywają, gdyż PGNiG też ogłosił kierunek inwestycji w biogazownie w swoim planie rozwoju" - powiedział.

Grupa Orlen realizuje też własne projekty w zakresie biogazowni.

"Orlen Południe już wykonuje pilotażowy projekt biogazowni, związany ze spełnieniem Narodowego Celu Wskaźnikowego. W ten sposób adresujemy też kwestie neutralności emisyjnej i transformacji energetycznej. Chcemy zajmować się biogazowniami, ale także rozbudową produkcji estrów, budową tłoczni, zwiększaniem produkcji biododatków do biopaliw. To dla nas bardzo ważny kierunek, będzie on widoczny w naszej strategii" - dodał.

Piotr Rożek (PAP Biznes)

pr/ asa/

Spółki podały, że projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto.

Projekt rozwoju biogazowni obejmuje prowadzenie prac analitycznych i rozwojowych w obszarze biogazu, w tym akwizycje i rozbudowę testowych biogazowni oraz uruchomienie pilotażowej produkcji. Docelowo planowana jest budowa bazy technologicznej, naukowej, prawnej i ekonomicznej do stworzenia sieci biogazowni o mocy około 2,0-2,2 MW każda do końca 2025 roku. Zaangażowanie PGNiG i PKN ORLEN w tę inwestycję miałoby charakter wspólnego przedsięwzięcia (joint venture).

"Chcemy maksymalnie wykorzystać potencjały naszych spółek, aby osiągać wymierne korzyści biznesowe. Współpracując możemy efektywniej realizować inwestycje wpisujące się w proces transformacji energetycznej. List intencyjny z PGNiG to kolejny krok PKN Orlen przybliżający nas do budowy elektrowni Ostrołęka w technologii gazowej, a także do zintensyfikowania działań na rzecz powstania sieci biogazowni. To dobry przykład kooperacji polskich spółek ukierunkowany na rozwój ich działalności i wzmacnianie polskiej gospodarki w zgodzie z europejską polityką energetyczną" – powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PKN Orlen Daniel Obajtek.

Zgodnie z podpisanym listem, w ramach analizy, strony ustalą najważniejsze zasady potencjalnej współpracy, w tym dotyczące jej warunków prawnych, technicznych i finansowych.

Strony zakładają, że w przypadku pozytywnego wyniku analiz, wiążące projekty umów dotyczących współpracy zostaną opracowane do 30 października 2020 roku.

"Możliwe zaangażowanie PGNiG w budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Ostrołęka postrzegamy jako szansę na budowę wartości spółki i wzmocnienie jej pozycji na rynku gazu ziemnego oraz w segmencie wytwarzania energii. Połączenie kompetencji i zasobów PGNiG i PKN Orlen może też przyczynić się do zdynamizowania krajowego rynku biogazu i efektywnej transformacji polskiej energetyki w oparciu o alternatywne paliwa gazowe" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes PGNiG Jerzy Kwieciński. (PAP Biznes)

epo/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 3 września 2020 r. PGNiG oraz Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. (dalej łącznie jako "Strony") podpisały list intencyjny dotyczący analizy możliwości realizacji wspólnych inwestycji ("List intencyjny"), obejmujący projekty: budowy bloku gazowo-parowego CCGT w Ostrołęce oraz rozwoju biogazowni (dalej łącznie jako "Projekty").

Intencją Stron jest ustalenie kluczowych zasad potencjalnej współpracy w celu realizacji Projektów, w szczególności:

- warunków prawnych, technicznych, jak również wszelkich innych czynników, które mogą mieć znaczenie z punktu widzenia wykonalności Projektów;

- zasad finansowania Projektów;

- w przypadku budowy elektrowni gazowej: opracowanie umowy o wspólnym przedsięwzięciu (joint venture).

List intencyjny nie stanowi wiążącego zobowiązania Stron do realizacji Projektów. Strony dołożą wszelkich starań, aby wypracować projekty wiążących umów, mających zapewnić realizację docelowej współpracy w zakresie określonym Listem intencyjnym, do dnia 30 października 2020.

Projekt budowy CCGT w Ostrołęce zakłada wybudowanie do końca 2024 r. bloku gazowo-parowego o projektowanej mocy nominalnej ok. 750 MW netto. Projekt rozwoju biogazowni obejmuje prowadzenie prac analitycznych i rozwojowych w obszarze biogazu, w tym akwizycje i rozbudowę testowych biogazowni oraz uruchomienie pilotażowej produkcji. Docelowo planowana jest budowa bazy technologicznej, naukowej, prawnej i ekonomicznej do stworzenia sieci biogazowni o mocy około 2,0-2,2 MW każda do końca 2025 r.

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

kom espi zdz

Ogłoszony w maju badawczy program wodorowy PGNiG obejmuje produkcję wodoru, w tym „zielonego wodoru” wykorzystującego odnawialne źródła energii, magazynowanie wodoru i jego dystrybucję, a także zastosowania w energetyce przemysłowej. Elementem programu jest także eksploatacja stacji tankowania pojazdów wodorem. PGNiG podpisało już umowę z konsorcjum polsko-brytyjskim na jej projekt i budowę. (PAP Biznes)

pel/ ana/

"Prowadzimy negocjacje z PGNiG. Przedłużyliśmy je mniej więcej do połowy września. Spodziewamy się, że jeśli uzgodnimy warunki transakcji i miałoby do transakcji dojść, to będzie ona miała miejsce na przełomie 2020 i 2021 roku. Ciężko przesądzać o wynikach rozmów" - powiedział Wadowski podczas konferencji dla inwestorów.

Poinformował, że wartość tych aktywów po odpisach to ok. 1,3 mld zł.

16 czerwca Tauron rozpoczął z PGNiG negocjacje umowy sprzedaży udziałów w spółce Tauron Ciepło w trybie wyłączności ustalonej na okres sześciu tygodni. Wyłączność przedłużono potem o osiem tygodni.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej.

Wiceprezes Tauronu pytany, czy grupa chce sprzedać udziały w elektrociepłowni Stalowa Wola, przypomniał, że taki zamiar znajduje się w strategii grupy Tauron z 2019 r.

"Podtrzymujemy strategię. Jeśli tylko będziemy prowadzić negocjacje bądź będziemy mieli zaawansowany proces sprzedaży, to będziemy informować" - powiedział Wadowski. (PAP Biznes)

pel/ gor/

"Szacujemy, że w ciągu 10 lat w Polsce powstanie 1500-2000 biogazowni. Będą one wtedy obecne praktycznie w każdej gminie. To koszty rzędu 70 mld zł" - powiedział prezes Kwieciński podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"Nie wykluczam, że część tych biogazowni wybudujemy sami, ale podstawowy model finansowy zakłada, że inwestorami będą firmy prywatne i samorządy, a my podpiszemy z nimi umowy o wtłoczeniu biometanu do naszej sieci gazowej" - dodał.

PGNiG spodziewa się, że do 2025 roku około 1,5 mld metrów sześciennych biometanu będzie wtłaczane do sieci gazowej grupy. W 2030 roku powinno być już około 4 mld metrów sześciennych biometanu w sieci PGNiG.

Grupa PGNIG podpisała w tym roku pierwszą umowę przyłączeniową z biogazownią. (PAP Biznes)

pr/ gor/

"Nasza prognoza zakłada, że w 2020 roku wydobycie ze złóż w Norwegii wyniesie 0,5 mld metrów sześciennych gazu ziemnego. W przyszłym toku to wydobycie ma wzrosnąć do 0,7 mld metrów sześciennych" - powiedział Jerzy Kwieciński podczas czwartkowej konferencji prasowej.

"W kolejnych latach chcemy osiągnąć wydobycie ze złóż w Norwegii na poziomie 2,5 mld metrów sześciennych, żeby jak najwięcej gazu mogło być dostarczane przez budowany gazociąg Baltic Pipe" - dodał.

PGNiG poprzez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway ma obecnie 28 koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. ich liczba spadła w ostatnim czasie o trzy koncesje. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"Z perspektywy zarządu chciałbym zapewnić, że chcemy kontynuować naszą politykę dywidendową" - powiedział Kwieciński.

"Nie chcemy też rekomendować żadnej dywidendy zaliczkowej, chcemy trzymać się naszej standardowej polityki wypłacania dywidendy raz w roku" - dodał.

Prezes Kwieciński był też pytany o planowany CAPEX grupy na 2020 rok.

"Zapewniam, że po rekordowo wysokich wydatkach w zeszłym roku, także w tym roku CAPEX będzie bardzo dobry we wszystkich naszych segmentach" - powiedział.

Dodał, że jednym z celów aktualizacji strategii PGNiG jest odświeżenie planów inwestycyjnych na następne lata.

"Myślę, że będą pozytywne niespodzianki. Nie można osiągać dobrych wyników bez inwestycji" - powiedział Jerzy Kwieciński.

Aktualizacja strategii ma też bardzo wyraźnie uwzględniać ogłoszone niedawno plany połączenia gazowego koncernu z PKN Orlen, ale prezes zaznacza, że nie zmieni się to, iż priorytetem dla PGNiG będzie sektor ciepłowniczy. PGNiG liczy też na efekty synergii w segmencie wydobywczym i detalicznym dzięki fuzji z Orlenem.

W ciągu najbliższych dni PGNiG może poinformować o zakończeniu realizowanej wspólnie z Tauronem inwestycji w blok gazowy w Stalowej Woli. Prezes nie wyklucza żadnej opcji dotyczącej ewentualnego zwiększenia udziałów PGNiG w tym projekcie, ale nie podał szczegółów. Zaznaczył jedynie, że PGNiG ma ciągle duży apetyt na aktywa ciepłownicze.

Pytany o udział PGNiG w akcjonariacie Polskiej Grupy Górniczej Kwieciński odpowiedział, że PGNiG nie zna się dobrze na aktywach górniczych i chce tylko jak najlepiej wypełniać swoją rolę w tej spółce jako inwestor finansowy. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Decydujący wpływ na poziom osiągniętych wyników finasowych w I półroczu 2020 r. miała realizacja postanowień wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego w drugim kwartale 2020 r.

W związku z realizacją postanowień wyroku oraz aneksu do kontraktu jamalskiego, PGNiG w czerwcu 2020 r. otrzymało od rosyjskiego Gazpromu korekty faktur za dostawy gazu w wysokości 5,689 mld zł.

Ponadto wpływ na wyniki finansowe II kwartału 2020 r. ma dodatni wynik na różnicach kursowych z wyceny bilansowej wzajemnych rozliczeń (ok. 300 mln zł) oraz podatek dochodowy.

Grupa kapitałowa PGNiG wygenerowała w całym pierwszym półroczu 2020 roku 21,04 mld zł przychodów ze sprzedaży i zysk netto w wysokości 5,92 mld zł. Wynik EBITDA wyniósł 9,35 mld zł, a EBIT 7,65 mld zł.

Koszty operacyjne spadły rdr o 90 proc., do 833 mln zł, ale obniżone one zostały wpłatą ze strony Gazpromu w wysokości 5,689 mld zł.

W I półroczu 2020 r. nakłady inwestycyjne grupy PGNiG wzrosły o 40 proc., do 2,73 mld zł. Największe inwestycje zostały przeprowadzone w segmencie poszukiwań i wydobycia (1,36 mld zł) oraz dystrybucji (1,17 mld zł).

"W kolejnych kwartałach GK PGNiG zamierza utrzymać wysoki poziom nakładów finansowych na działalność inwestycyjną, w tym głównie na realizację projektów w zakresie utrzymania zdolności wydobywczych, działalności związanej z poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, rozbudowę i modernizację sieci dystrybucji gazu, realizację inwestycji w sektorze elektroenergetycznymoraz OZE" - napisano w raporcie.

Dług netto na koniec czerwca spadł do 0,4x, z 1,0x na koniec pierwszego kwartału.

SEGMENT POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Przychody segmentu w pierwszym półroczu 2020 roku wyniosły 2,12 mld zł, co oznacza spadek o 29 proc. r/r. Na taki wynik wpływ miały niższe o 34 proc. niż przed rokiem ceny ropy naftowej wyrażonej w PLN i to mimo o 7 proc. wyższego niż przed rokiem poziomu jej wydobycia.

Średnia cena notowań gazu na Rynku Dnia Następnego Towarowej Giełdzie Energii za I półrocze była o 43 proc. niższa niż przed rokiem.

Na wyniki segmentu w I półroczu 2020 roku również wpłynęło zawiązanie odpisów na majątek trwały w kwocie 853 mln zł.

SEGMENT OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Segment zanotował w pierwszym półroczu 2020 roku spadek przychodów ze sprzedaży o 8 proc. r/r do 16,48 mld zł mimo wzrostu sprzedaży gazu ziemnego ogółem o 6 proc. do 16,90 mld m sześc. Średnia cena gazu ziemnego z transakcji giełdowych na TGE spadła w tym okresie o 21 proc.

W tym czasie o 24 proc. do 2,19 mld m sześc. wzrósł wolumen importu LNG.

Duży wpływ na wynik segmentu Obrót i Magazynowanie miało pomniejszenie kosztów operacyjnych dotyczących pozyskania gazu ziemnego wskutek ujęcia wpływu rozliczenia za okres od 2014 roku do lutego 2020 roku w kwocie ok. 5,69 mld zł. To efekt zawarcia aneksu do kontraktu jamalskiego. Ponadto dodatni wynik w różnicach kursowych z wyceny bilansowej wzajemnych rozliczeń wyniósł ok. 300 mln zł.

SEGMENT DYSTRYBUCJA

W pierwszej połowie 2020 roku wolumen dystrybuowanego gazu utrzymał się na poziomie zbliżonym do tego z I półrocza 2019 roku i wyniósł 6,19 mld m sześc. (mniej o 2 proc. r/r).

Przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej wzrosły do 2,28 mld zł (więcej o 1 proc. r/r).

EBITDA w segmencie Dystrybucji wzrosła o 5 proc. do 1,17 mld zł.

SEGMENT WYTWARZANIE

Przychody ze sprzedaży segmentu w pierwszym półroczu 2020 roku wzrosły o 5 proc. r/r do 1,48 mld zł.

Przychody ze sprzedaży ciepła wzrosły o 7 proc. r/r do 790 mln zł przy nieznacznie niższym (o 1 proc. r/r) wolumenie sprzedaży i wyższej taryfie.

Przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z produkcji spadły o w tym okresie o 6 proc. r/r do 506 mln zł przy niższym o 11 proc. wolumenie sprzedaży na poziomie 2,02 TWh.

(PAP Biznes)

pr/

Decydujący wpływ na poziom osiągniętych wyników finasowych w I półroczu 2020 r. miała realizacja postanowień wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego w drugim kwartale 2020 r.

W związku z realizacją postanowień wyroku oraz aneksu do kontraktu jamalskiego, PGNiG w czerwcu 2020 r. otrzymało korekty faktur za dostawy gazu w wysokości 5,69 mld zł.

Ponadto wpływ na wyniki finansowe II kwartału 2020 r. ma dodatni wynik na różnicach kursowych z wyceny bilansowej wzajemnych rozliczeń (ok. 300 mln zł) oraz podatek dochodowy.

Grupa kapitałowa PGNiG wygenerowała w całym pierwszym półroczu 2020 roku 21,04 mld zł przychodów ze sprzedaży i zysk netto w wysokości 5,92 mld zł. Wynik EBITDA wyniósł 9,35 mld zł, a EBIT 7,65 mld zł.

W I półroczu 2020 r. nakłady inwestycyjne grupy PGNiG wzrosły o 40 proc., do 2,8 mld zł.

"W kolejnych kwartałach GK PGNiG zamierza utrzymać wysoki poziom nakładów finansowych na działalność inwestycyjną, w tym głównie na realizację projektów w zakresie utrzymania zdolności wydobywczych, działalności związanej z poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, rozbudowę i modernizację sieci dystrybucji gazu, realizację inwestycji w sektorze elektroenergetycznymoraz OZE" - napisano w raporcie. (PAP Biznes)

pr/

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

kom espi zdz

"Sukces odwiertu Zapałów-3K oznacza, że PGNiG odkryło nowe złoże gazu ziemnego na Podkarpaciu. To potwierdzenie, że ten region ma wciąż duży potencjał, jeśli chodzi o rozwój krajowego wydobycia gazu. Dzięki naszemu doświadczeniu i umiejętnościom, jesteśmy w stanie budować bezpieczeństwo energetyczne kraju w oparciu o eksploatację własnych zasobów" – powiedział cytowany w komunikacie prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

Spółka podała, że wybór lokalizacji otworu Zapałów-3K poprzedziła analiza archiwalnych informacji geologiczno-geofizycznych. Dane zebrane w trakcie wiercenia odwiertu posłużą teraz do oszacowania zasobności nowego złoża i zaplanowania kolejnych prac w tym rejonie, aby optymalnie wykorzystać jego potencjał.(PAP Biznes)

epo/ gor/

"Chcemy być mocnym graczem w Europie. Docelowo będziemy mieć ponad 200 mld zł przychodów rocznie, a to jest dla porównania podobny poziom jak w przypadku hiszpańskiego Repsola, którego znaczenie i pozycja w Europie są dużo większe niż nasze. To da nam już bardzo mocną pozycję w naszym regionie, gdyż dla przykładu austriacki OMV ma 100 mld zł, a węgierski MOL 70 mld zł przychodów” – powiedział w rozmowie z PAP Biznes prezes Daniel Obajtek.

