Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A.
za 2021 rok
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 2 z 136 Dokument podpisany elektronicznie.
Wybrane dane finansowe GK PGNiG i PGNiG
Tabela 1 Wybrane dane finansowe GK PGNiG w latach 2020-2021
Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania
finansowego
w mln PLN
w mln EUR
12 miesięcy zakończone
31 grudnia 2021
12 miesięcy zakończone
31 grudnia 2020
12 miesięcy zakończone
31 grudnia 2020
Przychody ze sprzedaży
69 964
39 197
8 761
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
15 593
13 009
2 908
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
11 562
9 585
2 142
Zysk przed opodatkowaniem
10 982
9 025
2 017
Zysk netto akcjonariuszy jednostki dominującej
6 014
7 340
1 641
Zysk netto
6 014
7 340
1 641
Łączne całkowite dochody przypadające akcjonariuszom
jednostki dominującej
3 240
6 285
1 405
Łączne całkowite dochody
3 240
6 285
1 405
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
3 470
14 118
3 155
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej
(8 092)
(6 254)
(1 398)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
8 628
(3 653)
(816)
Przepływy pieniężne netto
4 006
4 211
941
Zysk na akcję podstawowy i rozwodniony (odpowiednio w
PLN i w EUR)
1,04
1,27
0,28
Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania
finansowego
w mln PLN
w mln EUR
Stan na 31 grudnia 2021
Stan na 31 grudnia 2020
Stan na 31 grudnia 2020
Aktywa razem
101 576
62 871
13 624
Zobowiązania razem
57 197
18 746
4 062
Zobowiązania długoterminowe
20 107
11 666
2 528
Zobowiązania krótkoterminowe
37 090
7 080
1 534
Kapitał własny razem
44 379
44 125
9 562
Kapitał podstawowy (akcyjny)
5 778
5 778
1 252
Średnia ważona liczba akcji zwykłych (mln szt.)
5 778
5 778
5 778
Wartość księgowa i rozwodniona wartość księgowa na
jedną akcję (odpowiednio w PLN i w EUR)
7,68
7,64
1,65
Zadeklarowana lub wypłacona dywidenda na jedną akcję
(odpowiednio w PLN i w EUR)
0,21
0,09
0,02
Tabela 2 Wybrane dane finansowe PGNiG w latach 2020-2021 r.
Dane dotyczące jednostkowego sprawozdania
finansowego
w mln PLN
w mln EUR
12 miesięcy zakończone
31 grudnia 2021
12 miesięcy zakończone
31 grudnia 2020
12 miesięcy zakończone
31 grudnia 2020
Przychody ze sprzedaży
36 768
21 237
4 747
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
6 693
8 714
1 948
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
5 849
7 895
1 765
Zysk przed opodatkowaniem
6 264
8 490
1 898
Zysk netto
5 121
6 909
1 544
Całkowite dochody razem
2 327
5 900
1 319
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
(2 607)
9 394
2 100
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej
361
(2 794)
(624)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
8 714
(3 591)
(803)
Przepływy pieniężne netto
6 468
3 009
673
Zysk netto i rozwodniony zysk netto na jedną akcję
przypisany zwykłym akcjonariuszom (odpowiednio w PLN i
w EUR)
0,89
1,20
0,27
Dane dotyczące jednostkowego sprawozdania
finansowego
w mln PLN
w mln EUR
Stan na 31 grudnia 2021
Stan na 31 grudnia 2020
Stan na 31 grudnia 2020
Aktywa razem
69 690
43 746
9 480
Zobowiązania razem
34 120
7 516
1 629
Zobowiązania długoterminowe
7 270
3 871
839
Zobowiązania krótkoterminowe
26 850
3 645
790
Kapitał własny
35 570
36 230
7 851
Kapitał akcyjny i zapasowy ze sprzedaży akcji powyżej ich
wartości nominalnej
7 518
7 518
1 629
Liczba akcji (średnia ważona w okresie w mln szt.)
5 778
5 778
5 778
Wartość księgowa i rozwodniona wartość księgowa na
jedną akcję (odpowiednio w PLN i w EUR)
6,16
6,27
1,36
Zadeklarowana lub wypłacona dywidenda na jedną akcję
(odpowiednio w PLN i w EUR)
0,21
0,09
0,02
Tabela 3 Średnie kursy wymiany walut
Średnie kursy wymiany złotego w stosunku do EURO ustalane przez NBP
31 grudnia 2020
Średni kurs w okresie
4,4742
Kurs na koniec okresu
4,6148
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 3 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Kalendarz wydarzeń 2021 r.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 4 z 136 Dokument podpisany elektronicznie.