„Obecnie 40 proc. przychodów grupy Orlen pochodzi z rynku polskiego, a 60 proc. z zagranicy. Orlen jako firma multienergetyczna chce mieć zdecydowanie większe przychody, by móc realizować swoje zadania i się rozwijać. Gdybyśmy koncentrowali się wyłącznie na rynku polskim, to nasze przychody wynosiłyby około 45 mld zł, a to byłoby za mało, by przetrwać” – dodał.

W jego ocenie, w dzisiejszym świecie biznes rafineryjny jest bardzo trudny z powodu obciążeń regulacyjnych. Do tego prognozy wskazują, że po 2030 roku zużycie ropy znacząco spadnie na rzecz paliw alternatywnych. Dlatego Orlen tworzy koncern multienergetyczny, w którym połączone będą spółki przerabiające surowce, działające w zbliżonych obszarach i mogące wygenerować synergie.

"Potrzebujemy nowoczesnej petrochemii, alternatywnych paliw, nisko i zeroemisyjnych źródeł wytwarzania energii. To się zamyka w jednym koncernie, który wtedy ma zdecydowany potencjał do wdrażania nowych technologii. I może realizować kapitałochłonne inwestycje, które wzmacniają jego siłę na rynku. Spółki działając osobno są za słabe, żeby funkcjonować i inwestować w wielu obszarach, dodatkowo dublujemy się w niektórych projektach” – powiedział.

"Duże koncerny są skonstruowane w taki sposób, że mają zarówno ropę, jak i gaz. Są nastawione na produkcję petrochemiczną i wydobycie. My też chcemy w ten sposób budować Orlen” – dodał.

Prezes Obajtek jest przekonany, że przejęcia Grupy Lotos, Energi i PGNiG przyniosą grupie Orlen ogromne korzyści.

"Wszystkie trzy spółki dadzą nam potężne synergie, które stworzą nowy rynek i zdecydowanie zwiększą pakiet klientów. Jeśli patrzeć w perspektywie 6-7 lat, to połączenie z każdą z tych spółek przyniesie inne korzyści” – powiedział.

Jego zdaniem, najszybciej efekty synergii widoczne będą w przypadku Lotosu i Energi. Fuzja z PGNiG z kolei oznacza największe korzyści, ale trzeba będzie na nie poczekać dłużej.

"W pierwszym etapie największe synergie przyniesie nam Lotos, gdyż działamy w jednej branży, od razu można będzie bilansować pewne funkcje, wprowadzić wspólne zakupy ropy, nie potrzeba do tego czasu. W przypadku Energi synergie też będą bardzo szybkie” – uważa prezes Orlenu.

"Zdecydowanie większe synergie stworzy fuzja z PGNiG, jeśli mówimy np. o wspólnych zakupach, ale one nastąpią dopiero, gdy mocno rozbudujemy petrochemię czy niskoemisyjne źródła wytwarzania. Na skonsumowanie synergii w tym przypadku trzeba będzie zdecydowanie dłużej poczekać” – dodał.

PKN Orlen pod koniec kwietnia sfinalizował transakcję przejęcia 80 proc. akcji Energi, a obecnie przymierza się do przejęcia Grupy Lotos i PGNiG. Niedawno warunkowej zgody na przejęcie Lotosu udzieliła Komisja Europejska, w przypadku PGNIG przygotowywany jest wniosek prenotyfikacyjny.

Prezes Orlenu liczy, że przy rozpatrywaniu wniosku o zgodę na połączenie płockiego koncernu z PGNiG Komisja Europejska nie będzie wymagać trudnych środków zaradczych. Podobnie było przy przejęciu Energi, gdy została udzielona zgoda bezwarunkowa.

Środki zaradcze uzgodnione z Komisją Europejską przy zgodzie na przejęcie Lotosu obejmują zobowiązania PKN Orlen i Grupy Lotos w obszarach: produkcji paliw i działalności hurtowej, logistyki paliw, działalności detalicznej, paliwa lotniczego oraz asfaltu.

„Uważam, że nie będzie takich warunków zaradczych, jak w przypadku Lotosu, gdyż Orlen i Lotos to firmy, które działają na tym samym rynku i mają silną pozycję na rynku hurtowym, a w przypadku PGNiG warunki nie powinny obejmować konieczności zbycia części aktywów” – ocenia Daniel Obajtek.

W ocenie prezesa Obajtka, połączenie Orlenu i PGNiG stworzy podmiot oparty, podobnie jak jego główni europejscy konkurenci, na dwóch podstawowych surowcach: ropie naftowej i gazie.

„PGNiG szuka sposobu na siebie, ale dlaczego przy tym miałby się dublować z naszą strategią? To nie jest efektywne z punktu widzenia obu firm i polskiej gospodarki. Wchodząc w nowe obszary działalności, szczególnie w kontekście Zielonego Ładu konkurowalibyśmy nie dość, że ze sobą na rynku polskim, to jeszcze z innymi podmiotami europejskimi” – powiedział.

Zamiarem prezesa Obajtka jest zakończenie procesu łączenia i tworzenia docelowej grupy kapitałowej w ciągu półtora roku.

„Chcemy w ciągu półtora roku połączyć wszystkie spółki. Proces integracji z PGNiG ma nastąpić w podobnym czasie jak przejęcie Lotosu” – powiedział.

Prezes Obajtek poinformował, że nie zapadły jeszcze decyzje co do sposobu sfinansowania przejęć Lotosu i PGNiG. Jego zdaniem możliwe są różne warianty.

„Rozważamy wiele możliwości, ale preferowanym scenariuszem są te bezgotówkowe, skutkujące zwiększeniem udziału Skarbu Państwa w Orlenie. Tych, którzy się martwią, że Skarb Państwa ma w Orlenie tylko 27 proc. pragnę uspokoić, bo sposób rozliczenia transakcji nie jest jeszcze przesądzony” – powiedział.

Prezes ocenia, że po połączeniu grupa kapitałowa Orlenu będzie musiała przejść głębokie przeobrażenia.

„W tym momencie uruchomimy potężne projekty optymalizacyjne, którymi obejmiemy zarówno PGNiG, Lotos, Energę, jak i sam Orlen. Wszystkie podmioty muszą stanowić pewną całość. Bez tego nie uzyskalibyśmy oszczędności, optymalizacji i ciężko byłoby tym podmiotem zarządzać” – powiedział Daniel Obajtek.

„W ciągu półtora roku do dwóch lat stworzymy w grupie odpowiednie piony: gaz, ropa, petrochemia, nafta, elektroenergetyka. Będą one zarządzane z poziomu spółek zależnych, a nad nimi będzie spółka matka PKN Orlen” – dodał.

Piotr Rożek (PAP Biznes)

pr/ asa/

"Grupa Kapitałowa PKN Orlen pozostanie strategicznym odbiorcą paliwa gazowego dla PGNiG" - napisano w komunikacie.

PGNiG podał, że podstawą kalkulacji formuły cenowej w tym kontrakcie indywidualnym są rynkowe wartości indeksów cen gazu. (PAP Biznes)

seb/ ana/

W nawiązaniu do Raportu Bieżącego Nr 91/2016 oraz Nr 92/2016 Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 25 czerwca 2020 r. PGNiG oraz Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. ("PKN ORLEN") zawarły aneks do Kontraktu Indywidualnego do Umowy ramowej na dostawy paliwa gazowego do Grupy Kapitałowej PKN ORLEN z dnia 29 września 2016 r. ("Kontrakt Indywidualny").

W wyniku zawarcia aneksu dostawy surowca będą realizowane do 31 grudnia 2022 r., z opcją przedłużenia do 31 grudnia 2023 r. Grupa Kapitałowa PKN Orlen pozostanie strategicznym odbiorcą paliwa gazowego dla PGNiG.

Wartość Kontraktu Indywidualnego w okresie od 1 października 2021 r. do 31 grudnia 2023 r. szacowana jest na kwotę około 5,5 mld zł. Podstawą kalkulacji formuły cenowej w Kontrakcie Indywidualnym są rynkowe wartości indeksów cen gazu.

Patrz także: raport bieżący nr 91/2016 z dnia 28 września 2016 roku oraz raport bieżący nr 92/2016 z dnia 29 września 2016 roku.

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

kom espi zdz

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

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") podaje listę akcjonariuszy posiadających, co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu PGNiG ("ZWZ") zwołanym na dzień 24 czerwca 2020 roku wraz z określeniem liczby głosów przysługujących każdemu z nich z posiadanych akcji i wskazaniem ich procentowego udziału w liczbie głosów na tym ZWZ 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") podaje do wiadomości treści uchwał, które zostały powzięte przez Zwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG zwołane na dzień 24 czerwca 2020 roku ("ZWZ").

Zarząd PGNiG jednocześnie informuje, że projekty uchwał do pkt. 10 przyjętego porządku obrad ZWZ pt. "Podjęcie uchwał w sprawie zmian w składzie Rady Nadzorczej PGNiG S.A." nie zostały poddane pod głosowanie, w związku z brakiem jakiegokolwiek wniosku akcjonariuszy do przedmiotowego punktu.

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

kom espi zdz

Dniem dywidendy będzie 20 lipca, a jej wypłata nastąpi 3 sierpnia.

Strategia PGNiG na lata 2017-2022 przewiduje wypłatę do 50 proc. skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy. Zysk netto j.d. PGNiG wyniósł w 2019 r. 1,37 mld zł.

W 2019 r. łącznie na dywidendę trafiło 1,04 mld zł, czyli 32 proc. skonsolidowanego zysku netto za 2018 rok, co dało 0,18 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") informuje, że Zwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG ("ZWZ") na posiedzeniu w dniu 24 czerwca 2020 roku podjęło decyzję o podziale kwoty 1 628 957 224,65 zł, na którą składa się zysk finansowy netto PGNiG za rok 2019 w kwocie 1 747 606 301,26 zł oraz niepokryta strata z lat ubiegłych wynikająca z wdrożenia nowych standardów rachunkowości (MSSF 9 w 2018 roku i MSSF 16 w 2019 roku) w kwocie 118 649 076,61 zł w następujący sposób:

a) kwotę 520 048 337,13 zł przeznaczyć na wypłatę dywidendy dla akcjonariuszy;

b) kwotę 1 108 908 887,52 zł przeznaczyć na zwiększenie kapitału zapasowego Spółki.

Dywidendą objętych jest 5 778 314 857 akcji, a dywidenda przypadająca na jedną akcję wynosi 0,09 zł (słownie: dziewięć groszy). ZWZ ustaliło dzień dywidendy na 20 lipca 2020 roku, a termin wypłaty dywidendy na 3 sierpnia 2020 roku.

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

kom espi zdz

Umowy dotyczą wykonania rozbudowy części lądowej, a także części morskiej Terminalu LNG, prowadzonej w kooperacji z Zarządem Morskich Portów Szczecin i Świnoujście w formule „zaprojektuj i wybuduj”. Zakres umów obejmuje opracowanie dokumentacji projektowej (projektu budowlanego i wykonawczego), wykonanie prac budowlano-montażowych oraz rozruch instalacji i uzyskanie wymaganych pozwoleń.

Spółka Polskie LNG będzie odpowiedzialna m.in. za wybudowanie nowego zbiornika LNG o pojemności ok. 180 tys. m3 brutto i wykonanie części technologicznej nowego stanowiska statkowego służącego do rozładunku, załadunku i bunkrowania LNG.

"Realizacja tej inwestycji oznacza, że zdolności regazyfikacyjne Terminalu LNG osiągną poziom ok. 8,3 mld m3 rocznie. Po rozbudowie zwiększy się też elastyczność pracy obiektu oraz możliwości składowania gazu. Dzięki temu wzrośnie częstotliwość przyjmowanych tankowców LNG, co przełoży się na większe bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego do krajowego systemu przesyłowego. Zostaną także udostępnione nowe usługi, które będą stanowić impuls do rozwoju rynku gazu w naszym regionie Europy" - powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes spółek Polskie LNG i Gaz-System Tomasz Stępień.

Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście będzie odpowiedzialny za wybudowanie części hydrotechnicznej stanowiska statkowego, infrastruktury hydrotechnicznej pod estakadę przesyłową oraz kompletnej infrastruktury cumowniczej. (PAP Biznes)

seb/ gor/

Jak zaznaczył Polski Instytut Ekonomiczny, światowy rynek gazu odczuwa wyraźne załamanie, a Europa jest jednym z regionów, które najmocniej odczuły spadek popytu. "Łagodna zima, duża generacja prądu ze źródeł wiatrowych oraz pandemia koronawirusa spowodowały spadek konsumpcji o 7 proc. w okresie styczeń – maj 2020 r. w porównaniu do analogicznego okresu w 2019 r" - czytamy w ostatnim wydaniu "Tygodnika Gospodarczego PIE".

Zdaniem analityków globalny rynek gazu zacznie powoli wychodzić z kryzysu w 2021 r. "Jednak skutki tąpnięcia na rynku mogą być odczuwalne aż do 2025 r." - ocenili eksperci PIE, powołując się na analizy Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE). Spowolnienie wzrostu globalnego zużycia szacuje się na 4370 mld m3 rocznie lub o 0,3 pkt. proc. - co obniża średnią dynamikę wzrostu z pierwotnie przewidywanych 1,8 proc. do 1,5 proc rocznie.

PIE dodało, że prognozy dla Europy zakładają powrót do poziomu zapotrzebowania sprzed kryzysu do końca 2021 r. i dalsze utrzymywanie się popytu na stabilnym poziomie. "Wycofywanie się krajów UE z ponad 50 GW energii z elektrowni jądrowych oraz węglowych zwalnia miejsce na inne źródła energii, w tym elektrownie oparte na gazie, jednak deklaracje unijne przewidują głównie powiększanie udziału odnawialnych źródeł energii" - podkreślili.

Według analityków mimo stabilnego poziomu popytu na gaz, w następnych pięciu latach import spoza Europy wzrośnie o ok. 10 proc. Spowodowane jest to głównie spadającym wydobyciem w krajach UE. Na stabilnym poziomie ma pozostać, według prognoz, udział norweskiego gazu w europejskim zużyciu - zaznaczyło PIE.

Eksperci zwrócili uwagę, że spadek popytu znacząco odbił się na cenach gazu. Duński indeks TTF dnia następnego spadł pod koniec maja poniżej 2,5 EUR/MWh, co było najniższym dotychczas notowanym kursem. Z kolei przeciętne ceny na rynku kontraktów TTF w maju oraz pierwszej połowie czerwca wahają się w przedziale 4-6 EUR/MWh (w porównaniu do 17-18 EUR/MWh w analogicznym okresie 2019 r.). "Historycznie niskie poziomy osiągają też kontrakty na TGE" - podkreślili. Ceny na rynku dnia następnego oraz na rynku dnia bieżącego w maju i pierwszej połowie czerwca osiągały średnio niecałe 30 PLN/MWh (6,75 EUR/MWh). (PAP)

maja/ 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 - Skarbu Państwa, zgłoszony na podstawie art. 401 par. 4 Kodeksu spółek handlowych, przedstawia niniejszym treść projektu uchwały do punktu nr 13 porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG, zwołanego na dzień 24 czerwca 2020 roku, pod nazwą "Podjęcie uchwały w sprawie zmiany Statutu Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna w Warszawie".

Projekt uchwały stanowi uzupełnienie projektów uchwał, które Spółka przekazała w dniu 26 maja br. w raporcie bieżącym nr 23/2020 oraz 18 czerwca br. w raporcie nr 31/2020.

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 publicznej wiadomości zaktualizowaną treść projektu uchwały do punktu nr 12 porządku obrad Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG, zwołanego na dzień 24 czerwca 2020 roku pt. "Zatwierdzenie Polityki Wynagrodzeń Członków Zarządu i Rady Nadzorczej PGNiG S.A."("Polityka Wynagrodzeń").

Aktualizacja polega na doprecyzowaniu możliwości czasowego odstąpienia od stosowania Polityki Wynagrodzeń oraz wprowadzeniu zmian redakcyjnych.

Zaproponowany projekt uchwały stanowi uzupełnienie projektów uchwał, które Spółka przekazała w dniu 26 maja br. w raporcie bieżącym nr 23/2020 oraz aktualizuje projekt uchwały przekazanej 3 czerwca br. w raporcie bieżącym nr 26/2020.

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

kom espi zdz

W miniony wtorek Tauron i PGNiG poinformowały, że gazowa spółka rozpoczęła negocjacje w trybie wyłączności, dotyczące zakupu 100 proc. udziałów w spółce Tauron Ciepło, skupiającej aktywa ciepłownicze Grupy Tauron. Jeżeli strony dojdą do porozumienia, przejęcie kontroli nad tą spółką przez PGNiG ma nastąpić nie wcześniej niż 1 stycznia przyszłego roku.

Wiceprezes Tauron Polska Energia Marek Wadowski przyznał w czwartek, że pandemia koronawirusa wydłużyła etap wyboru oferenta do negocjacji wyłącznych w procesie sprzedaży segmentu ciepłowniczego Grupy.

"W ramach poprzedniego etapu zakończono badanie due diligence, proces uzyskiwania ofert wiążących, etap dodatkowych wyjaśnień oraz proces oceny otrzymanych dokumentów. Teraz możemy zacząć bezpośrednie negocjacje z PGNiG dotyczące szczegółów potencjalnej transakcji, którą chcielibyśmy sfinalizować w pierwszym kwartale 2021 roku" - poinformował PAP Wadowski.