Spis Treści
Wybrane dane finansowe GK PGNiG i PGNiG ................................................................................................................................... 2
Kalendarz wydarzeń 2021 r. ................................................................................................................................................................ 3
Model biznesowy i organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG.................................................................................................................. 6
1.1 Przedmiot działalności – model biznesowy .............................................................................................................................. 6
1.2 Organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG .................................................................................................................................... 7
1.3 Akcjonariat i akcje PGNiG na GPW ......................................................................................................................................... 7
Struktura akcjonariatu .................................................................................................................................................... 7
Kurs akcji PGNiG ........................................................................................................................................................... 7
Wskaźniki giełdowe ....................................................................................................................................................... 8
Relacje inwestorskie PGNiG .......................................................................................................................................... 8
Polityka dywidendy ........................................................................................................................................................ 9
2. Strategia Grupy Kapitałowej PGNiG ............................................................................................................................................ 10
2.1 Misja i wizja ............................................................................................................................................................................ 10
2.2 Główne wyzwania .................................................................................................................................................................. 10
2.3 Strategia GK PGNiG na lata 2017–2022 z perspektywą do 2026 r. ....................................................................................... 11
Cele i aspiracje na lata 2017-2022. Realizacja Strategii w latach 2017-2021.............................................................. 12
Inwestycje w latach 2017-2022 .................................................................................................................................... 16
Inwestycje w 2022 r. .................................................................................................................................................... 16
3. Otoczenie..................................................................................................................................................................................... 19
3.1 Otoczenie rynkowe w 2021 r. ................................................................................................................................................. 19
Rynek gazu w Europie i na świecie ............................................................................................................................. 19
Rynek gazu w Polsce .................................................................................................................................................. 20
3.2 Otoczenie regulacyjne w 2021 r. ............................................................................................................................................ 24
Krajowe otoczenie regulacyjne .................................................................................................................................... 24
Europejskie otoczenie regulacyjne .............................................................................................................................. 25
3.3 Zmiany otoczenia GK PGNiG na początku 2022 r. ................................................................................................................ 30
Sytuacja na rynku gazu na początku 2022 r. w wyniku agresji Rosji na Ukrainę ......................................................... 30
Sankcje wobec Federacji Rosyjskiej ............................................................................................................................ 30
Reakcja rynków towarowych i walutowych na atak Rosji na Ukrainę i nałożone sankcje ............................................ 31
Zmiany prawne w Polsce w związku z wysokimi cenami gazu .................................................................................... 31
Ocena wpływu zmian otoczenia w 2022 r. na działalność GK PGNiG ......................................................................... 32
4. Działalność operacyjna w 2021 r. ................................................................................................................................................ 34
4.1 Segment Poszukiwanie i Wydobycie ...................................................................................................................................... 34
Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 34
Działalność w Polsce ................................................................................................................................................... 34
Działalność zagraniczna .............................................................................................................................................. 38
Działalność wspierająca segment w Polsce i za granicą ............................................................................................. 44
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 45
4.2 Segment Obrót i Magazynowanie .......................................................................................................................................... 48
Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 48
Obszar działalności hurtowej ....................................................................................................................................... 49
4.2.2.2 Działalność hurtowa za granicą ................................................................................................................................... 51
Obszar działalności detalicznej .................................................................................................................................... 53
Magazynowanie ........................................................................................................................................................... 56
4.3 Segment Dystrybucja ............................................................................................................................................................. 58
Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 58
Działalność w 2021 r. .................................................................................................................................................. 58
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 61
4.4 Segment Wytwarzanie ........................................................................................................................................................... 63
Kluczowe wskaźniki operacyjne .................................................................................................................................. 63
Działalność w 2021 r. .................................................................................................................................................. 63
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 67
4.5 Pozostała działalność ............................................................................................................................................................. 69
Spółki wspierające i poboczna działalność Grupy PGNiG ........................................................................................... 69
4.5.1.1 Działalność w 2021 r. .................................................................................................................................................. 69
4.5.1.2 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość .......................................................................................................... 70
Badania, rozwój i innowacje, Centrum Korporacyjne PGNiG ...................................................................................... 71
4.5.2.1 Działalność w 2021 r. .................................................................................................................................................. 71
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 5 z 136 Dokument podpisany elektronicznie.
4.5.2.2 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość w obszarze badań, rozwoju i innowacji ............................................ 75
5. Sytuacja finansowa Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG w 2021 r. .............................................................................................. 77
5.1 Sytuacja makroekonomiczna ................................................................................................................................................. 77
Sytuacja gospodarcza i kursy walut ............................................................................................................................. 77
Tendencje na rynku gazu ziemnego ............................................................................................................................ 77
Tendencje na rynku ropy naftowej ............................................................................................................................... 78
Średnie miesięczne temperatury ................................................................................................................................. 80
5.2 Sytuacja finansowa GK PGNiG w 2021 r. .............................................................................................................................. 80
Omówienie skonsolidowanego rachunku zysków i strat GK PGNiG ............................................................................ 81
Omówienie wyników segmentów ................................................................................................................................. 82
Wahania wyników finansowych ................................................................................................................................... 87
Omówienie sprawozdania z sytuacji finansowej GK PGNiG........................................................................................ 88
Omówienie sprawozdania z przepływów pieniężnych GK PGNiG ............................................................................... 89
Wskaźniki rentowności ................................................................................................................................................ 89
Przewidywana sytuacja finansowa oraz tendencje na rynku kluczowych produktów .................................................. 90
Publikacja prognoz wyników finansowych i operacyjnych ........................................................................................... 91
Zarządzanie zasobami finansowymi oraz płynność GK PGNiG .................................................................................. 92
5.4 Sytuacja finansowa PGNiG w 2021 r. .................................................................................................................................... 95
6. Ład korporacyjny ......................................................................................................................................................................... 97
6.1 Oświadczenie o stosowaniu zasad ładu korporacyjnego ....................................................................................................... 97
Stosowany zbiór zasad ładu korporacyjnego ............................................................................................................... 97
Informacja o odstąpieniu od stosowania postanowień zasad ładu korporacyjnego ..................................................... 98
Akcjonariusze posiadający bezpośrednio lub pośrednio znaczne pakiety akcji ......................................................... 102
Wykaz posiadaczy akcji, które dają specjalne uprawnienia kontrolne, wraz z opisem tych uprawnień ..................... 102
Wskazanie wszelkich ograniczeń do wykonywania prawa głosu w spółce PGNiG .................................................... 102
Ograniczenia dotyczące przenoszenia prawa własności papierów wartościowych emitenta .................................... 102
Opis zasad zmiany statutu Emitenta ......................................................................................................................... 102
Sposób działania Walnego Zgromadzenia PGNiG, zasadniczych uprawnień, prawa akcjonariuszy i sposób ich
wykonywania ............................................................................................................................................................................ 102
Zwołanie i odwołanie Walnego Zgromadzenia spółki ................................................................................................ 103
Zasadnicze uprawnienia Walnego Zgromadzenia ..................................................................................................... 103
Opis praw akcjonariuszy w ramach Walnego Zgromadzenia i sposobu ich wykonywania ........................................ 103
6.2 Organy zarządcze, nadzorujące i ich komitety w PGNiG ..................................................................................................... 104
Zarząd ....................................................................................................................................................................... 104
Rada Nadzorcza oraz komitety .................................................................................................................................. 108
6.3 Wynagrodzenia .................................................................................................................................................................... 114
Polityka wynagrodzeń w PGNiG ................................................................................................................................ 114
System motywacyjny ................................................................................................................................................. 114
Świadczenia na rzecz pracowników .......................................................................................................................... 115
Polityka wynagrodzeń członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG ......................................................... 115
6.4 Systemy kontroli wewnętrznej w organizacji i zarządzania ryzykiem w odniesieniu do procesu sporządzania sprawozdań
finansowych i skonsolidowanych sprawozdań finansowych ........................................................................................................ 116
6.5 Zarządzanie ryzykiem .......................................................................................................................................................... 117
7. Sprawozdanie GK PGNiG na temat informacji niefinansowych ................................................................................................. 126
8. Informacje pozostałe dotyczące Grupy Kapitałowej PGNiG ...................................................................................................... 127
8.1 Informacje o zawartych umowach przez spółki GK PGNiG .................................................................................................. 127
Istotne umowy dla działalności GK PGNiG ................................................................................................................ 127
Istotne transakcje zawarte z podmiotami powiązanymi ............................................................................................. 127
8.2 Postępowania sądowe ......................................................................................................................................................... 127
8.3 Szczegółowy opis organizacji GK PGNiG oraz zmian w strukturze w 2021 r. ...................................................................... 129
Szczegółowa struktura organizacji GK PGNiG .......................................................................................................... 130
Pozostałe powiązania organizacyjne i kapitałowe ..................................................................................................... 131
Zmiany w strukturze GK PGNiG w 2021 r. ................................................................................................................ 131
8.4 Akcje własne PGNiG oraz akcje i udziały w jednostkach GK PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących . 131
8.5 System kontroli programów akcji pracowniczych ................................................................................................................. 132
8.6 Zdarzenia po zakończeniu okresu sprawozdawczego ......................................................................................................... 132
9. Oświadczenie Zarządu PGNiG i zatwierdzenie sprawozdania .................................................................................................. 136
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 6 z 136 To jest nieoficjalna wersja dokumentu.
Model biznesowy i organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG
1.1 Przedmiot działalności – model biznesowy
Rysunek 1 Model biznesowy GK PGNiG
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 7 z 136 To jest nieoficjalna wersja dokumentu.
1.2 Organizacja Grupy Kapitałowej PGNiG
Na dzień 31 grudnia 2021 r. konsolidowane metodą pełną były spółki: PGNiG jako podmiot dominujący oraz 23 jednostki zależne. W
skład PGNiG wchodzą: Oddział Obrotu Hurtowego, Oddział Geologii i Eksploatacji (Oddział w Sanoku, Oddział w Zielonej Górze,
Oddział w Odolanowie), Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze, Ratownicza Stacja Górnictwa Otworowego oraz Oddziały
zagraniczne (Oddział Operatorski w Pakistanie i Oddział w Zjednoczonych Emiratach Arabskich).
Rysunek 2 Wykaz jednostek GK PGNiG podlegających konsolidacji metodą pełną
1.3 Akcjonariat i akcje PGNiG na GPW
1
Struktura akcjonariatu
Na dzień 31 grudnia 2021 r. kapitał zakładowy PGNiG wynosił ok. 5,78 mld zł.
Tabela 4 Struktura akcjonariatu na 31 grudnia 2021 r.
Akcjonariusze
Liczba akcji/głosów
wynikających z akcji
na dzień 31.12.2020 r.
Udział w kapitale
zakładowym / liczbie
głosów na WZA na
dzień 31.12.2020 r.
Zmiany w 2021 r.
Liczba akcji/głosów
wynikających z akcji
na dzień 31.12.2021 r.
Udział w kapitale
zakładowym / liczbie
głosów na WZA na
dzień 31.12.2021 r.
Skarb Państwa
4 153 706 157
71,88%
-
4 153 706 157
71,88%
Pozostali
1 624 608 700
28,12%
-
1 624 608 700
28,12%
Razem
5 778 314 857
100,00%
-
5 778 314 857
100,00%
Akcje PGNiG oraz akcje i udziały w jednostkach powiązanych z PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących zostały
opisane w punkcie 8.4.
Kurs akcji PGNiG
Akcje PGNiG od 23 września 2005 r. notowane są w systemie notowań ciągłych rynku podstawowego Giełdy Papierów
Wartościowych w Warszawie. Cena emisyjna akcji w ofercie publicznej wyniosła 2,98 zł. W 2021 r. akcje PGNiG wchodziły w skład
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 8 z 136 To jest nieoficjalna wersja dokumentu.
indeksów: WIG, WIG20, WIG30, WIG-Poland, WIG-ESG, WIGdiv, a także indeksu sektorowego WIG-PALIWA i indeksu
makrosektorowego WIG.MS-PET.
W 2021 r. roczna stopa zwrotu z akcji Spółki liczona bez uwzględnienia dywidendy wyniosła 13%. W tym samym okresie indeks
branżowy WIG-PALIWA oraz indeks WIG20, skupiający największe i najbardziej płynne spółki notowane na warszawskim parkiecie,
przyniosły inwestorom stopy zwrotu na poziomie odpowiednio 29% oraz 13%. Notowania PGNiG odchylały się o -12% (kurs
minimalny na zamknięciu: 5,46 zł w dniu 30 listopada 2021 r.) do +12% (kurs maksymalny na zamknięciu: 6,98 zł w dniu 14 kwietnia
2021 r.) względem ceny uśrednionej z zamknięcia w całym 2021 r. (5,46 zł). Z kolei indeks WIG20 był notowany w przedziale od -
14% (kurs minimalny: 1 876,85 pkt w dniu 25 marca 2021 r.) do +14% (kurs maksymalny: 2 472,33 pkt w dniu 12 października 2021
r.) względem średniej wartości w 2021 r.
Wykres 1 Kurs akcji PGNiG oraz indeksów WIG20 i WIG Paliwa w 2021 r.
Źródło: GPW – Giełda Papierów Wartościowych w Warszawie.
* relatywnie do ceny akcji PGNiG.