Jego zdaniem, udzielenie wyłączności negocjacyjnej na rzecz PGNiG zostało pozytywnie odebrane przez analityków giełdowych. Przedstawiciele Grupy liczą, że "zielony zwrot", którego częścią jest planowana sprzedaż aktywów ciepłowniczych, w perspektywie przyczyni się do dalszego wzrostu wartości spółki.

Z danych wynika, że w ciągu ostatniego roku (od 17 czerwca 2019 r. do 16 czerwca 2020 r.) zachowanie akcji spółki Tauron Polska Energia wyróżniało się na tle notowań pozostałych krajowych grup energetycznych - Tauron jest liderem pod względem wzrostu kursu, który w skali roku jest wyższy o prawie 50 proc. W ciągu roku wartość rynkowa Tauronu wzrosła o prawie 1,3 mld zł, osiągając poziom 3,9 mld zł. W odniesieniu do tegorocznego minimum z 12 marca br., kurs akcji wzrósł o 157 proc.

Kursy PGE i Enei w ciągu minionego roku spadły odpowiednio o 16 i 12 proc., a kurs Energi (ze względu na ogłoszone wezwanie na jej akcje ogłoszone przez PKN Orlen z ceną 7 zł), zachowywał się dość stabilnie i wzrósł o 11 proc.

Ogłoszona w ub. roku przez zarząd Tauronu strategia tzw. zielonego zwrotu zakłada zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym Grupy do blisko 30 proc. w roku 2025 i ponad 65 proc. w roku 2030. Planowane są m.in. inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie, farmy fotowoltaiczne oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. Dziś moce wytwórcze Tauronu oparte są głównie o węgiel kamienny. Grupa chce o połowę zredukować emisję CO2 w perspektywie 2030 r.

Tauron Polska Energia jest spółką dominującą w Grupie Tauron – jednym z największych podmiotów gospodarczych w Polsce, dysponującym kapitałem własnym w wysokości ponad 19 mld zł i zatrudniającym ponad 25 tys. pracowników.

Grupa dostarcza ponad 51 TWh energii elektrycznej rocznie do 5,6 mln klientów końcowych - jest największym dystrybutorem energii elektrycznej w Polsce, a także drugim co do wielkości jej producentem i sprzedawcą w kraju oraz największym dostawcą ciepła na Górnym Śląsku. Holding kontroluje ok. 29 proc. polskich zasobów energetycznego węgla kamiennego.

Do spółki Tauron Ciepło, której przejęciem zainteresowane jest PGNiG, należą zakłady w Katowicach, Tychach i Bielsku-Białej oraz tzw. Obszar Ciepłowni Lokalnych. Łączna zainstalowana moc cieplna tych zakładów, pochodząca w większości ze źródeł kogeneracyjnych, sięga 1,1 tys. megawatów, zaś całkowita wartość zamówionej mocy przekracza 2,1 tys. megawatów. Spółka ma ok. tysiąc km sieci ciepłowniczych, dostarczając ciepło do 250 tys. gospodarstw domowych, czyli ok. 700 tys. mieszkańców.(PAP)

mab/ dym/ asa/

"Mógłbym się podpisać pod opinią prezesa PKN Orlen Daniela Obajtka, że w Polsce jest miejsce tylko na jeden koncern multienergetyczny" - powiedział wicepremier Sasin.

"Mamy świadomość, że w Polsce funkcjonują podmioty zagraniczne w skali globalnej i dlatego my musimy zbudować podmiot, który mógłby stanowić konkurencję dla nich zarówno na polskim rynku jak i globalnie. Nie możemy więc naszych sił i aktywów rozdrabniać. Musimy myśleć nad budową mocnego podmiotu" - dodał wicepremier.

"W moim przekonaniu w Polsce jest miejsce na jeden koncern multienergetyczny. Przejęcie Energi i Lotosu to pierwszy krok w kierunku budowy takiego koncernu. To będzie proces długi" - powiedział dziennikarzom prezes Orlenu Daniel Obajtek.

"Niczego nie wykluczamy, ale obecnie żadne prace nad koncepcją połączenia PKN Orlen z PGNiG nie mają miejsca" - powiedział wicepremier Sasin pytany, czy w ramach budowy koncernu możliwe by było połączenie Orlenu z PGNiG.

Dodał, że obecnie trwa etap łączenia Orlenu z Energą i Lotosem.

Prezes Obajtek odmówił komentarzy na temat tego, czy Orlen jest zainteresowany przejęciem PGNiG. Zastrzegł jedynie, że nie będzie żadnych decyzji o innych przejęciach dopóki nie zostaną zakończone negocjacje z Komisją Europejską w sprawie połączenia z Lotosem.

W czwartek prezes PKN Orlen ocenił, że termin 22 lipca na decyzję Komisji Europejskiej w sprawie rozpatrzenia wniosku dotyczącego planowanego połączenia z Grupą Lotos jest terminem ostatecznym. Dodał, że nie zgodzi się na jego wydłużenie.

Pod koniec maja Komisja Europejska wydłużyła do 22 lipca 2020 roku termin na rozpatrzenie wniosku PKN Orlen w sprawie planowanego połączenia z Grupą Lotos. Wcześniej termin wydania decyzji przypadał na 30 czerwca.

Na początku czerwca prezes Orlenu ocenił, że w Polsce powinien być tylko jeden koncern multienergetyczny i nie ma miejsca na dwa takie podmioty.

Dodał, że budowie takiego koncernu służą przeprowadzane przez Orlen inwestycje i przejęcia, w tym Grupy Lotos i Energi. (PAP Biznes)

pr/ doa/ asa/

"Niczego nie wykluczamy, ale obecnie żadne prace nad koncepcją połączenia PKN Orlen z PGNiG nie mają miejsca" - powiedział wicepremier Sasin pytany, czy w ramach budowy koncernu możliwe by było połączenie Orlenu z PGNiG.

"Mógłbym się podpisać pod opinią prezesa PKN Orlen Daniela Obajtka, że w Polsce jest miejsce tylko na jeden koncern multienergeyczny" - dodał Sasin. (PAP Biznes)

pr/ doa/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka") otrzymał informację o zatwierdzeniu decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki ("Prezes URE") z dnia 16 czerwca 2020 roku Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 9 ("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 10,6%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Taryfa Detaliczna dotyczy jedynie odbiorców paliw gazowych w gospodarstwie domowym.

Nowa Taryfa Detaliczna będzie obowiązywać od 1 lipca 2020 roku. Zgodnie z decyzją Prezesa URE termin obowiązywania Taryfy Detalicznej określony został na 31 grudnia 2020 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

Niższa taryfa oznacza spadek średnich płatności w części rachunku płaconej PGNiG OD o 9,8 proc. dla odbiorców używających gazu wysokometanowego oraz gazu zaazotowanego Ls i o 9,7 proc. dla odbiorców gazu zaazotowanego Lw.

URE podał, że do obniżki 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 jego transport (dystrybucję) - ze względu na skalę działania Polskiej Spółki Gazownictwa, najczęściej wg taryfy tej spółki. Skutek wprowadzenia nowej taryfy w życie dla płatności kompleksowych (łącznie za gaz i jego dostawę) będzie niższy niż w przypadku cen gazu, ze względu na niezmienione stawki opłat abonamentowych oraz za usługę dystrybucji paliw gazowych. (PAP Biznes)

epo/ asa/

"Tauron Ciepło to stabilna spółka działająca w regulowanym segmencie rynku. Jednak dziś przyspieszamy realizację Zielonego Zwrotu i wchodzimy w Odnawialne Źródła Energii. Sprzedaż segmentu ciepłowniczego ułatwi nam zieloną transformację" – powiedział, cytowany w komunikacie prasowym, prezes Tauronu Filip Grzegorczyk.

Tauron poinformował, że na podstawie przebiegu negocjacji może zdecydować o przedłużeniu przyznanego okresu wyłączności na czas niezbędny do finalizacji negocjacji dokumentacji transakcyjnej.

Celem negocjacji jest określenie warunków potencjalnej transakcji sprzedaży całego posiadanego przez Tauron pakietu udziałów, a zawarcie transakcji uzależnione jest od spełnienia istotnych warunków zawieszających, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych i korporacyjnych. Tauron zakłada, że ewentualne przejęcie kontroli PGNiG nad spółką nastąpi nie wcześniej niż 1 stycznia 2021 r.

Tauron - jak podano - dopuszcza także możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. Dysponuje sieciami ciepłowniczymi o łącznej długości 857 km zlokalizowanymi w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Na moce wytwórcze spółki składa się łącznie 1160 MWt mocy cieplnej oraz 347 MWe mocy elektrycznej, które ulokowane są w 3 elektrociepłowniach oraz obszarze ciepłowni lokalnych. W 2019 r. Tauron Ciepło wygenerował sprzedaż ciepła na poziomie 12,01 PJ (przy produkcji własnej na poziomie 6,02 PJ) oraz energii elektrycznej netto na poziomie 1,20 TWh.

PGNiG podał, że zakup udziałów w spółce jest zgodny ze strategią grupy na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku w zakresie rozwoju PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

W listopadzie 2019 r. Tauron informował, że zdecydował o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki Tauron Ciepło, które może zakończyć się złożeniem ofert wiążących. Zamiar sprzedaży segmentu ciepłowniczego Tauron ujawnił w maju 2019 r. podczas prezentacji założeń Zielonego Zwrotu Taurona.

Zgodnie z przyjętymi wówczas zaktualizowanymi kierunkami rozwoju, transformacja miksu energetycznego grupy będzie wspierana optymalizacją portfela aktywów. Celem strategicznym Taurona jest zwiększenie do dwóch trzecich udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym grupy i redukcja o połowę emisji CO2 w perspektywie 2030 roku. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Celem negocjacji jest określenie warunków potencjalnej transakcji sprzedaży całego posiadanego przez Tauron pakietu udziałów, a zawarcie transakcji uzależnione jest od spełnienia istotnych warunków zawieszających, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych i korporacyjnych.

Tauron - jak podano - dopuszcza także możliwość anulowania procesu zmierzającego do zawarcia transakcji.

Spółka Tauron Ciepło prowadzi działalność związaną z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. Dysponuje sieciami ciepłowniczymi o łącznej długości 857 km zlokalizowanymi w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Na moce wytwórcze spółki składa się łącznie 1160 MWt mocy cieplnej oraz 347 MWe mocy elektrycznej, które ulokowane są w 3 elektrociepłowniach oraz obszarze ciepłowni lokalnych. W 2019 r. Tauron Ciepło wygenerował sprzedaż ciepła na poziomie 12,01 PJ (przy produkcji własnej na poziomie 6,02 PJ) oraz energii elektrycznej netto na poziomie 1,20 TWh.

PGNiG podał, że zakup udziałów w spółce jest zgodny ze strategią grupy na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku w zakresie rozwoju PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

W listopadzie 2019 r. Tauron informował, że zdecydował o dopuszczeniu oferentów do badania due diligence spółki Tauron Ciepło, które może zakończyć się złożeniem ofert wiążących. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG", "Emitent") informuje, że w dniu 16 czerwca 2020 r. PGNiG rozpoczął negocjacje w trybie wyłączności z Tauron Polska Energia S.A. dotyczące nabycia 100% udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. ("Transakcja").

Finalizacja Transakcji planowana jest na I kwartał 2021 roku i uzależniona jest od spełnienia istotnych warunków zawieszających, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych i korporacyjnych.

TAURON Ciepło Sp. z o.o. prowadzi działalność związaną w głównej mierze z wytwarzaniem, dystrybucją i sprzedażą ciepła oraz wytwarzaniem energii elektrycznej. TAURON Ciepło Sp. z o.o. dysponuje sieciami ciepłowniczymi o łącznej długości 857 km zlokalizowanymi w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Na moce wytwórcze TAURON Ciepło Sp. z o.o. składa się łącznie 1160 MWt mocy cieplnej oraz 347 MWe mocy elektrycznej, które ulokowane są w 3 elektrociepłowniach oraz obszarze ciepłowni lokalnych. W 2019 r. TAURON Ciepło Sp. z o.o. wygenerował sprzedaż ciepła na poziomie 12,01 PJ (przy produkcji własnej na poziomie 6,02 PJ) oraz energii elektrycznej netto na poziomie 1,20 TWh.

Zakup udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. jest zgodny ze Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowaną raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 r., w zakresie rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze energetyki i ciepłownictwa.

Jednocześnie PGNiG informuje, że na podstawie art. 17 ust. 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 r. w sprawie nadużyć na rynku (rozporządzenie 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 opóźniła ujawnienie następujących informacji poufnych:

- decyzji Zarządu PGNiG z dnia 17 września 2019 roku o złożeniu wstępnej, niewiążącej oferty nabycia 100% udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. należących do spółki Tauron Polska Energia S.A.

- decyzji Zarządu PGNiG z dnia 19 maja 2020 roku o złożeniu wiążącej oferty nabycia 100% udziałów w spółce TAURON Ciepło Sp. z o.o. należących do spółki Tauron Polska Energia S.A.

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

kom espi zdz

Gazprom nie odniósł się do oczekiwanego przez PGNiG zwrotu nadpłaty za gaz dostarczany po 1 listopada 2014 roku. Zaznaczono jedynie, że Gazprom i Gazprom Export odwołują się od decyzji Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie z marca br.

Aneks do kontraktu został podpisany "bez uszczerbku dla stanowiska" Gazpromu podczas apelacji od decyzji Trybunału Arbitrażowego - oświadczył koncern.

Dodał następnie: "oprócz tego, również zgodnie z kontraktem firmy prowadzą rozmowy o zrewidowaniu ceny kontraktowej od 2017 roku. Gazprom Export uważa, iż są wystarczające podstawy do zrewidowania ceny w kierunku zwiększenia".

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) poinformowało w poniedziałek, że zawarło z Gazpromem aneks do kontraktu jamalskiego, w którym m.in. uzgodniono, że 1 lipca 2020 r. rosyjski koncern zwróci ok. 1,5 mld dolarów nadpłaty za gaz dostarczany po 1 listopada 2014 r.

W aneksie strony potwierdziły zasady stosowania formuły cenowej zakupu gazu dostarczanego w ramach kontraktu jamalskiego, a wskazanej w wyroku Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie z 30 marca 2020 r. - wyjaśniło PGNiG. Aneks został podpisany 5 czerwca 2020 r. w formie elektronicznej, a następnie, do dnia 15 czerwca 2020 r., złożono podpisy i dokonano wymiany oryginałów dokumentów. Zgodnie z prawem europejskim, publikacja informacji o zawarciu aneksu została opóźniona do momentu podpisania i wymiany pomiędzy stronami oryginałów.

30 marca 2020 r. PGNiG wygrało w arbitrażu spór z Gazpromem o ceny gazu w kontrakcie jamalskim. Na mocy wyroku trybunału w Sztokholmie nowa cena ma być naliczana od 1 listopada 2014 r. Polski koncern oszacował, że powinien odzyskać od Gazpromu ponad 6 mld zł nadpłaty, i zapowiedział podjęcie kroków w tym kierunku.

Na początku czerwca 2020 r. Gazprom złożył skargę na wyrok arbitrażu do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie, domagając się w niej uchylenia wyroku końcowego z 30 marca. PGNiG podkreślało wtedy, że skarga nie wpływa na realizację wyroku arbitrażu, a poza tym Sąd Apelacyjny w Sztokholmie bada zaskarżone postępowanie arbitrażowe jedynie pod względem proceduralnym i nie ma możliwości zmiany wyroku arbitrażu w zakresie merytorycznym. (PAP)

awl/ ap/ je/ asa/

PGNiG podpisał 5 czerwca z rosyjskim Gazpromem aneks do kontraktu jamalskiego, w ramach którego polska spółka spodziewa się otrzymania do 1 lipca 2020 roku ok 1,5 mld USD netto zwrotu.

W reakcji na tę informację akcje PGNiG rosną podczas poniedziałkowej sesji o 8,5 proc., do 4,7 zł.

"Jest to informacja pozytywna, uważamy, że rynek nie oczekiwał tak szybkiej zgody Gazpromu na wypłatę rekompensaty i mógł mieć wątpliwości co do skali wypłaty (nawet po wcześniejszym szacunku PGNIG w wysokości 1,5 mld USD)" - napisał Michał Kozak w komentarzu Trigon DM.

W modelu analityk Trigon DM uwzględnił konserwatywnie 30 proc. wypłaty w 2021 roku.

"Uwzględnienie zmian (100 proc. wypłaty w tym roku) podwyższyłoby naszą wycenę docelową o ponad 0,5 PLN/akcję, z naszej poprzedniej wyceny docelowej 4,1 PLN (rekomendacja +kupuj+)" - napisał.

"Uważamy, że news może pozytywnie wpłynąć również na oczekiwania dywidendowe (część z tej kwoty może zostać przeznaczona na wyższą dywidendę za ten rok niż pierwotnie rekomendowana). Większość kwoty powinna jednak trafić na inwestycje w kolejnych latach" - dodał.

Prezes PGNiG Jerzy Kwieciński podczas poniedziałkowej konferencji prasowej podtrzymał wcześniejsze zapowiedzi, że środki uzyskane tytułem rekompensaty ze strony Gazpromu PGNiG przeznaczyć chce na inwestycje rozwojowe.