Wskaźniki giełdowe
Tabela 5 Wskaźniki giełdowe za lata 2017-2021
Kluczowe dane
Jednostka
miary
2021
2020
2019
2018
2017
Zmiana %
2021/2020
Zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej
w mln zł
6 014
7 340
1 371
3 209
2 923
-16%
Zysk na jedną akcję
1
zł
1,04
1,27
0,24
0,56
0,51
-16%
Kurs akcji na zamknięciu ostatniej sesji w roku
zł
6,3
5,54
4,33
6,91
6,29
14%
Średni kurs akcji w roku
2
zł
6,2
4,4
5,59
6,12
6,33
41%
Liczba wyemitowanych akcji
mln szt.
5 778
5 778
5 778
5 778
5 778
-
Kapitalizacja na koniec roku
w mln zł
36 401
32 023
25 019
39 928
36 346
14%
Średni dzienny wolumen obrotu
mln szt.
4,15
5,83
5,02
3,9
3,5
-29%
Średnia dzienna wartość obrotu
w mln zł
25,75
24,45
27,62
24,2
21,7
5%
Wielkość dywidendy
3
w mln zł
1 213
520
1 040
-
1 156
133%
Wskaźniki giełdowe
2
Wskaźnik P/E według uśrednionej ceny akcji
-
5,79
3,46
23,56
11,02
12,52
67%
Wskaźnik P/E na koniec roku
-
5,89
4,36
18,25
12,44
12,44
35%
Wskaźnik P/BV na koniec roku
-
0,36
0,73
0,66
1,09
1,08
-51%
Wskaźnik EV/EBITDA
-
2,54
2,69
5,22
5,58
5,59
-6%
Wskaźnik dywidendy na akcję
3
zł
0,21
0,09
0,18
-
0,2
133%
Źródło: GPW – Giełda Papierów Wartościowych S.A. w Warszawie.
1) Przypisany zwykłym akcjonariuszom jednostki dominującej.
2) Kurs akcji według kursów zamknięcia.
3) Dywidenda z zysku za rok poprzedni.
P/E według uśrednionej ceny akcji = średnia cena akcji za rok obrotowy / zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej z jednej akcji.
P/E na koniec roku obrotowego = cena akcji na zamknięciu ostatniej sesji w roku obrotowym / zysk netto przypisany akcjonariuszom jednostki dominującej z jednej akcji.
P/BV na koniec roku obrotowego = cena akcji na zamknięciu ostatniej sesji w roku obrotowym / wartość księgowa jednej akcji.
EV/EBITDA = wartość kapitalizacji giełdowej spółki na zamknięciu ostatniej sesji w roku obrotowym + dług netto na koniec roku obrotowego / zysk operacyjny w roku
obrotowym + łączna wartość amortyzacji w roku obrotowym.
Dywidenda na akcję = dywidenda za poprzedni rok obrotowy / liczba wyemitowanych akcji.
Relacje inwestorskie PGNiG
W 2021 r. w ramach wykonania obowiązków informacyjnych spółki publicznej PGNiG opublikowało 52 raporty bieżące, dotyczące
m.in. zmian umów handlowych, zawieranych listów intencyjnych, procesów fuzji i przejęć, decyzji administracyjnych oraz wyników
operacyjnych i finansowych.
Spółka zorganizowała cztery ogólnodostępne telekonferencje (dla analityków i inwestorów) oraz konferencje prasowe w związku z
publikacją wyników okresowych. Przygotowała również raport zintegrowany 2020, zawierający wiele informacji nt. rynku ropy i gazu
oraz prowadzonych działań rozwojowych w GK PGNiG. W 2021 r. przedstawiciele PGNiG odbyli łącznie blisko 30 spotkań z
inwestorami i analitykami domów maklerskich, w większości w formule wideokonferencji.
W październiku 2021 r. w ramach konkursu „The Best Annual Report 2020” PGNiG znalazło się w gronie „The Best of the Best” –
grupie podmiotów, których sprawozdawczość finansowa jest wzorcowa i może stanowić przykład dobrych praktyk w obszarze
komunikacji z interesariuszami. Organizatorem konkursu jest Instytut Rachunkowości i Podatków.
5,0
6,0
7,0
8,0
01.2021 02.2021 03.2021 04.2021 05.2021 06.2021 07.2021 08.2021 09.2021 10.2021 11.2021 12.2021
PGNiG WIG-Paliwa* WIG20*
zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 9 z 136 To jest nieoficjalna wersja dokumentu.
Polityka dywidendy
Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 przewiduje wypłatę do 50% skonsolidowanego zysku netto w postaci dywidendy, przy czym
Zarząd PGNiG, rekomendując wypłatę dywidendy, każdorazowo bierze pod uwagę bieżącą sytuację finansową GK PGNiG i jej plany
inwestycyjne.
Tabela 6 Dywidenda z zysku netto za lata 2014-2020
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
Dywidenda za rok obrotowy (w mld zł)
1,21
0,52
1,04
-
1,16
1,06
1,18
Dywidenda na akcję (w zł)
0,21
0,09
0,18
-
0,2
0,18
0,2
Średnia roczna cena akcji (w zł)
4,4
5,59
6,12
6,33
5,16
5,94
4,85
Stopa dywidendy*
4,77%
1,61%
2,94%
-
3,88%
3,03%
4,12%
* Stopa dywidendy - dywidenda na jedną akcję dzielona
przez średnią roczną cenę akcji.
W dniu 9 lipca 2021 r. Zwyczajne Walne Zgromadzenie (ZWZ) PGNiG, zgodnie z rekomendacją Zarządu PGNiG z dnia 25 maja
2021 r., podjęło decyzję o podziale kwoty 6.908.548.870,60 zł, na którą składał się zysk finansowy netto PGNiG S.A. za rok 2020 w
kwocie 6.908.551.193,11 zł oraz niepokryta strata z lat ubiegłych wynikająca z korekty poprzedniego okresu w kwocie 2.322,51 zł w
następujący sposób:
kwotę 1.213.446.119,97 zł przeznaczono na wypłatę dywidendy dla akcjonariuszy (0,21 zł na jedną akcję);
kwotę 5.695.102.750,63 zł przeznaczono na zwiększenie kapitału zapasowego PGNiG.