W treści podpisanego aneksu Gazprom i PGNiG potwierdziły zasady stosowania formuły cenowej zakupu gazu dostarczanego w ramach kontraktu jamalskiego, wskazanej w wyroku końcowym Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie wydanego w dniu 30 marca 2020 r. Ponadto w aneksie określone zostały warunki wzajemnego rozliczenia pomiędzy stronami skutków finansowych wynikających z zastosowania nowej formuły cenowej z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2014 r.

Na mocy wyroku końcowego Trybunał Arbitrażowy zmienił w marcu 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 oznacza 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.

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. (PAP Biznes)

pr/ ana/

"W treści aneksu strony potwierdziły zasady stosowania formuły cenowej zakupu gazu dostarczanego w ramach Kontraktu Jamalskiego, wskazanej w wyroku końcowym Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie wydanego w dniu 30 marca 2020 r. Ponadto w Aneksie określone zostały warunki wzajemnego rozliczenia pomiędzy stronami skutków finansowych wynikających z zastosowania nowej formuły cenowej z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2014 r. W konsekwencji spółka spodziewa się zwrotu nadpłaty przez Gazprom na rzecz PGNiG w kwocie około 1,5 mld USD netto, zgodnie z oceną wskazaną w raporcie bieżącym nr 13/2020 z dnia 30 marca 2020 r. Termin płatności przez Gazprom uzgodniono na do dnia 1 lipca 2020 r." - napisano.

PGNiG poinformowało w marcu 2020 roku o wygranym w arbitrażu sporze z Gazpromem.

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.

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. (PAP Biznes)

epo/ asa/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, o zawarciu aneksu ("Aneks") do kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. pomiędzy PGNiG a PAO Gazprom/OOO Gazprom Export ("Kontrakt Jamalski"). Aneks został podpisany z dniem 5 czerwca 2020 r. w formie elektronicznej, a następnie, do dnia 15 czerwca 2020 r., złożono podpisy i dokonano wymiany oryginałów dokumentów.

W treści Aneksu Strony potwierdziły zasady stosowania formuły cenowej zakupu gazu dostarczanego w ramach Kontraktu Jamalskiego, wskazanej w wyroku końcowym Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie wydanego w dniu 30 marca 2020 r. Ponadto w Aneksie określone zostały warunki wzajemnego rozliczenia pomiędzy Stronami skutków finansowych wynikających z zastosowania nowej formuły cenowej z mocą wsteczną od dnia 1 listopada 2014 r. W konsekwencji Spółka spodziewa się zwrotu nadpłaty przez Gazprom na rzecz PGNiG w kwocie około 1,5 mld USD netto, zgodnie z oceną wskazaną w raporcie bieżącym nr 13/2020 z dnia 30 marca 2020 r. Termin płatności przez Gazprom uzgodniono na do dnia 1 lipca 2020 r.

PGNiG 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.

Publikacja informacji dot. zawarcia Aneksu została opóźniona w dniu 5 czerwca 2020 roku do momentu podpisania i wymiany pomiędzy stronami oryginałów Aneksu, zgodnie Art. 17 ust 4 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) Nr 596/2014 z dnia 16 kwietnia 2014 roku w sprawie nadużyć na rynku oraz uchylające dyrektywę2003/6/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

"Nasza grupa dokonuje zielonego zwrotu. Idziemy w kierunku OZE, tych klasycznych: energetyki wiatrowej, słonecznej, ale i paliw alternatywnych: w kierunku biometanu, wodoru. Działania, które rozpoczynamy w tym segmencie, zawarte będą w aktualizacji naszej strategii, którą chcemy przedstawić do końca roku, ale szereg działań, które wchodzą w ten segment, uruchamiamy już w tej chwili" - powiedział prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

"Deklarowaliśmy, że wiele naszych działań, szczególnie w obszarze OZE, będziemy chcieli realizować z partnerami. Jeśli będą tego typu ciekawe propozycje, to jesteśmy na to otwarci. Zainteresowani jesteśmy zarówno przejmowaniem aktywów, nawet całych spółek, które w tym obszarze działają, jak również jesteśmy otwarci na współpracę" - dodał.

Arkadiusz Sekściński, wiceprezes PGNiG ds. rozwoju, poinformował, że działania spółki w zakresie energetyki odnawialnej będą miały dwutorowy charakter.

"Zaczniemy od działań wewnętrznych, żeby maksymalnie wykorzystać możliwości wewnątrz grupy kapitałowej PGNiG. W pierwszym kroku zamontujemy panele fotowoltaiczne w naszej głównej siedzibie, przy ul. Kasprzaka w Warszawie. Będzie to miało miejsce w sierpniu. Właśnie kończymy postępowania zakupowe, wkrótce będziemy mogli ogłosić, kto będzie odpowiedzialny za posadowienie paneli. Dołączymy tym samym do grona prosumentów, mając do dyspozycji 1000 kW w naszej centrali" - powiedział Sekściński.

Dodał, że celem jest też wykorzystanie gruntów oraz dachów budynków biurowych i magazynów w całej grupie kapitałowej PGNiG.

"Dokonaliśmy selekcji terenów, na podstawie naszych analiz możemy stwierdzić, że możemy mieć nawet 40 MW energii na naszych gruntach od Podkarpacia, Sanoka, przez woj. świętokrzyskie, wielkopolskie, kujawsko-pomorskie, aż po nasze tereny w województwie pomorskim. Mamy ponad 125 tys. metrów kwadratowych dachów, które zweryfikowaliśmy pod kątem posadowienia paneli fotowoltaicznych" - powiedział wiceprezes.

"Oprócz działań wewnątrz grupy kapitałowej bardzo mocno otwieramy się na współpracę z zewnętrznymi partnerami. Chcemy zaangażować nakłady inwestycyjne nawet do 4 mld zł. Docelowo w perspektywie kilku lat chcemy mieć portfel w wietrze i fotowoltaice o mocy nawet 900 MW. Będziemy przez kilka najbliższych lat poszukiwać atrakcyjnych projektów do akwizycji zarówno w obszarze fotowoltaiki, jak i farm wiatrowych" - dodał.

Sekściński deklaruje otwartość na projekty fotowoltaiczne zarówno mniejszej skali, do 1 MW, jak i duże projekty, o mocy kilkudziesięciu MW.

"Mamy świadomość, że są projekty, które mają pozwolenia na budowę lub umowy przyłączeniowe. Liczymy, że wśród naszych partnerów znajdziemy takie podmioty, od których będziemy mogli tego typu projekty zakupić, żeby one już funkcjonowały w ramach dedykowanego podmiotu PGNiG dla energetyki odnawialnej" - powiedział.

Również w przypadku farm wiatrowych PGNiG jest zainteresowane projektami bardzo zaawansowanymi, które mają pozwolenie na budowę lub umowy przyłączeniowe.

"Z czasem rozważymy to, by budować własne kompetencje. Będziemy chcieli wykorzystać synergie wewnątrz grupy" - powiedział Sekściński.

PGNIG pozostaje też zainteresowany obszarem morskich farm wiatrowych.

"Na ukończeniu są plany związane z obszarami morskimi i możliwościami lokalizowania tam dodatkowych projektów wiatrowych, przyglądamy się temu" - powiedział wiceprezes.

Zarząd PGNiG przyjął kierunkowy plan działań w zakresie przyszłych inwestycji w sektorze OZE. Na zbudowanie segmentu OZE w ciągu najbliższych kilku lat, poza horyzontem roku 2022, PGNiG zamierza przeznaczyć nawet do 4 mld zł. Docelowo pomoże to osiągnąć moc wytwórczą na poziomie nawet 900 MW.

Ostateczny zakres celów strategicznych w ramach segmentu działalności grupy oraz poziom przewidywanych na ich realizację nakładów inwestycyjnych będą przedmiotem analiz i modelowania w ramach aktualizacji strategii PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r.

Kluczowymi projektami realizowanymi przez grupę w ramach budowy obszaru OZE będą m.in.: przejęcia projektów oraz stopniowe budowanie własnych kompetencji deweloperskich w obszarze energetyki wiatrowej i fotowoltaiki; opracowanie modelu franczyzowego dla inwestycji w obszarze biometanu; przedsięwzięcia o charakterze badawczo-rozwojowym i innowacyjnym w obszarze wodoru i magazynowania energii. (PAP Biznes)

pr/ pel/ asa/

"Nasza grupa dokonuje zielonego zwrotu. Idziemy w kierunku OZE, tych klasycznych: energetyki wiatrowej, słonecznej, ale i paliw alternatywnych: w kierunku biometanu, wodoru" - poinformował podczas telekonferencji prezes Jerzy Kwieciński.

"Docelowo w perspektywie kilku lat chcemy mieć portfel w wietrze i fotowoltaice o mocy nawet 900 MW" - dodał wiceprezes Arkadiusz Sekściński.

Jak poinformował, spółka jest też zainteresowana morską energetyką wiatrową.(PAP Biznes)

pel/ pr/ asa/

"Na podstawie przeprowadzonych analiz i symulacji modelu strategicznego zarząd PGNiG zdecydował o przeznaczeniu kwoty do 4 mld złotych, w okresie wykraczającym poza strategiczny dla PGNiG horyzont 2022 roku, na realizację przedsięwzięć i nabywanie projektów związanych m.in. z wytwarzaniem energii z OZE" - napisano.

Ostateczny zakres celów strategicznych w ramach segmentu działalności grupy oraz poziom przewidywanych na ich realizację nakładów inwestycyjnych będą przedmiotem analiz i modelowania w ramach aktualizacji strategii PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r.

Kluczowymi projektami realizowanymi przez grupę w ramach budowy obszaru OZE będą m.in.: przejęcia projektów oraz stopniowe budowanie własnych kompetencji deweloperskich w obszarze energetyki wiatrowej i fotowoltaiki; opracowanie modelu franczyzowego dla inwestycji w obszarze biometanu; przedsięwzięcia o charakterze badawczo-rozwojowym i innowacyjnym w obszarze wodoru i magazynowania energii.

"Zaangażowanie w obszar OZE ma na celu zapewnienie długoterminowych i bezpiecznych warunków rozwoju dla Grupy Kapitałowej PGNiG poprzez stabilizację jej przychodów w kontekście dynamicznie zmieniającego się otoczenia makroekonomicznego i regulacyjnego" - napisano w komunikacie.(PAP Biznes)

pel/ kuc/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 9 czerwca 2020 roku przyjął kierunkowy plan działań w zakresie przyszłych inwestycji ("Plan") w sektorze Odnawialnych Źródeł Energii ("OZE"), którego realizacja pozwoli na utworzenie w ramach Grupy Kapitałowej dedykowanego obszaru kompetencyjnego odpowiadającego za OZE.

Zaangażowanie w obszar OZE ma na celu zapewnienie długoterminowych i bezpiecznych warunków rozwoju dla Grupy Kapitałowej PGNiG poprzez stabilizację jej przychodów w kontekście dynamicznie zmieniającego się otoczenia makroekonomicznego i regulacyjnego.

Kluczowymi projektami realizowanymi przez Grupę Kapitałową PGNiG w ramach budowy obszaru OZE będą m.in.:

a) przejęcia projektów oraz stopniowe budowanie własnych kompetencji deweloperskich w obszarze energetyki wiatrowej i fotowoltaiki;

b) opracowanie modelu franczyzowego dla inwestycji w obszarze biometanu;

c) przedsięwzięcia o charakterze badawczo-rozwojowym i innowacyjnym w obszarze wodoru i magazynowania energii.

Na podstawie przeprowadzonych analiz i symulacji modelu strategicznego Zarząd PGNiG zdecydował o przeznaczeniu kwoty do 4 mld złotych, w okresie wykraczającym poza strategiczny dla PGNiG horyzont 2022 roku, na realizację przedsięwzięć i nabywanie projektów związanych m.in. z wytwarzaniem energii z OZE. Ostateczny zakres celów strategicznych w ramach segmentu działalności Grupy Kapitałowej PGNiG oraz poziom przewidywanych na ich realizację nakładów inwestycyjnych będą przedmiotem analiz i modelowania w ramach aktualizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r.

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

kom espi zdz

"W ramach umowy z LG Electronics Wrocław, PGNiG Obrót Detaliczny do 2025 roku dostarczy łącznie blisko 19 tysięcy ton skroplonego gazu ziemnego. To największa umowa sprzedaży LNG w historii spółki" - powiedział Marcin Szczudło, wiceprezes PGNiG OD odpowiedzialny za obszar CNG/LNG.

"Wolumen dostaw przewidzianych dla LG jest ponad dwukrotnie wyższy niż w przypadku naszej poprzedniej największej umowy" - dodał prezes PGNiG OD Henryk Mucha.

Inwestycja koreańskiej firmy LG Chem to największa tego typu fabryka w Europie, a odbiorcami produkowanych tam baterii do samochodów elektrycznych mają być czołowe koncerny motoryzacyjne. W marcu LG Chem Wrocław Energy otrzymała z kolei kredyt w wysokości 480 mln euro na kontynuację budowy od Europejskiego Banku Inwestycyjnego.

Paliwo LNG docelowo zasili stację regazyfikacji, którą PGNiG wybuduje przy zakładzie produkcyjnym LG ulokowanym na terenie zarządzanego przez Agencję Rozwoju Przemysłu parku przemysłowego Euro-Park Kobierzyce w Biskupicach Podgórnych (woj. dolnośląskie). Zgodnie z planem stacja ma zostać uruchomiona na początku grudnia 2020 roku. Do tego czasu dostawy LNG będą realizowane do tymczasowej instalacji mobilnej. (PAP Biznes)

pr/ asa/

Z danych Bloomberga wynika, że PGNiG ma 6 rekomendacji "kupuj", dwie "trzymaj" oraz dwie "sprzedaj".

Średnia cena docelowa akcji PGNiG wynosi 4,16 zł (przedział od 2,91 do 5,46 zł). (PAP Biznes)

seb/ osz/

"Pracujemy nad aktualizacją naszej strategii, dlatego nie podamy konkretnych celów CAPEX na 2020 rok, ale spodziewamy się wydatków inwestycyjnych w tym roku na podobnym poziomie, jak w 2019 roku" - powiedział Wacławski podczas czwartkowej telekonferencji PGNiG dla analityków.

W 2019 roku grupa PGNiG przeznaczyła na inwestycje 6,58 mld zł, w tym 2,51 mld zł w segmencie poszukiwanie i wydobycie, 2,28 mld zł w dystrybucji, 1,63 mld zł w wytwarzanie i 0,16 mld zł w obrót i magazynowanie.

W pierwszym kwartale 2020 roku wydatki inwestycyjne grupy sięgnęły 1,35 mld zł, z czego 660 mln zł przeznaczono na segment poszukiwań i wydobycia, 600 mln na dystrybucję, 60 mln zł wytwarzanie, a 30 mln zł magazynowanie.

Prezes PGNiG Jerzy Kwieciński podtrzymał, że jednym z celów aktualizacji strategii grupy do 2022 roku jest dywersyfikacja przychodów i zysków.

"Jednym z celów akwizycyjnych jest ciepłownictwo. Widzimy wiele interesujących podmiotów w segmencie ciepłownictwa i elektrociepłownictwa, wiele z nich wymaga znaczących inwestycji w najbliższych miesiącach i latach, żeby przejść z węgla na gaz" - powiedział Kwieciński.

Zaznaczył, że spółka nie ujawnia żadnych nazw potencjalnych spółek do przejęcia, dopóki nie dojdzie do finalizacji transakcji. Odmówił także odpowiedzi na pytanie, czy PGNiG byłoby zainteresowane kupnem Tauronu po ewentualnym pozbyciu się przez tę spółkę aktywów węglowych. (PAP Biznes)

pr/ ana/

Rok wcześniej grupa PGNiG miała 14,34 mld zł przychodów, 2,22 mld zł EBITDA, 1,43 mld zł zysku operacyjnego oraz 1,1 mld zł zysku netto.

Spadek wyników na poziomie EBITDA, EBIT i zysku netto rdr był efektem odpisów aktualizujących na majątku trwałym związanych z wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce i za granicą. Gdyby nie odpis księgowy, wynik EBITDA w pierwszym kwartale 2020 roku byłby o 29 proc. wyższy niż rok wcześniej.

"Dane za I kwartał 2020 roku pokazują, że PGNiG jest firmą o stabilnych fundamentach biznesowych. Osiągnęliśmy dobry wynik mimo gwałtownego spadku cen węglowodorów, stosunkowo ciepłej zimy i początków epidemii koronawirusa w Polsce. Dzięki solidnym podstawom możemy dalej rozwijać działalność w kraju i zagranicą oraz spokojnie pracować nad aktualizacją strategii grupy kapitałowej PGNiG" – powiedział prezes PGNiG Jerzy Kwieciński, cytowany w komunikacie prasowym.

Koszty operacyjne spadły o 3 proc. rdr, do 12,55 mld zł.

Sprzedaż gazu przez spółki z grupy PGNiG wzrosła w pierwszych trzech miesiącach 2020 roku o 7 proc., do 10,6 mld m3.

W pierwszym kwartale tego roku wydatki inwestycyjne grupy sięgnęły 1,35 mld zł, z czego 660 mln zł przeznaczono na segment poszukiwań i wydobycia, 600 mln na dystrybucję, 60 mln zł wytwarzanie, a 30 mln zł magazynowanie.

Na koniec kwartału poziom długu netto spadł do 1 mld zł z 3,7 mld zł kwartał wcześniej.

SEGMENT POSZUKIWANIE I WYDOBYCIE

Segment znalazł się pod presją spadających notowań węglowodorów. Wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej wyniosło odpowiednio 1,16 mld m sześc. i 325 tys. ton i było praktycznie na tym samym poziomie co rok wcześniej. Przychody segmentu spadły o 26 proc. rok do roku do blisko 1,3 mld zł wskutek niższych cen węglowodorów – w I kw. 2020 r. średnia 3-miesięczna cena ropy naftowej Brent była niższa o 20 proc. r/r, a ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii spadły o 40 proc r/r.

Jednak na wyniku segmentu Poszukiwanie i Wydobycie zaważył przede wszystkim odpis na majątku trwałym w wysokości 0,8 mld zł, który również był konsekwencją sytuacji na światowych giełdach towarowych.

SEGMENT OBRÓT I MAGAZYNOWANIE

Wzrost sprzedaży gazu odnotowały wszystkie spółki z grupy prowadzące handel tym paliwem. PGNiG sprzedało za granicę prawie 0,7 mld m sześc. gazu, czyli trzykrotnie więcej niż rok temu.

Mimo wzrostu sprzedaży, przychody segmentu były niższe niż przed rokiem o 6 proc. i wyniosły ponad 11,0 mld zł, co było efektem spadku cen węglowodorów. Przełożyło się to jednak także na niższe koszty pozyskania gazu na cele handlowe.

"Z tej perspektywy szczególnie istotny był wyrok Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie z 30 marca 2020 roku, który przyznał PGNiG rację w sporze cenowym z Gazpromem i zmienił sposób ustalania ceny dostaw paliwa gazowego w kontrakcie jamalskim. Nowa formuła cenowa jest w istotny sposób powiązana z notowaniami gazu na rynkach zachodnioeuropejskich i została zastosowana do bieżących rozliczeń już w stosunku do dostaw zrealizowanych w marcu tego roku" - napisano w komunikacie prasowym PGNiG.

Skonsolidowany zysk operacyjny Obrotu i Magazynowania bez uwzględnienia amortyzacji sięgnął w pierwszym kwartale 2020 roku ponad 0,9 mld zł, co oznacza poprawę w stosunku do analogicznego okresu 2019 r., kiedy wskaźnik ten wyniósł –71 mln zł. Zasadniczy wpływ na poziom EBITDA segmentu miał dodatni wynik na realizacji instrumentów zabezpieczających.

SEGMENT DYSTRYBUCJA

Wolumen dystrybucji gazu wyniósł 3,96 mld m sześc., co oznacza 2 proc. wzrostu r/r. Stało się tak mimo ciepłej zimy – średnia temperatura kwartału była o prawie 1,2 stopnia Celsjusza wyższa niż przed rokiem.

Przychody segmentu wyniosły 1,4 mld zł. O 17 proc., do 0,63 mld zł, spadły koszty operacyjne, co było jednak efektem wdrożenia nowych zasad bilansowania systemu handlowego w dystrybucji gazu ziemnego, które obowiązują od 1 stycznia 2020 roku. Finalnie poziom EBITDA był wyższy o 22 proc. i wyniósł prawie 0,8 mld zł.

SEGMENT WYTWARZANIE

Stosunkowo wysokie temperatury w pierwszym kwartale 2020 roku spowodowały spadek wolumenu sprzedaży ciepła w segmencie o 5 proc. r/r do 16,1 PJ, co jednak zrekompensowały wyższe ceny sprzedaży. W efekcie przychody ze sprzedaży ciepła wzrosły o 2 proc. rok do roku do ponad 0,5 mld zł.

W przypadku energii elektrycznej sprzedaż wyniosła 1,38 TWh i była niższa niż przed rokiem o 9 procent, a przychody ze sprzedaży energii elektrycznej spadły o 3 proc. rok do roku.

W sumie łączne przychody i poziom EBITDA segmentu wytwarzanie wzrosły odpowiednio o 2 proc. r/r do poziomu blisko 1,0 mld zł i o 4 proc. r/r do ponad 0,4 mld zł.

(PAP Biznes)

pr/

Rok wcześniej grupa PGNiG miała 14,34 mld zł przychodów, 2,22 mld zł EBITDA, 1,43 mld zł zysku operacyjnego oraz 1,1 mld zł zysku netto.

Koszty operacyjne spadły o 3 proc. rdr, do 12,55 mld zł.

Sprzedaż gazu przez spółki z grupy PGNiG wzrosła w pierwszych trzech miesiącach 2020 roku o 7 proc., do 10,6 mld m3.

W pierwszym kwartale tego roku wydatki inwestycyjne grupy sięgnęły 1,35 mld zł, z czego 660 mln zł przeznaczono na segment poszukiwań i wydobycia, 600 mln na dystrybucję, 60 mln zł wytwarzanie, a 30 mln zł magazynowanie.

Na koniec kwartału poziom długu netto spadł do 1 mld zł z 3,7 mld zł kwartał wcześniej. (PAP Biznes)

pr/

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 treść projektu uchwały do punktu nr 12 porządku Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy PGNiG zwołanego na dzień 24 czerwca 2020 roku pt. "Zatwierdzenie Polityki Wynagrodzeń Członków Zarządu i Rady Nadzorczej PGNiG S.A."

Zaproponowana uchwała stanowi uzupełnienie projektów uchwał, które Spółka przekazała w dniu 26 maja br. w raporcie bieżącym nr 23/2020.

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

kom espi zdz

Polska spółka poinformowała we wtorek, że Gazprom złożył skargę na wyrok arbitrażu w sporze z PGNiG. Jak dodano, treść skargi Gazpromu nie jest spółce znana i nie została jeszcze jej formalnie doręczona. Zarząd polskiej firmy jednak „powziął informację” o złożeniu do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie skargi o uchylenie wyroku końcowego z 30 marca 2020 r., wydanego przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko Gazpromowi.

"Wniesienie skargi przez Gazprom nie wpływa na realizacje wyroku arbitrażowego, co oznacza, że obie strony mają obowiązek stosować nową formułę cenową" - napisał na Twitterze Kwieciński.

"Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa ocenia, że nie ma podstaw do uchylenia korzystnego dla polskiej spółki wyroku Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie z 30 marca 2020 roku" - poinformowało we wtorkowym oświadczeniu PGNiG.

Spółka przekazała, że "Sąd Apelacyjny w Sztokholmie bada zaskarżone postępowanie arbitrażowe jedynie pod względem proceduralnym i nie ma możliwości zmiany wyroku Arbitrażu w zakresie merytorycznym". (PAP)

aop/ pad/ gor/

"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 końcowego z dnia 30 marca 2020 r." - napisano w komunikacie PGNiG.

30 marca Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał wyrok końcowy w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export dotyczącym obniżenia ceny kontraktowej za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie tzw. kontraktu jamalskiego. Spółka wstępnie szacowała, że różnica do zwrotu przez Gazprom na rzecz PGNiG wynosi około 1,5 miliarda USD za okres od 1 listopada 2014 r. do 29 lutego 2020 r.(PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka") informuje, że dnia 2 czerwca 2020 r. powziął informację o złożeniu przez stronę pozwaną (dalej "Gazprom") do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie skargi o uchylenie wyroku końcowego z dnia 30 marca 2020 r., wydanego przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie 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 końcowym Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 13/2020 z dnia 30 marca 2020 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 końcowego z dnia 30 marca 2020 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

W wyniku zawartej na okres 17 lat umowy regazyfikacji, zarezerwowana przez PGNiG moc regazyfikacji LNG wzrośnie z obecnego poziomu około 5 mld m3 gazu do około 6,2 mld m3 od 2022 roku w wyniku uruchomienia usługi przejściowej regazyfikacji, a następnie do poziomu około 8,3 mld m3 gazu po uruchomieniu usługi podstawowej od 2024 roku.

Jak podano, zwiększenie rezerwacji mocy regazyfikacji w terminalu LNG jest zgodne z obowiązującą strategią grupy PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku. (PAP Biznes)

pel/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka"), w nawiązaniu do raportu bieżącego Spółki nr 20/2020 z dnia 22 maja 2020 roku, informuje o zawarciu w dniu 29 maja 2020 roku ze spółką Polskie LNG S.A. umowy regazyfikacji w ramach przeprowadzonej procedury Open Season "Procedura Udostępnienia Terminalu LNG w Świnoujściu 2020".

W wyniku zawartej na okres 17 lat umowy regazyfikacji, zarezerwowana przez PGNiG moc regazyfikacji LNG wzrośnie z obecnego poziomu około 5 mld m3 gazu do około 6,2 mld m3 od 2022 roku w wyniku uruchomienia usługi przejściowej regazyfikacji, a następnie do poziomu około 8,3 mld m3 gazu po uruchomieniu usługi podstawowej od 2024 roku.

Zwiększenie rezerwacji mocy regazyfikacji w Terminalu LNG jest zgodne z obowiązującą Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowaną raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 roku.

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

kom espi zdz

Firmom, prowadzącym przede wszystkim działalność w sektorze wydobycia ropy i gazu w dzisiejszych, ciężkich czasach trudno na tym zarobić - powiedział PAP Kwieciński. Dotyczy to także PGNiG, co widać w szacunkowych wynikach - dodał. Dlatego tego typu firmy muszą stawać się znacznie bardziej multienergetyczne, prowadzić działalność i zarabiać w innych segmentach rynków energii.

„To się już dzieje, większość dużych firm energetycznych, jak Shell, BP, nie skupia się już wyłącznie na upstreamie. My idziemy tą samą ścieżką” - powiedział prezes. Jak dodał, sytuacja gospodarcza wywołana pandemią wymaga szczególnej ostrożności przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych.

„Jednak wiele firm będzie zmuszonych do sprzedaży aktywów. Daje to dobrą okazję do przejęcia ciekawych aktywów. Pozwolić sobie na to będą mógłby jedynie firmy o dobrej i stabilnej kondycji, a taką firmą jest właśnie PGNiG. Pandemia może pomóc nam szybciej zrealizować nasze cele strategiczne” - ocenił.

Kwieciński zaznaczył, że PGNiG nie zamierza rezygnować z działalności w upstream, przeciwnie, może wykorzystać moment do inwestycji w nowe złoża, ale jednocześnie szuka poza segmentem oil&gas; nowych okazji biznesowych, które zapewnią PGNiG stabilny i zrównoważony rozwój.

„Gaz ma do spełnienia bardzo ważną rolę paliwa pomostowego na drodze do gospodarki zeroemisyjnej. Niskie ceny gazu mogą zachęcić do inwestycji w moce gazowe, tym bardziej, że wymuszają to również regulacje klimatyczne Unii Europejskiej. W przyszłości przełoży się to na wzrost zużycia gazu, na czym z pewnością skorzysta Grupa PGNiG” - ocenił Kwieciński.

Prezes zapowiedział, że w tym roku spółka powinna zaktualizować swoją strategię na lata 2017-2022, tak by z jednej strony „odpowiadała na wyzwania na rynku ropy i gazu, spowolnienie gospodarcze, ale też na nową politykę gospodarczą UE, w tym także Zielony Ład”.

„W tej aktualizacji kwestia dywersyfikacji działalności jest bardzo ważna. Powinniśmy wejść w OZE, w paliwa alternatywne, także w transporcie” - podkreślił.

Jego zdaniem do dywersyfikacji działalności przyczyni się także wejście w sektor ciepłownictwa, „Ciepłownictwo, oparte dziś na węglu będzie musiało przechodzić na inne paliwa. Dobrym paliwem przejściowym jest gaz ziemny, ale zmierzamy w kierunku paliw alternatywnych, jak biogaz, a także wodór.

Jak przypomniał prezes Kwieciński, potencjał produkcji biometanu w Polsce jest oceniany na 7-10 mld m sześc. rocznie. „Myślę, że w przeciągu 10 lat jesteśmy w stanie zagospodarować mniej więcej jego połowę, co by oznaczało co najmniej 3-4 mld m sześc. rocznie” - ocenił. Wskazał jednocześnie, że biometan mógłby być przesyłany za pomocą sieci dystrybucyjnej oraz zasilać tak zwane sieci wyspowe, co daje zupełnie nowe perspektywy dla gazyfikacji kraju.

Kolejnym obszarem dywersyfikacji działalności PGNiG ma być wodór. Jak zaznaczył Kwieciński, firma daje sobie 4-5 lat, by opanować cały łańcuch kompetencji w obszarze wodorowym – od produkcji wodoru z wykorzystaniem energii z OZE, poprzez magazynowanie, aż po opracowanie odpowiedniej mieszanki wodoru z gazem do wykorzystania w istniejącej sieci gazowej.

Według PGNiG pomyślnie zakończony wodorowy program badawczy pozwoli w perspektywie 5 lat na przejście do kolejnego etapu - prac na rzeczywistej sieci dystrybucyjnej i sprawdzanie gotowości istniejącej infrastruktury do przyjęcia nowego paliwa. Docelowo spółka chce sprzedawać wodór nie tylko jako paliwo w transporcie, ale też jako surowiec dla odbiorców przemysłowych.

W ramach programu wodorowego PGNiG planuje budowę stacji tankowania pojazdów wodorem, instalację do produkcji „zielonego” wodoru z OZE w Oddziale PGNiG w Odolanowie, testy magazynowania, próby przesyłu gazu w doświadczalnej sieci dystrybucyjnej.(PAP)

wkr/ amac/ gor/

"Ceny na giełdach europejskich są w tym roku 3-4 razy niższe aniżeli były one rok temu (...) spadek cen gazu jest bardzo silny. (...) myślę, że w dłużnym horyzoncie tak niskie gazu się nie utrzymają, będzie wzrost" - powiedział Kwieciński. (PAP Biznes)

seb/ osz/

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

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG", "Spółka") podaje do wiadomości treści projektów uchwał, które zamierza przedstawić na Zwyczajnym Walnym Zgromadzeniu ("ZWZ") PGNiG zwołanym na dzień 24 czerwca 2020 roku.

W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 22/2020 z dnia 26 maja 2020 roku, Zarząd Spółki informuje, że projekty uchwał do pkt nr 12 i 13 planowanego porządku obrad ZWZ zostaną przekazane do publicznej wiadomości odrębnymi raportami bieżącymi.

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

kom espi zdz

Zarząd Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. w Warszawie, działając na podstawie art. 399 § 1 w związku z art. 395 § 1 Kodeksu spółek handlowych oraz § 55 Statutu Spółki, postanawia zwołać, w trybie art. 402'1 § 1 Kodeksu spółek handlowych, na dzień 24 czerwca 2020 r. na godz. 12.00 Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki PGNiG S.A., 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. Rozpatrzenie i zatwierdzenie sprawozdania finansowego PGNiG S.A. sporządzonego za rok 2019.

7. Rozpatrzenie i zatwierdzenie skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG sporządzonego za rok 2019, sprawozdania Zarządu z działalności PGNiG S.A. i Grupy Kapitałowej PGNiG w 2019 roku oraz Sprawozdania Grupy Kapitałowej PGNiG na temat informacji niefinansowych za rok 2019.

8. Podjęcie uchwał w przedmiocie absolutorium Członków Zarządu PGNiG S.A. z wykonania przez nich obowiązków w roku 2019.

9. Podjęcie uchwał w przedmiocie absolutorium Członków Rady Nadzorczej PGNiG S.A. z wykonania przez nich obowiązków w roku 2019.

10. Podjęcie uchwał w sprawie zmian w składzie Rady Nadzorczej PGNiG S.A.

11. Podjęcie uchwały w sprawie podziału zysku finansowego netto za rok 2019 oraz wyznaczenia dnia dywidendy i terminu wypłaty dywidendy.

12. Zatwierdzenie Polityki Wynagrodzeń Członków Zarządu i Rady Nadzorczej PGNiG S.A.

13. Podjęcie uchwały w sprawie zmian Statutu Spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna w Warszawie.

14. 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 8 czerwca 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 17 czerwca 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 19 czerwca 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

Zarząd proponuje, aby ustalić dzień dywidendy na 20 lipca, a jej wypłaty na 3 sierpnia 2020 roku.

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

Zysk netto j.d. PGNiG wyniósł w 2019 r. 1,37 mld zł.

W 2019 r. łącznie na dywidendę trafiło 1,04 mld zł, czyli 32 proc. skonsolidowanego zysku netto za 2018 rok, co dało 0,18 zł dywidendy na akcję. (PAP Biznes)

doa/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że w dniu 26 maja 2020 roku podjął decyzję o rekomendowaniu Walnemu Zgromadzeniu PGNiG przeznaczenia kwoty 520 048 337,13 zł z zysku netto za 2019 rok na wypłatę dywidendy. Oznacza to wypłatę dywidendy na jedną akcję w wysokości 0,09 zł.

Zarząd PGNiG ponadto zaproponował, aby:

a. dzień dywidendy ustanowić na 20 lipca 2020 roku,

b. dzień wypłaty dywidendy ustanowić na 3 sierpnia 2020 roku.

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

kom espi zdz

"Spodziewamy się, że jeszcze w 2020 roku wydobędziemy ze złoża Skogul ok. 115 tys. ton ropy. Współpracujemy z uznanym partnerem, z którym łączy nas bogate doświadczenie w poszukiwaniach i eksploatacji węglowodorów także na innych koncesjach. Bliskość istniejącej już infrastruktury wydobywczej korzystnie wpłynie na koszty produkcji" - powiedział cytowany w komunikacie prasowym prezes PGNiG Jerzy Kwieciński.