Ponadto ZWZ PGNiG ustaliło dzień dywidendy na 19 lipca 2021 r. a termin wypłaty dywidendy na 3 sierpnia 2021 r.
Od dnia debiutu giełdowego, PGNiG wypłaciło łącznie 1,29 zł dywidendy na 1 akcję. Całkowita stopa zwrotu na koniec 2021 r. z
uwzględnieniem dywidend, w porównaniu do ceny emisyjnej akcji PGNiG, wyniosła 155%.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 10 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
2. Strategia Grupy Kapitałowej PGNiG
2.1 Misja i wizja
Misja
Zaufany: nasi klienci polegają na wysokiej jakości i wiarygodności
świadczonych usług
Dostawca energii: kompleksowo zaspokajamy potrzeby energetyczne
klientów (gaz + prąd + ciepło + inne/usługi)
Dom i biznes: dbamy i cenimy wszystkich naszych klientów –
gospodarstwa domowe, firmy i instytucje
Jesteśmy zaufanym dostawcą energii dla domu i
biznesu
Wizja
Odpowiedzialnie: działamy przejrzyście w oparciu o zasady
odpowiedzialności społecznej
Efektywnie: jesteśmy zoptymalizowani procesowo i kosztowo
Innowacyjne rozwiązania: jesteśmy liderem innowacyjności w branży
energetycznej
Odpowiedzialnie i efektywnie dostarczamy
innowacyjne rozwiązania energetyczne
Cel nadrzędny
Wzrost wartości: naszą nadrzędną aspiracją jest kreowanie wartości
dodanej dla naszych akcjonariuszy i klientów
Stabilność finansowa: dążymy do zapewnienia długoterminowej
stabilności finansowej i wiarygodności kredytowej
2.2 Główne wyzwania
Działalność GK PGNiG jest silnie związana z wpływającymi na nią czynnikami zewnętrznymi, które jednocześnie stanowią dla Grupy
wyzwania, którymi są m.in.:
zmiany na światowych rynkach paliwowo-energetycznych, w tym gwałtowny wzrost cen ropy naftowej, wzrost cen gazu ziemnego
oraz rozwój rynku LNG
W drugiej połowie 2021 r. nastąpił bezprecedensowy wzrost cen gazu ziemnego na rynkach. Cena spot w szczycie notowań była
18,3x wyższa w stosunku do średniej ceny z 2020 r. i 12,6x wyższa od średniej z 2019 r. W dniu 21 grudnia 2021 r. cena gazu na
giełdzie TTF osiągnęła rekordowy poziom 180 EUR/MWh. Innymi czynnikami mającymi wpływ na wzrost cen był spadek produkcji
gazu w Europie (UK, Holandia i Norwegia) oraz wysoki popyt na LNG (zwłaszcza rynek chiński oraz brazylijski).
Średnia cena gazu w Europie w 2021 r. była wyższa o 385% w porównaniu do średniej ceny z 2020 r. (na podstawie cen
odnotowanych na TTF, THE/GPL, NBP i TGE) – zmiana z poziomu 9,5 EUR/MWh w 2020 r. do 46,12 EUR/MWh. Pod koniec sezonu
zimowego 2021 r. i na początku II kwartału temperatura była poniżej norm sezonowych, to z kolei wpłynęło na zwiększenie
zapotrzebowania na gaz, a w efekcie zczerpanie magazynów. Jednocześnie można było zaobserwować wysoki popyt LNG na
rynkach azjatyckich, a to wpłynęło na przekierowania dostaw z Europy do Azji. W II połowie 2021 r. wciąż utrzymywał się niski poziom
zapasów magazynowych w Europie, dodatkowo niższa produkcja gazu (ograniczenie wydobycia ze złoża Groningen), a także niższa
podaż rosyjskiego gazu do Europy spowodowały, że wzrost cen gazu nasilał się. Dramatyczny wzrost cen w Europie pod koniec roku
oraz spadek zapotrzebowania na rynkach azjatyckich spowodował, że więcej ładunków LNG zaczęło docierać na rynek europejski i
zaczęła odbudowywać się podaż gazu z regazyfikacji. Towarzyszyło temu jednak całkowite wstrzymanie dostaw gazu rosyjskiego
do Niemiec Gazociągiem Jamalskim, jak również ograniczanie przepływów przez Ukrainę.
Światowe zużycie gazu ziemnego było większe w 2021 r. w stosunku do 2020 r., co związane było z ożywieniem gospodarczym po
zastoju spowodowanym przez pandemię COVID-19 i mroźną zimę. Podaż nie nadążała za popytem, co w efekcie przełożyło się na
wysokie ceny gazu ziemnego na rynkach.
Podobnie jak w poprzednim roku widoczny jest rozwój infrastruktury LNG na globalnym rynku - zarówno służącej zwiększeniu mocy
eksportowych jak i importowych. W 2021 r. import LNG przez GK PGNiG wzrósł w porównaniu z 2020 r. Uczestnictwo PGNiG w
globalnym rynku LNG umożliwia optymalizację długoterminowego portfela gazu, jak również pozwala na pokrycie zapotrzebowania
w przypadku wystąpienia dodatkowego popytu lub ograniczenia rurociągowych dostaw gazu, co miało miejsce w 2021 r. w wyniku
ograniczenia dostaw gazu przez głównego dostawcę z kierunku wschodniego – Gazprom.