Spółka podała, że zasoby węglowodorów w złożu Skogul przypadające na PGNiG Upstream Norway wynoszą ok. 3,3 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej), z czego ok. 3 mln baryłek stanowi ropa naftowa.

Operatorem złoża Skogul jest Aker BP, który posiada 65 proc. udziałów w koncesji. Pozostałe udziały należą do PGNiG Upstream Norway. 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 31 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

PGNiG wydobywa obecnie ropę naftową i gaz ziemny z 7 złóż w Norwegii. (PAP Biznes)

seb/ osz/

PGNiG podało, że 22 maja operator terminala LNG w Świnoujściu - spółka Polskie LNG , w ramach przeprowadzonej procedury Open Season "Procedura Udostępnienia Terminalu LNG w Świnoujściu 2020" dokonał alokacji mocy podstawowej i przejściowej usługi regazyfikacji oraz usług dodatkowych w m.in. w zakresie załadunku tankowców LNG, bunkrowania jednostek wykorzystujących LNG jako paliwo i przeładunku pomiędzy statkami.

"W wyniku przeprowadzonej procedury Open Season, po zawarciu umowy regazyfikacji ze spółką Polskie LNG, zarezerwowana przez PGNiG moc regazyfikacji LNG wzrośnie z obecnego poziomu 5 mld m3 gazu do około 6,2 mld m3 od 2022 roku w wyniku uruchomienia usługi przejściowej regazyfikacji, a następnie do poziomu około 8,3 mld m3 gazu po uruchomieniu usługi podstawowej od 2024 roku. Rezerwacja zwiększonych zdolności regazyfikacji w terminalu LNG umożliwi spółce realizację celów strategicznych związanych z dywersyfikacją kierunków dostaw gazu oraz zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego kraju" - napisano.

Umowa z Polskim LNG zostanie zawarta na 17 lat. Podstawą opłat za usługi będzie taryfa zatwierdzona przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Spółka podała, że zwiększenie rezerwacji mocy regazyfikacji w terminalu LNG jest zgodne z obowiązującą strategią grupy kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku. (PAP Biznes)

epo/ gor/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka") informuje, że w dniu 22 maja 2020 roku operator terminala LNG w Świnoujściu - spółka Polskie LNG S.A. ("Polskie LNG"), w ramach przeprowadzonej procedury Open Season "Procedura Udostępnienia Terminalu LNG w Świnoujściu 2020" ("Open Season") dokonał alokacji mocy podstawowej i przejściowej usługi regazyfikacji oraz usług dodatkowych w m.in. w zakresie: załadunku tankowców LNG, bunkrowania jednostek wykorzystujących LNG jako paliwo i przeładunku pomiędzy statkami.

W wyniku przeprowadzonej procedury Open Season, po zawarciu umowy regazyfikacji ("Umowa") ze spółką Polskie LNG, zarezerwowana przez PGNiG moc regazyfikacji LNG wzrośnie z obecnego poziomu 5 mld m3 gazu do około 6,2 mld m3 od 2022 roku w wyniku uruchomienia usługi przejściowej regazyfikacji, a następnie do poziomu około 8,3 mld m3 gazu po uruchomieniu usługi podstawowej od 2024 roku. Rezerwacja zwiększonych zdolności regazyfikacji w terminalu LNG umożliwi Spółce realizację celów strategicznych związanych z dywersyfikacją kierunków dostaw gazu oraz zapewnieniem bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Umowa zostanie zawarta na okres 17 lat. Podstawą opłat za usługi będzie taryfa, obowiązująca w okresie trwania Umowy, zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Zwiększenie rezerwacji mocy regazyfikacji w Terminalu LNG jest zgodne z obowiązującą Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, opublikowaną raportem bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 roku.

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

kom espi zdz

PGNiG w czwartek wieczorem podał wstępne szacunki wyników za pierwszy kwartał 2020 roku. Skonsolidowany zysk netto PGNIG wyniósł w tym okresie 0,78 mld zł wobec 1,1 mld zł przed rokiem. Średnia prognoz analityków ankietowanych przez PAP Biznes wynosiła 511 mln zł.

Według szacunków, skonsolidowane przychody PGNiG spadły w I kw. do 13,76 mld zł z 14,3 mld zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes wskazywał na przychody na poziomie 11,48 mld zł.

Skonsolidowany wynik EBITDA spadł do 2,08 mld zł z 2,22 mld zł rok wcześniej i był wyższy o ponad 23 proc. od średniej prognoz analityków. Skonsolidowany szacunkowy wynik operacyjny spadł do 1,21 mld zł z 1,43 mld zł. Konsensus wynosił 882 mln zł.

Wynik EBITDA PGNiG w segmencie poszukiwanie i wydobycie spadł do 70 mln zł z 1,3 mld zł rok wcześniej (wynik zawiera odpis aktualizujący majątek trwały w wysokości 0,76 mld zł). W segmencie obrót i magazynowanie zysk wzrósł do 0,91 mld zł z 70 mln zł straty przed rokiem - zmiana wartości zapasów podwyższyła wynik o 0,25 mld zł, rok wcześniej było to 40 mln zł. EBITDA w segmencie dystrybucyjnym wzrosła do 0,77 mld zł z 0,63 mld zł, a w segmencie wytwarzania do 0,42 mld zł z 0,4 mld zł.

"Wyniki PGNIG są wyraźnie lepsze od oczekiwań. Główną przyczyną tak dobrych wyników jest hedging w wysokości 819 mln zł wobec naszych oczekiwań na poziomie 0 zł. Dobry wynik PGNiG na hedgingu to analogiczna sytuacja jak ostatnio w przypadku wyników PKN Orlen" - powiedział PAP Biznes Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ.

"Wyniki oceniamy pozytywnie. Po skorygowaniu o efekt hedgingu byłyby zbliżone do konsensusu, jednak traktujemy to jako element działalności operacyjnej, która może być istotnym buforem przy obserwowanej przecenie gazu" - napisał Michał Kozak w porannym raporcie Trigon DM.

Kolejnym czynnikiem, który w opinii analityka DM BOŚ mógł spowodować odchylenie wyników od konsensusu, jest dodatni efekt bilansowania w segmencie dystrybucji w wysokości 16 mln zł wobec jego oczekiwań minus 150 mln zł.

"Historycznie zazwyczaj mieliśmy mocny efekt in minus bilansowania w pierwszym i czwartym kwartale, co było offsetowane przez dodatkowe bilansowanie w drugim i trzecim kwartale. Teraz spółka po raz pierwszy pokazała plus w pierwszym kwartale i jest to efekt nowych regulacji, które prawdopodobnie wypłaszczyły efekt bilansowania" - powiedział Prokopiuk.

"Trzeci czynnik to brak suchych odwiertów w upstreamie. Zakładaliśmy minus 75 mln zł, a spółka nic nie podaje w danych wstępnych, więc spodziewam się, że nie miało to dużego znaczenia" - dodał.

Analitycy oczekują pozytywnej reakcji rynku na wstępne dane wyniki PGNiG, chociaż optymizm inwestorów mogą studzić spadające ceny gazu.

"Pozytywna reakcja na wyniki może być ograniczona przez spadek cen gazu na TTF do 3 EUR/MWh. Przecena na surowcu to efekt słabego popytu w otoczeniu koronawirusa oraz zwiększonej generacji elektrowni wiatrowych (oraz jej udziału w mixie energetycznym). Wyższe temperatury ograniczają popyt na gaz dla celów grzewczych, przy jednoczesnym braku popytu na energię z tytułu klimatyzacji, przy trwających ograniczeniach aktywności biznesowej. Presję na ceny wywołuje też rosnąca podaż gazu do Europy zarówno przez LNG, jak i z rurociągów" - napisał Michał Kozak w porannym raporcie Trigon DM.

"Reakcja na kursie powinna być pozytywna ze względu na rozmiary niespodzianki związanej z wynikami PGNiG. Trzeba sobie jednak zdawać sprawę, że wyniki w kolejnych kwartałach powinny być słabsze, a to, co nas martwi, to bardzo niskie ceny gazu, które spadły licząc zarówno rok do roku, jak i od początku stycznia 2020 roku po ponad 60 proc." - powiedział Łukasz Prokopiuk z DM BOŚ

Publikacja pełnego raportu PGNiG za I kwartał planowana jest na 4 czerwca. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Według szacunków, skonsolidowane przychody PGNiG spadły w I kw. do 13,76 mld zł z 14,3 mld zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes wskazywał na przychody na poziomie 11,48 mld zł.

Skonsolidowany wynik EBITDA spadł do 2,08 mld zł z 2,22 mld zł rok wcześniej i był wyższy o ponad 23 proc. od średniej prognoz analityków. Spółka podała w wynik zawiera odpis aktualizujący majątek trwały w wysokości 0,76 mld zł.

Wynik EBITDA segmentu "Poszukiwanie i Wydobycie" spadł do 70 mln zł z 1,3 mld zł rok wcześniej (w tym odpis obniżył wynik segmentu o 0,76 mld zł). W segmencie "Obrót i Magazynowanie" zysk wzrósł do 0,91 mld zł z 70 mln zł straty przed rokiem - zmiana wartości zapasów podwyższyła wynik w I kw. 2020 roku o 0,25 mld zł, rok wcześniej było to 40 mln zł. EBITDA w segmencie dystrybucyjnym wzrosła do 0,77 mld zł z 0,63 mld zł, a w segmencie wytwarzania do 0,42 mld zł z 0,4 mld zł.

Skonsolidowany szacunkowy wynik operacyjny spadł do 1,21 mld zł z 1,43 mld zł. Konsensus PAP Biznes wynosił 882 mln zł.

W komunikacie podano, że w segmencie "Poszukiwanie i Wydobycie" na wyniki wpłynęły m.in. niższe rdr notowania cen produktów, w tym ceny ropy naftowej Brent oraz ceny gazu na Towarowej Giełdzie Energii (o 40 proc. w porównaniu do I kwartału 2019 r.). Jednocześnie wzrósł wolumen wydobycia ropy naftowej w Norwegii.

Na wyniki segmentu "Obrót i Magazynowanie" również wpłynęły niższe o 11 proc. notowania 9-miesięcznej średniej ceny ropy naftowej Brent i istotny spadek ceny gazu na TGE oraz niższa o 2,9 proc. średnia cena za paliwo gazowe w taryfie detalicznej, obowiązującej od 1 stycznia. Zysk na realizacji instrumentów zabezpieczających zwiększył wynik segmentu o 819 mln zł (w I kwartale 2019 r. było to 179 mln zł). Dodatkowo na wyniki wpływ miało zastosowanie od 1 marca nowej formuły cenowej kontraktu jamalskiego zasądzonej przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie.

W segmencie "Dystrybucja" wpływ miała m.in. niższa o 5 proc. taryfa za usługę dystrybucji gazu, wyższa średnia temperatura w I kwartale 2020 r. o 1,2 stopnia Celsjusza rdr oraz saldo przychodów i kosztów z tytułu bilansowania systemu: plus 16 mln zł w I kwartale 2020 r. wobec minus 131 mln zł rok wcześniej.

W segmencie "Wytwarzanie" spółka miała niższe przychody ze sprzedaży ciepła o 2 proc. rdr na skutek wzrostu średniej temperatury i niższych wolumenów produkcji ciepła oraz niższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z wytwarzania - o 3 proc. rdr.

Spółka podała, że prezentowane dane mają charakter szacunkowy i mogą ulec zmianie. Publikacja raportu za I kwartał planowana jest na 4 czerwca. (PAP Biznes)

kuc/ osz/

Według szacunków, skonsolidowane przychody PGNiG spadły w I kw. do 13,76 mld zł z 14,3 mld zł przed rokiem. Konsensus PAP Biznes wskazywał na przychody na poziomie 11,48 mld zł.

Skonsolidowany wynik EBITDA spadł do 2,08 mld zł z 2,22 mld zł rok wcześniej i był wyższy o ponad 23 proc. od średniej prognoz analityków. (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 raportów bieżących Spółki nr 14/2020 z dnia 21 kwietnia 2020 roku oraz 18/2020 z dnia 12 maja 2020 roku, przekazuje wstępne skonsolidowane wyniki finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG za I kwartał 2020 roku.

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

kom espi zdz

"Przeglądamy cały portfel naszych inwestycji w każdym segmencie, ale to co nas bardzo interesuje to sektor ciepłownictwa. Jesteśmy już tam obecni, nasza spółka PGNIG Termika jest drugim pod względem wielkości operatorem w kraju, ale uważamy, że przyszłość ciepłownictwa będzie polegała na przerzucaniu się z węgla na gaz, a to predysponuje naszą spółkę do tego, żeby być obecnym na tym rynku" - powiedział w kanale internetowym Parkiet.tv prezes PGNiG.

"Zakładamy, że na rynku ciepłownictwa będzie następowała w najbliższych latach konsolidacja, ten rynek jest obecnie bardzo silnie rozproszony. Chcemy być na tym rynku silniej obecni i będziemy zainteresowani różnymi akwizycjami, większymi i mniejszymi" - dodał.

Jerzy Kwieciński nie wyklucza, że taka transakcja już w tym roku nastąpi.

"Może nawet więcej niż jedna. Wszystko zależy od procedur, bo każdej takiej inwestycji przyglądamy się bardzo uważnie, analizujemy ją pod kątem rynkowym i ekonomicznym" - powiedział.

Kwieciński był również pytany o możliwość zakupu przez PGNiG większej grupy energetycznej, na wzór niedawnego przejęcia przez PKN Orlen Energi.

"Analizujemy wszystko, co jest możliwe na rynku, jeśli tego typu przejęcie będzie miało rację bytu dla naszej spółki, to na pewno w takie inwestycje wejdziemy. Nie wykluczam takiej opcji" - powiedział.

Pytany, czy w grę wchodzi kolejne dokapitalizowanie przez PGNIG spółki Polska Grupa Górnicza, odpowiedział:

"Wypełniamy tam swoją rolę inwestora, ale PGNiG nie jest spółką, która specjalizuje się w węglu i w spółkach opierających swoją działalność o węgiel. Są na polskim rynku spółki, które znacznie lepiej od nas znają ten sektor".

Prezes poinformował, że w lipcu zarząd będzie miał przygotowany dokument z aktualizacją strategii dla grupy PGNiG, ale później będzie jeszcze trwał etap jego zatwierdzania.

"Naszym celem jest, żeby aktualizacja strategii przeszła przez wszystkie procedury i została przyjęta przez nasze organy do końca tego roku" - powiedział.

Podtrzymał wcześniejsze deklaracje, że w aktualizacji strategii zarząd chce ująć wejście PGNiG m.in. w obszar biogazu, a także w odnawialne źródła energii. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Jak podano, powyższa kwota obejmuje odpis wartości środków trwałych oraz środków trwałych w budowie związanych z wydobyciem węglowodorów w Polsce i za granicą.

"Odpisy aktualizujące są efektem oceny wartości odzyskiwalnej aktywów, dokonywanej na podstawie analizy przyszłych przepływów pieniężnych - w szczególności w oparciu o aktualne i prognozowane ścieżki cenowe węglowodorów na międzynarodowych rynkach" - napisano w komunikacie.

PGNiG opublikuje raport za I kwartał 4 czerwca. (PAP Biznes)

pel/ ana/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") informuje, że efekt dokonania odpisów aktualizujących powstałych w wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości majątku w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie pomniejszy skonsolidowany wynik operacyjny Grupy Kapitałowej PGNiG w I kwartale 2020 roku o około 0,77 mld zł.

Powyższa kwota obejmuje odpis wartości środków trwałych oraz środków trwałych w budowie związanych z wydobyciem węglowodorów w Polsce i za granicą.

Odpisy aktualizujące są efektem oceny wartości odzyskiwalnej aktywów, dokonywanej na podstawie analizy przyszłych przepływów pieniężnych - w szczególności w oparciu o aktualne i prognozowane ścieżki cenowe węglowodorów na międzynarodowych rynkach.

Prezentowana powyżej wartość ma charakter szacunkowy i może różnić się od wartości ostatecznej, która zostanie przedstawiona w dniu 4 czerwca 2020 roku podczas publikacji skonsolidowanego raportu okresowego za I kwartał 2020 roku.

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

kom espi zdz

"Dzisiaj startujemy z nowym programem wodorowym. Mówi się o wodorze jak o paliwie przyszłości, które może w części lub całości zastąpić gaz ziemny. Myślimy, że w przyszłości wodór może wejść do naszego miksu energetycznego. Mamy ambicje, by nasza grupa stawała się firmą multienergetyczną" - powiedział podczas briefiengu prezes Jerzy Kwieciński.

"Na te działania, m.in. na wybudowanie stacji wodorowej mamy przeznaczone 31 mln zł, ale wiadomo, że na tym budżecie się nie skończy. W miarę jak będziemy mieli sprecyzowane kolejne zadania to ten budżet na cele programu wodorowego będzie się zwiększał" - dodał prezes.

PGNiG zbada możliwość magazynowania i transportu wodoru siecią gazową i chce zarabiać na sprzedaży wodoru oraz usługach z nim związanych.