W 2021 r. średnia cena spot ropy Brent wyniosła $71/bbl, natomiast w 2020 r. było to $42/bbl. Wzrosty cen wynikały przede wszystkim
z odbicia gospodarczego po globalnej pandemii koronawirusa. Dzięki wprowadzeniu szczepień w wielu regionach świata zniesiono
obostrzenia, a mobilność powróciła do poziomów zbliżonych do tych sprzed pandemii. Wzrost światowego popytu na ropę
przewyższał krótkoterminowy wzrost wydobycia, co spowodowało spadek globalnych zasobów tego surowca. Niepewność względem
dalszego rozwoju pandemii przekładała się na zmienność cenową tego surowca zwłaszcza pod koniec 2021 r.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 11 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
W styczniu i lutym 2022 r. doszło do stabilizacji cen gazu na poziomie poniżej 80 EUR/MWh. Agresja Federacji Rosyjskiej na Ukrainę
w dniu 24 lutego 2022r. spowodowała bardzo szybki wzrost cen oraz ich znaczącą zmienność. W dniu 7 marca 2022 r. ceny osiągnęły
historyczny szczyt w wysokości 354 EUR/MWh.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 3.3.
konieczność zmiany struktury portfela zakupu gazu z importu
Portfel pozyskania gazu GK PGNiG zakłada możliwość pokrycia całego zapotrzebowania na gaz w Polsce dla GK PGNiG oraz
klientów Grupy i składa się w istotnej części z kontraktów importowych długoterminowych (kontrakt jamalski i katarski).
W 2021 r. kontynuowano strategię dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z importu zwiększając udział dostaw z zachodu i południa
(opartych o rynkowe ceny gazu w poszczególnych hubach) oraz LNG (dostawy spot oraz kontrakty długoterminowe), kosztem
zmniejszenia udziału dostaw z kierunku wschodniego – w 2021 r. import LNG stanowił ponad 25% portfela importowego, z kolei
import gazu z Rosji spadł do ok. 60%.
Z uwagi na wygasający po 2022 r. kontrakt jamalski, dla GK PGNiG szczególnie istotne jest budowanie alternatywnych tras dostaw
gazu ziemnego do Polski, w tym głównie z kierunku północnego za pośrednictwem planowanego gazociągu Baltic Pipe. Celem Grupy
po 2022 r. jest także optymalne wykorzystanie terminala LNG w Świnoujściu, w związku z czym PGNiG powiększył swój portfel LNG
o kilka umów z partnerami amerykańskimi na dostawy tego gazu do Polski.
zmiany polityk i regulacji prawnych
Otoczenie regulacyjne, w którym działa Grupa PGNiG podlega cyklicznym, istotnym zmianom, w szczególności w obszarach
opodatkowania wydobycia węglowodorów, realizowania obliga giełdowej sprzedaży gazu, czy redukcji emisji CO
2
.
Polityka klimatyczna UE oraz zobowiązania międzynarodowe do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych i eliminacji paliw
kopalnych z miksu energetycznego na rzecz technologii bezemisyjnych są niesprzyjające dla sektora gazu ziemnego.
Fit for 55 to pakiet zmian legislacyjnych, który Komisja Europejska ogłosiła w połowie lipca 2021 r. Mają one doprowadzić do
ograniczenia emisyjności gospodarki europejskiej o co najmniej 55% do 2030 r. Implementacja pakietu w obecnym brzmieniu będzie
miała szereg negatywnych konsekwencji dla GK PGNiG z powodu zwiększenia kosztów wykorzystania paliw kopalnych.
Proponowany pakiet gazowy, który ma wpłynąć na dekarbonizację sektora gazu, ma doprowadzić do zdecydowanych zmian w
zakresie gazu kopalnianego, a docelowo ma zostać zastąpiony gazami odnawialnymi, w tym wodorem, biometanem, początkowo
poprzez mieszanie z gazem ziemnym, a finalnie - całościowo.
W połowie grudnia 2021 r. Komisja Europejska przedstawiła pakiet mający na celu dekarbonizację sektora gazu poprzez ułatwienie
wykorzystania OZE i niskoemisyjnych gazów. Rola gazu w transformacji energetycznej zależy w dużej mierze od tego, jak sektor
odpowie na nowy pakiet gazowy oraz na zmieniające się realia rynkowe.
2.3 Strategia GK PGNiG na lata 2017–2022 z perspektywą do 2026 r.
Strategia GK PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r., została przyjęta przez Radę Nadzorczą PGNiG w dniu 13 marca
2017 r. Priorytetem Grupy jest zrównoważony rozwój organizacji poprzez inwestowanie w obszary działalności cechujące się
relatywnie wysoką stopą zwrotu w stosunku do ryzyka inwestycyjnego (np. upstream), przy jednoczesnym zaangażowaniu w obszary
regulowane, cechujące się znacznym bezpieczeństwem inwestycyjnym (dystrybucja gazu oraz elektroenergetyka i ciepłownictwo).
GK PGNiG realizuje ambitny program inwestycyjny, który stanowić ma fundamenty dla długoterminowego i stabilnego wzrostu
wartości.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 12 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Cele i aspiracje na lata 2017-2022. Realizacja Strategii w latach 2017-2021
Tabela 7 Cele, aspiracje i realizacja Strategii w latach 2017-2021
Segment
Aspiracje
Cele
Realizacja
Poszukiwanie
i wydobycie
Wzrost zasobów i
poziomu wydobycia
węglowodorów.
Zwiększenie bazy
udokumentowanych zasobów
o ok. 35%.
Zwiększenie poziomu
wydobycia węglowodorów o
ok. 41%.
Istotne obniżenie
jednostkowych kosztów
poszukiwań i rozpoznania
złóż.
Utrzymanie jednostkowych
kosztów zagospodarowania
złóż i wydobycia
węglowodorów.
* Nakłady uwzględniające wydatki na akwizycje złóż węglowodorów.
Obrót
i magazynowanie
Obrót detaliczny:
Utrzymanie pozycji
rynkowej i
maksymalizacja
marży.
Maksymalizacja marży w
obrocie detalicznym, przy
utrzymaniu łącznego
wolumenu sprzedaży gazu
ziemnego na rynku
detalicznym na poziomie ok.
67-69 TWh rocznie.
Obrót
i magazynowanie
Magazynowanie:
Zabezpieczenie
dostępu do
pojemności
magazynowych.