Na program wodorowy PGNiG składa się kilka projektów, w tym uruchomienia stacji badawczej tankowania pojazdów napędzanych wodorem na warszawskiej Woli. Spółka podpisała umowę z polsko-brytyjskim konsorcjum na jej zaprojektowanie i wybudowanie.

Wiceprezes Arkadiusz Sekściński powiedział, że PGNiG liczy na uruchomienie stacji i testy tankowania w październiku 2021 r.

W ramach projektu o nazwie InGrid – Power to Gas w oddziale spółki w Odolanowie powstanie instalacja, w której w 2022 roku ma rozpocząć się produkcja „zielonego wodoru”. PGNiG chce w tym celu wykorzystać energię elektryczną wytwarzaną przez panele fotowoltaiczne.

"Odnawialne źródła energii to kierunek, który będziemy uwzględniali w naszych działaniach. Pracujemy nad aktualizacją strategii. Zweryfikowaliśmy na jak wielu terenach mogłyby powstać farmy fotowoltaiczne. Na razie zdecydowaliśmy się zbudować farmę fotowoltaiczną w Odolanowie i tam będziemy w procesie elektrolizy produkować wodór" - powiedział wiceprezes Arkadiusz Sekściński.

"Instalacja pozwoli nam na przetestowanie całego procesu – od produkcji zielonego wodoru do dostawy odbiorcom. Będziemy także mogli przeprowadzać próby wtłaczania odpowiedniej mieszanki gazu i wodoru do sztucznej sieci gazowej, testować magazynowanie wodoru, a także dostarczanie go cysterną do naszej stacji w Warszawie" - dodał Sekściński.

Jak powiedział wiceprezes, spółka chciałaby, by instalacja InGrid rozpoczęła prace testowe jesienią przyszłego roku.

Dodatkowo, Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze PGNiG rozbuduje swoją działalność analityczną, by stać się laboratorium badającym czystość wodoru.

Prezes pytany o współpracę z Orlenem i Lotosem powiedział, że rozmowy trwają, ale na czym miałaby polegać współpraca spółka poinformuje po ewentualnym podpisaniu umowy.

"Naturalne, że skoro wodór może być wykorzystywany w celach transportowych chcemy mieć stacje, na których będzie można zatankować, ale zakładamy, że później takie stacje będą budowane w całym kraju. Niekoniecznie musi być tak, że my jako PGNiG musimy budować od nowa i tu nasuwa się naturalna symbioza z partnerami - Lotosem i Orlenem, które takich stacji mają bardzo wiele w całym kraju, ale będziemy chcieli współpracować nie tylko na poziomie technicznym, ale i na poziomie badawczym" - powiedział prezes. (PAP Biznes)

doa/ asa/

Do 17 maja przesył gazu „Jamałem” odbywa się na podstawie kontraktu zawartego między Gazprom Eksportem i Europol Gazem z 17 maja 1995 r. na przesył rosyjskiego gazu ziemnego przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej do krajów Europy Zachodniej.

Europol Gaz - spółka PGNiG, Gazpromu i Gas-Tradingu jest właścicielem gazociągu jamalskiego. Jednak z mocy polskiego prawa z 2019 r. operatorem na nim jest operator systemu przesyłowego gazu Gaz-System, a warunki operowania określił Prezes URE.

Upływający 17 maja kontrakt jest określany w polskim prawie jako „historyczny”, bez możliwości przedłużenia. W praktyce oznacza to m.in., że od 18 maja operator gazociągu stosuje zasady przewidziane w europejskich regulacjach. Przydziela przepustowości pozwalające na przesył gazu poprzez polski odcinek gazociągu jamalskiego w ramach niedyskryminacyjnej procedury aukcyjnej, przeprowadzanej na zasadach rynkowych, na zasadach i w terminach określonych w tzw. rozporządzeniu CAM NC.

Jak poinformował PAP Gaz-System, 4 maja odbyła się aukcja produktu kwartalnego na okres od 1 lipca do 30 września 2020 r. Użytkownicy zarezerwowali na niej ok. 80 proc. dostępnej w aukcjach przepustowości gazociągu jamalskiego w kwartale.

Taki wynik aukcji oznacza, że prawdopodobnie Gazprom zarezerwował niezbędne przepustowości, konieczne do wywiązania się ze zobowiązań kontraktowych - zarówno wobec kontrahentów z Europy Zachodnich, do których gaz płynie „Jamałem”, jak też i wobec polskiego PGNiG.

Na mocy umowy handlowej, tzw. kontraktu jamalskiego, polska spółka ma odbierać rosyjski gaz do końca 2022 r. w określonych punktach odbioru: na granicy z Ukrainą, z Białorusią, oraz dwóch na gazociągu jamalskim. Taka konstrukcja kontraktu wymaga, aby Gazprom jeszcze przez ponad dwa lata dostarczał PGNiG gaz gazociągiem jamalskim.

Kontrakt przesyłowy wygasa 17 maja, a produkty kwartalne zostały sprzedane na okres od 1 lipca. Pomiędzy tymi terminami Gaz-System przewiduje cały szereg działań, mających zapewnić przesył.

Jak poinformował PAP operator, przepustowość na tzw. dobę gazową 17/18 maja, uwolniona po wygaśnięciu kontraktu historycznego, będzie dostępna na tzw. aukcji śróddziennej. Odbędzie się ona w niedzielę 17 maja o godz. 4.00 rano.

W okresie od 18 do 31 maja 2020 r. przepustowość będzie dostępna w aukcjach dobowych. Standardowo aukcje takie odbywają się każdego dnia o godz. 16.30.

Wreszcie na czerwiec 2020 r. przepustowość będzie dostępna w aukcji miesięcznej, organizowanej 18 maja, o godz. 9.00.

Przepustowość na kolejne 14 lat - od 1 października, czyli początku tzw. roku gazowego 2020/2021 do roku gazowego 2033/34 można będzie rezerwować już w ramach produktów rocznych.

Wszystkie wyniki aukcji mają formuły „ship-or-pay”, co oznacza, że zwycięzca będzie musiał zapłacić odpowiednią stawkę za zakontraktowaną przepustowość, niezależnie od tego, czy gaz prześle, czy nie.(PAP)

wkr/ pr/

Odwiert eksploatacyjny Przemyśl-318K został wykonany w dzielnicy Lipowica w północnej części Przemyśla. Wcześniej, w tej samej lokalizacji, oddział PGNiG wykonał trzy odwierty.

Spółka szacuje, że roczne wydobycie z czterech odwiertów wyniesie łącznie ok. 60 mln m sześc. gazu ziemnego wysokometanowego, co będzie stanowiło ok. 13 proc. łącznego rocznego wydobycia z całego złoża Przemyśl.

"Testy na nowych odwiertach potwierdzają, że w złożu Przemyśl znajduje się znacznie więcej gazu, niż do tej pory sądzono. To bardzo dobra wiadomość, która ułatwi PGNiG realizację strategicznego planu, jakim jest zwiększenie wydobycia gazu ziemnego ze złóż na Podkarpaciu" - poinformował w komunikacie prezes Jerzy Kwieciński.

Zakończenie prac związanych z podłączeniem nowych odwiertów do sieci przewidziano w pierwszym kwartale 2021 roku. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA informuje o zmianie terminu przekazania do publicznej wiadomości skonsolidowanego raportu kwartalnego za I kwartał 2020 roku na dzień 4 czerwca 2020 roku.

Pierwotna data publikacji tego raportu była ustalona na dzień 14 maja 2020 roku, zgodnie z informacją przekazaną raportem bieżącym nr 5/2020 z dnia 31 stycznia 2020 roku.

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

kom espi zdz

Po sfinalizowaniu transakcji, PGNiG zwiększyło do 11,3 proc. udziały w obszarze obejmującym złoże Gina Krog (koncesja PL029B), a także wzbogaciło się o 11,92 proc. udziałów w nieeksploatowanym jeszcze złożu Alve Nord (koncesja PL127C).

Gina Krog jest złożem gazowo-ropnym. Jego eksploatacja rozpoczęła się w 2017 roku. W 2019 roku produkcja wyniosła 19,9 mln boe, z czego na 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, więc PGNiG również tam spodziewa się odkrycia zasobów gazu ziemnego.

PGNiG Upstream Norway wydobywa obecnie ropę naftową i gaz ziemny z siedmiu złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W tym roku rozpoczęła się już produkcja ze złóż Skogul i Arfugl. W wyniku akwizycji dokonanych w ciągu ostatnich trzech lat wielkość udokumentowanych zasobów przypadających na PGNiG w Norwegii wzrosła z ok. 80 mln do ok. 200 mln boe. (PAP Biznes)

doa/ ana/

„Cieszę się z szybkiej reakcji naszego partnera biznesowego” - napisał Kwieciński na Twitterze. Przypomniał, że w środę Gazprom zadeklarował, iż skoryguje faktury zgodnie z wyrokiem arbitrażu w Sztokholmie.

PGNiG poinformowało w środę, że otrzymało od Gazpromu deklaracje stosowania się do nowych warunków cenowych kontaktu jamalskiego, ustalonych na mocy wyroku arbitrażu. Arbitraż m.in. ustalił nową formułę do wyliczania ceny gazu w ramach kontraktu jamalskiego.

Jak mówił w środę PAP Kwieciński, „zaniepokoił nas jednak ostatnio fakt, że bieżące faktury były wyliczane na bazie starej formuły cenowej". "Ale otrzymaliśmy właśnie potwierdzenie, że Gazprom jak najbardziej będzie stosował się do wyroku arbitrażu i że skoryguje bieżące faktury” - powiedział.

W piątek polski koncern informował, że faktury, jakie dostał od Gazpromu za dostawy gazu w marcu i pierwszej połowie kwietnia zostały opłacone w terminach kontraktowych, ale w wysokości wynikającej z nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego, ustalonych w wyroku arbitrażu.(PAP)

wkr/ amac/ ana/

PGNiG otrzymał od Gazpromu faktury za dostawy gazu w marcu 2020 r. i w pierwszej połowie kwietnia 2020 roku, które zostały wystawione przez Gazprom z pominięciem nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego. Spółka wezwała Gazprom do ich korekty do 23 kwietnia, ale to nie nastąpiło.

W związku z powyższym PGNiG podał kilka dni temu, że faktury zostały opłacone przez PGNiG (w terminach kontraktowych) w wysokości wynikającej z nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego ustalonych w wyroku.

PGNiG poinformowało w marcu o wygranym w arbitrażu sporze z Gazpromem.

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.

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. (PAP Biznes)

epo/ asa/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka"), nawiązując do raportu bieżącego nr 15/2020 z dnia 24 kwietnia 2020 r. informującego o niestosowaniu się przez PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (dalej łącznie "Gazprom") do wyroku końcowego ("Wyrok") Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie wydanego w postępowaniu arbitrażowym dotyczącym zmiany 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"), informuje o otrzymaniu od Gazprom deklaracji stosowania nowych warunków cenowych Kontraktu Jamalskiego ustalonych na mocy Wyroku.

Gazprom oświadczył, że skoryguje wystawione faktury, o których Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 15/2020 z dnia 24 kwietnia 2020 r.

PGNiG 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

Metanowiec Gaslog Warsaw dostarczył ok. 70 tys. ton LNG.

"Dostawy znacząco wzrosną po 2022 r, bo zakładamy, że rocznie będziemy otrzymywać za pośrednictwem firmy Cheniere prawie 2 mld m3 gazu" - powiedział Kwieciński podczas briefingu.

"Umowy, które mamy podpisane z amerykańskimi partnerami, z firmą Cheniere, dają gwarancję, że dostawy gazu do Polski są bezpieczne" - dodał.

PGNiG podpisało 24-letnią umowę z firmą Cheniere Marketing International w listopadzie 2018 roku. W latach 2019-2022 łączny wolumen dostaw wyniesie ok. 0,52 mln ton LNG, czyli ok. 0,7 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. Natomiast w latach 2023-2042 łączny wolumen importu osiągnie ok. 29 mln ton (ok. 39 mld m sześc. po regazyfikacji) – co oznacza że od 2023 roku PGNiG każdego roku zakupi ok. 1,45 mln ton LNG (ok. 1,95 mld m sześc. gazu po regazyfikacji). (PAP Biznes)

pel/ gor/

PGNiG poinformował w komunikacie prasowym, że rozważa możliwość zawiadomienia Komisji Europejskiej o antykonkurencyjnych praktykach Gazpromu związanych z niewykonywaniem postanowień wyroku arbitrażowego.

PGNiG otrzymał od Gazpromu faktury za dostawy gazu w marcu 2020 r. i w pierwszej połowie kwietnia 2020 roku, które zostały wystawione przez Gazprom z pominięciem nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego. Spółka wezwała Gazprom do ich korekty do 23 kwietnia, ale to nie nastąpiło.

"Spółka uznaje brak odpowiedzi Gazpromu na ww. wezwanie PGNiG oraz niedokonanie przez Gazprom korekty faktur w określonym przez PGNiG terminie jako dorozumiane potwierdzenie, że na chwilę obecną Gazprom nie zamierza stosować się do wyroku. W ocenie spółki takie stanowisko Gazpromu jest pozbawione jakiejkolwiek podstawy prawnej, ponieważ wyrok jest ostateczny i wiążący dla stron, stanowi rażące naruszenie Kontraktu Jamalskiego i stoi w sprzeczności z deklaracjami Gazpromu odnośnie respektowania wyroków międzynarodowych instytucji arbitrażowych" - napisano.

W związku z powyższym PGNiG podał, że faktury zostały opłacone przez PGNiG (w terminach kontraktowych) w wysokości wynikającej z nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego ustalonych w wyroku.

PGNiG poinformowało w marcu o wygranym w arbitrażu sporze z Gazpromem.

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.

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. (PAP Biznes)

epo/ gor/

PGNiG otrzymał od Gazpromu faktury za dostawy gazu w marcu 2020 r. i w pierwszej połowie kwietnia 2020 roku, które zostały wystawione przez Gazprom z pominięciem nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego. Spółka wezwała Gazprom do ich korekty do 23 kwietnia, ale to nie nastąpiło.

"Spółka uznaje brak odpowiedzi Gazpromu na ww. wezwanie PGNiG oraz niedokonanie przez Gazprom korekty Faktur w określonym przez PGNiG terminie jako dorozumiane potwierdzenie, że na chwilę obecną Gazprom nie zamierza stosować się do wyroku. W ocenie spółki takie stanowisko Gazpromu jest pozbawione jakiejkolwiek podstawy prawnej, ponieważ wyrok jest ostateczny i wiążący dla stron, stanowi rażące naruszenie Kontraktu Jamalskiego i stoi w sprzeczności z deklaracjami Gazpromu odnośnie respektowania wyroków międzynarodowych instytucji arbitrażowych" - napisano.

W związku z powyższym PGNiG podał, że, faktury zostały opłacone przez PGNiG (w terminach kontraktowych) w wysokości wynikającej z nowych warunków cenowych kontraktu jamalskiego ustalonych w wyroku.

PGNiG poinformowało w marcu o wygranym w arbitrażu sporze z Gazpromem.

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.

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. (PAP Biznes)

epo/ asa/

Zarząd spółki Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. ("PGNiG" lub "Spółka"), nawiązując do raportu bieżącego nr 13/2020 z dnia 30 marca 2020 r. informującego o:

(i) wydaniu przez Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie ("Trybunał Arbitrażowy") wyroku końcowego ("Wyrok") w postępowaniu arbitrażowym z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (dalej łącznie "Gazprom"), na mocy którego cena kontraktowa za gaz dostarczany przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. ("Kontrakt Jamalski") została obniżona ze skutkiem od dnia 1 listopada 2014 r. oraz

(ii) realizowaniu przez PGNiG działań mających na celu implementacje Wyroku,

niniejszym informuje, że:

1. w związku z otrzymanymi od Gazpromu fakturami za dostawy gazu w marcu 2020 r. i w pierwszej połowie kwietnia 2020 r. ("Faktury"), które zostały wystawione przez Gazprom z pominięciem nowych warunków cenowych Kontraktu Jamalskiego, ustalonych w Wyroku, PGNiG wezwało Gazprom do niezwłocznego (nie później niż do dnia 23 kwietnia 2020 r.) skorygowania Faktur pod rygorem uznania przez PGNiG, że Gazprom celowo nie stosuje się do postanowień Wyroku;

2. do dnia 23 kwietnia 2020 r. PGNiG nie otrzymało żadnej odpowiedzi na ww. wezwanie ani też nie otrzymało od Gazpromu korekt Faktur.

Spółka uznaje brak odpowiedzi Gazpromu na ww. wezwanie PGNiG oraz niedokonanie przez Gazprom korekty Faktur w określonym przez PGNiG terminie jako dorozumiane potwierdzenie, że na chwilę obecną Gazprom nie zamierza stosować się do Wyroku.

W ocenie Spółki takie stanowisko Gazpromu jest pozbawione jakiejkolwiek podstawy prawnej, ponieważ Wyrok jest ostateczny i wiążący dla stron, stanowi rażące naruszenie Kontraktu Jamalskiego i stoi w sprzeczności z deklaracjami Gazpromu odnośnie respektowania wyroków międzynarodowych instytucji arbitrażowych.

W związku z powyższym Zarząd Spółki informuje, że Faktury zostały opłacone przez PGNiG (w terminach kontraktowych) w wysokości wynikającej z nowych warunków cenowych Kontraktu Jamalskiego ustalonych w Wyroku. PGNiG uprzednio poinformowało Gazprom o zamiarze opłacenia Faktur w taki sposób w odrębnej korespondencji pisemnej.

Zarząd Spółki podkreśla, że obecnie PGNiG nie posiada żadnych wymagalnych zaległości wobec Gazpromu oraz terminowo wywiązuje się ze wszelkich zobowiązań płatniczych wobec Gazpromu, z uwzględnieniem nowych warunków cenowych Kontraktu Jamalskiego, ustalonych w Wyroku.

PGNiG realizuje dalsze działania mające na celu implementację Wyroku oraz uzyskanie zwrotu kwoty wynikającej z wstecznego rozliczenia wynikającego z Wyroku, o którym to rozliczeniu Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 13/2020 z dnia 30 marca 2020 r.

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

kom espi zdz

"Rynek tak niskich cen gazu nie widział w ostatnich latach, więc myślę, że tak niskie ceny się nie utrzymają i zaczną rosnąć. Dla producentów gazu obecne ceny powodują nieopłacalność produkcji. Są one tak niskie ze względu na światowy kryzys gospodarczy i wojnę cenową, którą mieliśmy między Arabią Saudyjską a Rosją, dodatkowo w Europie magazyny gazu były wypełnione, a zima ciepła, więc zużycie gazu było dużo mniejsze" - powiedział prezes Kwieciński w Polsat News.

"Spodziewam się, że w drugiej połowie roku ceny gazu zaczną rosnąć" - dodał.

Obecnie 1 MWh gazu kosztuje na rynkach zachodnioeuropejskich 7–8 euro. W ostatnich latach standardem były ceny o 50 proc., a nawet o 100 proc. wyższe. (PAP Biznes)

pr/ osz/

Jak podano, produkcja ze złoża Arfugl jest rentowna przy cenie ropy naftowej powyżej 15 dolarów za baryłkę.

"Wynika to m.in. z możliwości podłączenia odwiertów do znajdującej się w pobliżu jednostki produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv, co w istotny sposób obniża koszty zagospodarowania złoża" - podano w komunikacie.

Plan zagospodarowania złoża Arfugl zakłada wykonanie sześciu odwiertów w dwóch fazach. Odwiert, z którego właśnie uruchomiono produkcję, jest pierwszym z trzech zaplanowanych w ramach drugiej fazy zagospodarowania. Pierwotnie otwory zaplanowane na tę fazę miały rozpocząć produkcję w 2023 roku. PGNiG podało, że przyspieszenie prac było możliwe dzięki technicznemu zwiększeniu przepustowości FPSO Skarv. Rozpoczęcie eksploatacji pozostałych dwóch odwiertów z drugiej fazy zagospodarowania zaplanowane jest na 2021 rok.

Wcześniej, pod koniec 2020 roku, przewidziane jest uruchomienie produkcji z trzech odwiertów zaplanowanych w ramach pierwszej fazy zagospodarowania.

Arfugl to złoże gazowo-kondensatowe, którego zasoby wydobywalne szacowane są na 300 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Zgodnie z założeniami, w szczytowym roku produkcji wydobycie ze złoża przypadające na PGNiG ma wynieść około 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego, który trafiać będzie do gazociągu Baltic Pipe.

PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji. Operatorem jest Aker BP, a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA.

Po uruchomieniu eksploatacji Arfugl liczba złóż, na których PGNiG Upstream Norway prowadzi wydobycie, sięgnęła siedmiu. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na czterech kolejnych. Spółka posiada obecnie udziały w 29 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jak podała grupa, zakup udziałów w kolejnych dwóch jest na ostatnim etapie realizacji.

"Z uwagą śledzimy sytuację na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, który, podobnie jak inne części świata, pozostaje pod wpływem pandemii koronawirusa. Na razie jednak wydobycie z koncesji, których udziałowcem jest PGNiG, tak samo jak z pozostałych złóż w tym regionie, przebiega bez zakłóceń" - poinformował w komunikacie prezes Jerzy Kwieciński. (PAP Biznes)

sar/ ana/

Wydobycie gazu ziemnego w pierwszym kwartale wyniosło 1,16 mld m sześc. wobec 1,18 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,46 mld m sześc. gazu wobec 3,67 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 1,92 mld m sześc. wobec 1,79 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej spadł w pierwszym kwartale do 321,3 tys. ton z 323,9 tys. ton rok wcześniej.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę PGNiG spadł do 275,7 tys. ton z 288,1 tys. ton przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ciepła w pierwszym kwartale spadł do 16,05 PJ z 16,97 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji - do 1,38 TWh z 1,51 TWh przed rokiem.

W komunikacie podano, że na koniec marca 2020 roku stan zapasów gazu należącego do PGNiG (obejmujący zapas obowiązkowy będący w gestii ministra właściwego ds. energii) wynosił ok. 1,74 mld m sześc. gazu w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 mJ/m sześc.

"Powyższy stan zapasów obejmuje gaz wysokometanowy, zaazotowany zmagazynowany w Polsce i za granicą oraz gaz LNG w terminalu" - podano.

Dane nie obejmują wolumenu gazu ziemnego będącego w gestii Operatora Systemu Przesyłowego Gaz-System.

Publikacja raportu kwartalnego grupy PGNiG zaplanowana jest na 14 maja 2020 roku. (PAP Biznes)

sar/ osz/

Wydobycie gazu ziemnego w pierwszym kwartale wyniosło 1,16 mld m sześc. wobec 1,18 mld m sześc. rok wcześniej.

Z kolei import gazu ziemnego wyniósł 3,46 mld m sześc. gazu wobec 3,67 mld m sześc. rok wcześniej. Import "z kierunku wschodniego" wyniósł 1,92 mld m sześc. wobec 1,79 mld m sześc. rok wcześniej.

Wolumen wydobycia ropy naftowej spadł w pierwszym kwartale do 321,3 tys. ton z 323,9 tys. ton rok wcześniej.

Wolumen sprzedaży ropy naftowej przez grupę PGNiG spadł do 275,7 tys. ton z 288,1 tys. ton przed rokiem.

Wolumen sprzedaży ciepła w pierwszym kwartale spadł do 16,05 PJ z 16,97 PJ, a sprzedaży energii elektrycznej z produkcji - do 1,38 TWh z 1,51 TWh przed rokiem. (PAP Biznes)

sar/ osz/

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

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA ("PGNiG") przekazuje szacunkowe, wybrane dane operacyjne Grupy Kapitałowej PGNiG za I kwartał 2020 roku.

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

kom espi zdz

Raport wydano przy kursie 3,48 zł, a w środę o godz 16.50 jedna akcja spółki kosztowała 3,72 zł.

"W naszym raporcie z 23 marca przedstawiliśmy prognozy i wycenę uwzględniające obniżone ceny węglowodorów oraz wyzwania związane z epidemią i oczekiwaną recesją. W międzyczasie pojawił długo oczekiwany wyrok arbitrażu, który zasadniczo zmienia na plus perspektywy wyników i bilansu spółki na najbliższe lata" - podano w raporcie.

"Opublikowana kwota oczekiwanej płatności retroaktywnej na poziomie 1,5 mld USD jest bliska naszym wyliczeniom, o których pisaliśmy w ostatnim raporcie, co oznacza, że w praktyce Trybunał sprowadził formułę cenową w kontrakcie jamalskim do poziomu kontraktów giełdowych" - dodano.

Analitycy wskazali, że obok odszkodowania, wyrok będzie miał także znaczące implikacje dla przyszłych rozliczeń z Gazpromem, w szczególności jeśli chodzi o najbliższe miesiące.

"Szacujemy, że urynkowienie cen w kontrakcie jamalskim począwszy od kwietnia implikuje tylko w tym roku oszczędności rzędu 0,5 mld USD (nie można wykluczyć, że PGNiG po nowej cenie rozliczy też niezapłacone faktury za pierwszy kwartał)" - podano w raporcie.

Zdaniem analityków, nawet bez odszkodowania dług netto na koniec tego roku będzie wynosił 0,6x EBITDA, co może przełożyć się na wyższą dywidendę w przyszłym roku lub na akwizycje złóż w okresie większej liczby wymuszonych dezinwestycji w sektorze.

"Nadal podtrzymujemy też nasze bazowe założenia odbicia cen gazu w przyszłym roku (...), co zapewni powrót EBITDA na wzrostową trajektorię" - podano w raporcie.

Analitycy BM mBanku prognozują, że EBITDA grupy w 2020 roku wyniesie 5.673,4 mln zł i wzrośnie w roku 2021 do 6.716,6 mln zł. W prognozach analitycy nie uwzględnili póki co odszkodowania, gdyż - jak wskazali - data jego zaksięgowania może zależeć od tempa egzekucji wyroku.

Depesza jest skrótem rekomendacji BM mBanku dla PGNiG. Pierwsze rozpowszechnienie raportu nastąpiło 7 kwietnia o godzinie 08.15.

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

sar/ asa/

Raport sporządzono przy kursie 3,326 zł.

"Nie jest niespodzianką, że bieżący rok będzie najprawdopodobniej dramatycznie słabym okresem dla segmentu wydobywczego. Według naszych szacunków, tegoroczna EBITDA wyniesie 1,5 mld zł, ale niewykluczone, że nie przekroczy nawet 1 mld zł w zależności od skali spadków światowych cen energii w najbliższych tygodniach. Jednak bardziej obawiamy się o perspektywy w 2021 roku, ponieważ

bieżący rok postrzegamy w kategoriach jednorazowych" - napisano w raporcie.

Zdaniem analityków, nawet jeśli pandemia zostanie zatrzymana w 2020 roku, to trudno będzie wyobrazić sobie szybki powrót cen ropy do poziomu 50 USD/bbl zważywszy na trwającą wojnę cenową między Arabią Saudyjską i Rosją, a także biorąc pod uwagę negatywne skutki prawdopodobnej recesji.

"Ponadto podtrzymujemy nasze pesymistyczne nastawienie do cen gazu zważywszy na problem strukturalnych nadwyżek surowca, niższego zapotrzebowania grzewczego oraz zwiększenia konkurencyjności amerykańskiego gazu LNG" - dodano.

Analitycy obniżyli długoterminową prognozę EBITDA dla segmentu wydobycia PGNiG do 2,25 mld zł (poprzednio 3,5 mld zł) i oceniają, że chociaż w obecnej sytuacji trudno jest cokolwiek prognozować, segment handlowy ma szansę wygenerować 1,9 mld zł skorygowanej EBITDA w 2020 roku, ale nie będzie to powtarzalny wynik.

Zdaniem analityków, rentowność działalności handlowej powinna przede wszystkim zależeć od zdolności spółki do pozyskiwania surowca po wyraźnie niższej cenie niż ta na TGE oraz od poziomu regulowanych taryf gazowych dla odbiorców detalicznych.

"Oczekujemy, że długoterminowa EBITDA segmentu powinna się ustalić na poziomie 0,5 mld zł, co w dużej mierze można przypisać marżom detalicznym. Taki poziom EBITDA w segmencie handlowym niestety nie zrównoważy erozji marż oczekiwanej w segmencie wydobycia" - napisano.

Autorzy raportu wskazują, że są negatywnie nastawieni do wszelkiej działalności wydobywczej wobec perspektywy nadejścia głębokiej recesji, a w odniesieniu do segmentu handlowego, mają obawy, że inwestorów będzie niepokoił poziom przyszłej erozji marż wynikającej z unormowania cen na TGE i ryzyko obniżki przez URE taryf gazowych dla detalicznych odbiorców.

"Warto tutaj wspomnieć, że z perspektywy wyceny jest korzystne, że spółka prawdopodobnie otrzyma wyrównanie od Gazpromu (wsparcie uwzględnione w naszej wycenie). W efekcie PGNiG może mieć najlepszy bilans wśród spółek Skarbu Państwa, co jednak jest niekoniecznie korzystne w czasach, kiedy kondycja finansowa takich spółek jak PGG się pogarsza coraz bardziej" - dodano.

Pierwsza dystrybucja raportu, którego autorem jest Łukasz Prokopiuk, nastąpiła 3 kwietnia o godz. 7:35.

Depesza jest skrótem rekomendacji. W załączniku zamieszczamy wymagane prawem informacje DM BOŚ. (PAP Biznes)

doa/ gor/

PGNiG poinformowało w poniedziałek o wygranym w Sądzie Arbitrażowym w Sztokholmie 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.

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.

Gazprom ma prawo odwołania się od wyroku, ale jest on wiążący dla obu spółek od momentu jego wydania, czyli od 30 marca.

Prezes PGNiG Jerzy 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.

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.

Obecny rating PGNiG jest na poziomie "BBB", z perspektywą stabilną. Fitch podniósł ten ratigng z "BBB-" w grudniu 2019 roku. (PAP Biznes)

pr/

Z początkiem kwietnia weszła w życie umowa pomiędzy PGNiG a Klaipedos Nafta, która przyznaje polskiej spółce prawo wyłącznego użytkowania nadbrzeżnej stacji odbiorczo-przeładunkowej LNG położonej w porcie morskim w Kłajpedzie.

"Jestem przekonany, że nasze kompetencje w zakresie handlu i operacji LNG małej skali pozwolą PGNiG skutecznie rozwijać rynek tego paliwa na Litwie, Łotwie i w Estonii" - powiedział, cytowany w komunikacie, prezes Jerzy Kwieciński.

W 2019 roku litewska spółka Klaipedos Nafta zorganizowała przetarg na wyłączne użytkowanie stacji przez 5 lat. Oferta PGNiG została uznana za najkorzystniejszą, spółki podpisały umowę w listopadzie.

Klaipedos Nafta jest m.in. operatorem pływającego terminala regazyfikującego i magazynującego LNG zacumowanego w Kłajpedzie oraz położonej u wejścia do portu nabrzeżnej stacji odbioru i przeładunku LNG małej skali.

Stacja odbioru i przeładunku LNG w Kłajpedzie wyposażona jest w pięć zbiorników o łącznej pojemności 5 tys. m sześc. (2.250 ton) gazu skroplonego. Nabrzeże stacji pozwala na odbiór LNG z jednostek pływających oraz jego załadunek.

PGNiG spodziewa się, że dla klientów z północno-wschodniej Polski możliwość odbioru LNG z Litwy będzie korzystną alternatywą dla dostaw z terminala w Świnoujściu czy położonych na terenie Wielkopolski należących do PGNiG wytwórni gazu skroplonego w Odolanowie i Grodzisku Wielkopolskim. (PAP Biznes)

kuc/ ana/

"Można przypuszczać, że Gazprom zapłaci i tym razem, aby wycofać pretensje jednego z najbardziej zajadłych przeciwników budowy Nord Stream 2" - ocenia gazeta. Zarazem, powołując się na ekspertów przyznaje, że "nawet hipotetyczne wypłacenie Polsce 1,5 mld USD nie jest głównym argumentem" w doprowadzeniu do końca budowy Nord Stream 2.

Zdaniem analityka Aleksieja Kałaczewa Gazprom ma "bardzo małe szanse", by skutecznie odwołać się od decyzji arbitrażu, tym mniejsze, że "wcześniej apelacje dotyczące pretensji ukraińskiego Naftohazu zakończyły się niepowodzeniem". Analityk prognozuje, że "trzeba będzie zapłacić", ponieważ niewykonanie decyzji sądu "grozi utratą reputacji odpowiedzialnego kontrahenta".

"Oczywiście, rewidowanie cen wstecz o kilka lat jest dziwne, jednak rozbieżność pomiędzy cenami z długoterminowych kontraktów i cenami na dzisiejszym nasyconym podażą rynku jest dotkliwie wielka" - uważa Kałaczew. Jego zdaniem Gazprom powinien był "bardziej elastycznie i częściej iść na rękę swoim kontrahentom w rewidowaniu cen".

Inny ekspert Piotr Puszkariow ocenił, że "mało prawdopodobne jest", by Gazprom w zamian za uiszczenie roszczeń uzyskał wycofanie sprzeciwu Polski wobec Nord Stream 2. Byłaby to "zbyt wysoka cena, biorąc pod uwagę to, że Nord Stream 2 i tak na pewno zostanie uruchomiony" - powiedział rozmówca "NG". Jego zdaniem "uda się obejść" takie przeszkody, jak sankcje amerykańskie wobec europejskich koncernów zaangażowanych w budowę czy "wprowadzenie podobnych ograniczeń ze strony USA wobec firm-konsumentów", i stanowisko Polski nie jest w tych kwestiach decydujące.

Rosyjski dziennik przypomina, że Polska "aktywnie przeciwstawia się +monopolowi+ Gazpromu w Europie" i że udało się jej w zeszłym roku zablokować część dostaw gazu z Rosji przez (gazociąg) OPAL". Ekspert rynku gazowego Aleksiej Griwacz powiedział "NG", że z powodu "antyrosyjskiej polityki władz polskich faktycznie sparaliżowana została normalna partnerska współpraca dotycząca kontraktów długoterminowych".

PGNiG poinformowało w poniedziałek, że wygrało w arbitrażu spór z Gazpromem. Wyrok sądu w Sztokholmie oznacza, że ceny płacone za rosyjski gaz w ramach kontraktu jamalskiego były za wysokie i nierynkowe - oświadczył prezes PGNiG Jerzy Kwieciński na konferencji prasowej.

PGNiG szacuje, iż będzie mogło 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.(PAP)

awl/ ap/ gor/

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/