Zabezpieczenie docelowych
dostępnych pojemności
magazynowych
dostosowanych do popytu
oraz poprawa efektywności
obszaru magazynowania.
1,2
2,3
2,5
2,6
3,4
2017 2018 2019 2020 2021
Nakłady inwestycyjne*
mld zł
795
858
884
931
1 040
1 207
2017 2018 2019 2020 2021 2022
Udokumentowane zasoby
mln
boe
39
40
38
39
45
55
2017 2018 2019 2020 2021 2022
Wydobycie węglowodorów
mln
boe
82
82
84
89
102
2017 2018 2019 2020 2021
Wolumen sprzedaży gazu ziemnego PGNiG
OD
TWh
3,00
3,00
3,10
3,17
3,17
2017 2018 2019 2020 2021
Pojemności magazynowe
mld m
3
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 13 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Obrót
i magazynowanie
Obrót hurtowy:
Zdywersyfikowany i
konkurencyjny
portfel dostaw gazu
ziemnego.
Budowa zdywersyfikowanego
i konkurencyjnego portfela
dostaw gazu ziemnego po
2022 r.
Zwiększenie łącznego
wolumenu sprzedaży gazu
ziemnego o ok. 7%.
Dystrybucja
Przyspieszenie
gazyfikacji kraju.
Budowa łącznie ponad 300
tys. nowych przyłączy
gazowych.
Zwiększenie wolumenu
dystrybucji gazu o ok. 16%.
0,06
0,11
0,16
0,1
0,08
2017 2018 2019 2020 2021
Nakłady inwestycyjne
mld zł
25%
12%
61%
LNG
25%
kierunek
zachodni
12%
kierunek
południowy
2%
kierunek
wschodni
61%
2021
2020
Struktura importu gazu
176,6
181,81
184,91
194,48
208,92
2017 2018 2019 2020 2021
Wolumen sprzedaży gazu ziemnego PGNiG
TWh
1,3
1,8
2,3
3,0
3,2
2017 2018 2019 2020 2021
Nakłady inwestycyjne
mld zł
54 922 115 672
197 369
310 269
429 473
300 000
2017 2017-20182017-20192017-20202017-20212017-2022
Liczba nowych przyłączy gazowych
szt.
11 645
11 747
11 531
11 570
13 193
12 596
2017 2018 2019 2020 2021 2022
Wolumen dystrybucji gazu
mln m
3
+19%
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 14 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wytwarzanie
Wzrost wolumenu
produkcji energii.
Zwiększenie wolumenu
sprzedaży ciepła i energii
elektrycznej o ok. 20%.
Centrum
korporacyjne
Efektywny model
korporacyjny, rozwój
B+R+I oraz CSR.
Zwiększenie zaangażowania
oraz efektywności w realizacji
projektów badawczo-
rozwojowych oraz
innowacyjnych (łączne
planowane wydatki na ten
obszar przewidziano na
poziomie ok. 680 mln zł).
Poprawa efektywności
operacyjnej GK PGNiG.
Wzmocnienie wizerunku
Grupy.
Nakłady inwestycyjne w okresie 2017-2021 wyniosły łącznie 30,6 mld zł, co stanowi ok. 90% realizacji planu na lata 2017-2022.
Poszukiwanie i Wydobycie
W 2021 r. realizacja Strategii w zakresie budowy bazy udokumentowanych zasobów węglowodorów, zagospodarowywania odkrytych
krajowych złóż i wydobycia węglowodorów w Polsce przebiegała zgodnie z założeniami.
Z uwagi na ograniczoną dynamikę nowych odkryć krajowych złóż węglowodorów, a także niewielkie perspektywy udokumentowania
złóż niekonwencjonalnych w Polsce, poszukiwane są możliwości dalszego wzrostu bazy zasobów węglowodorów oraz rozwoju
działalności produkcyjnej poza granicami kraju. Jednocześnie ważnym celem dla Grupy pozostaje realizacja projektów
wydobywczych gwarantujących tzw. equity gas na szelfie norweskim, w celu bezpośredniego sprowadzania go do Polski.
W 2021 r. PGNiG UN podejmował działania mające na celu istotne zwiększenie wydobycia oraz poprawę wyników operacyjnych,
realizując tym samym cel strategiczny, poprzez poniesione inwestycje tj.: akwizycja spółki INEOS E&P Norge AS (zakończona pod
koniec września 2021 r.), zakończenie procesu inwestycyjnego oraz rozpoczęcie produkcji na złożach Duva, Ærfugl oraz Ærfugl
Nord, rozpoczęcie procesu inwestycyjnego Tommeliten Alpha oraz trzeciej fazy zagospodarowania Ormen Lange, przygotowanie
koncepcji zagospodarowania złóż King Lear, Alve Nord, Fogelberg, Cape Vulture oraz Shrek, realizacja inwestycji w ramach złóż
obecnie produkujących. Ponadto każdego roku rozstrzygane są rundy koncesyjne APA (Awards in Predefined Areas), dzięki którym
istnieje możliwość powiększenia udziałów w koncesjach przez Spółkę.
W oddziale w Pakistanie w 2021 r. prowadzono prace poszukiwawcze oraz eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar
zgodnie z założeniami. Ponadto PGNiG objęło 25% udziałów nieoperatorskich w koncesji poszukiwawczej Musakhel, gdzie w 2021
r. zakończono akwizycję i interpretację zdjęcia grawimetrycznego.
0,5 0,6
1,6
1,1
2,1
2017 2018 2019 2020 2021
Nakłady inwestycyjne
mld zł
15,72
15,27
14,85
14,8
16,5
17,5
2017 2018 2019 2020 2021 2022
Wolumen sprzedaży ciepła i energii
elektrycznej
TWh
0,15
0,14
0,07 0,09
0,18
2017 2018 2019 2020 2021
Nakłady inwestycyjne
mld zł
578
1 047
1563
1896
2017-2018 2017-2019 2017-2020 2017-2021
Wydatki na badania, rozwój i innowacje
mln zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 15 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Obrót i Magazynowanie
Obrót hurtowy
Mając na uwadze wygaśnięcie w 2022 r. kontraktu jamalskiego, Grupa PGNiG dąży do osiągnięcia realnej dywersyfikacji portfela
dostaw gazu. W tym zakresie kluczowymi działaniami Grupy są:
wsparcie budowy Baltic Pipe poprzez zawarcie umów przesyłowych - celem strategicznym GK PGNiG jest budowa portfela
pozyskania gazu z wykorzystaniem infrastruktury Baltic Pipe, co pozwoli na jego sprowadzanie z nowych kierunków i kontraktację
po cenie rynkowej, zapewniając większą elastyczność portfela importu gazu po 2022 r.;
rozwój kompetencji w zakresie handlu i logistyki LNG na rynku globalnym – w ten sposób GK PGNiG wesprze elastyczność w
zakresie struktury pozyskania gazu po 2022 r. dzięki możliwości bilansowania portfela importowego. PGNiG zawarł
długoterminowe umowy na dostawy gazu skroplonego do Polski, których realizacja rozpocznie się po 2022 r.;
zwiększenie bazy zasobów w kraju i za granicą – poprzez rozwój i utrzymanie wysokiego wydobycia gazu w Polsce oraz badanie
nowych kierunków dostaw gazu w celu wzmocnienia pozycji konkurencyjnej Spółki po 2022 r.
W 2021 r. podobnie jak latach poprzednich z powodzeniem kontynuowano strategię sprzedaży, w wyniku której PGNiG utrzymało
portfel dotychczasowych klientów.
Sprzedaż gazu wysokometanowego sieciowego PGNiG na polskim rynku w 2021 r. wyniosła 198,5 TWh (ok. 18,1 mld m
3
) i wzrosła
o 7,5 % w porównaniu do 2020 r. (184,7 TWh, ok. 16,8 mld m
3
). Grupa zamierza kontynuować działania zmierzające do wzmocnienia
swojej obecności na rynkach Europy Środkowo-Wschodniej, w tym na rynku ukraińskim, należącym do najbardziej
perspektywicznych w regionie. Ze względu na sytuację rynkową i wysokie stany ukraińskich magazynów gazu, import na Ukrainę z
kierunku zachodniego przez większą część 2021 r. nie był realizowany, a działalność handlowa Spółki skupiła się na transakcjach
kupna/sprzedaży gazu zmagazynowanego w ukraińskich podziemnych magazynach gazu.
Ponadto w 2021 r. PGNiG kontynuowało bardzo dynamiczny rozwój swojej działalności na rynku LNG małej skali, czyli sprzedaży
gazu za pomocą transportu cysternami skroplonego gazu do zakładów lub stacji regazyfikacyjnych, które nie mają dostępu do sieci
dystrybucyjnej, odpowiadając na istotny wzrost zapotrzebowania. Systematycznie rośnie wolumen paliwa, które trafia do odbiorców
końcowych w postaci skroplonej.
Obrót detaliczny
Wdrażając wytyczne Strategii realizowany jest szereg inicjatyw, projektów czy działań operacyjnych mających wspierać osiągnięcie
celów strategicznych we wszystkich czterech zdefiniowanych obszarach: wdrożenie strategii obrony marży, optymalizacja i
digitalizacja procesów obsługi klienta, rozwój oferty produktowej, rozwój działalności doradztwa energetycznego.
Dla osiągnięcia celów strategicznych określonych w zdefiniowanych obszarach PGNiG OD realizuje projekty i działania operacyjne
m.in. w obszarach: nowego systemu billingowego, rozwoju oferty produktowej (w tym oferty bunkrowania z wykorzystaniem LNG,
rozwiązań fotowoltaicznych, produktów dodatkowych/nieenergetycznych) i rozwoju narzędzi obsługi klienta.
Sytuacja rynkowa Spółki w 2021 r., w dużej mierze była podyktowana następstwami postpandemicznych zmian w gospodarce oraz
bezprecedensowych wzrostów cen paliwa gazowego na rynkach europejskich, z którymi skorelowane są notowania na Towarowej
Giełdzie Energii. W szczególności znaczące wahania cen paliw i nośników energii na rynkach hurtowych wpłynęły negatywnie na
możliwości realizacji polityki handlowej w obszarze osiągania założonych marż i wyniku finansowego.
Magazynowanie
W 2021 r. GSP realizowało prace związane z budową KPMG Kosakowo – 5-ciu komór zgrupowanych na klastrze B, które zostały
oddane do eksploatacji we wrześniu 2021 r. (projekt finalnie został zakończony w grudniu 2021 r.)
Ponadto w ramach projektu H 2020 GSP opracowało „Studium wykonalności instalacji dla podziemnego magazynu wodoru w
lokalizacji KPMG Mogilno” oraz „Studium wykonalności projektu wielkoskalowego magazynowania wodoru w kawernach solnych w
lokalizacji KPMG Kosakowo”. Dodatkowo w 2021 r. opracowano studium wykonalności pn. „Budowa komór magazynowych
dedykowanych dla podziemnego bezzbiornikowego magazynowania biometanu, w tym instalacji technologicznej w KPMG Mogilno”.
Dystrybucja
W ramach realizacji celów strategicznych PSG kontynuuje działania, które w 2021 r. zaowocowały zawarciem ponad 119,3 tys. umów
przyłączeniowych z klientami oraz dostarczeniem do odbiorców 13,14 mld m
3
gazu ziemnego. Do końca 2021 r. wydano ponad 260
tys. warunków przyłączeniowych (o 17% więcej niż w roku ubiegłym) oraz wybudowano 119,2 tys. sztuk przyłączy o łącznej długości
1 133,7 km.
Ogłoszony w 2018 r. Program przyspieszenia inwestycji w sieć gazową Polski zakłada, że do 2022 r. na terenie zgazyfikowanych
gmin zamieszkiwać będzie blisko 90% ludności kraju. W ramach Programu zgazyfikowano (uruchomiono usługę dystrybucyjną) 32
nowe gminy (łącznie 217 od początku Programu). Ponadto prowadzona jest rozbudowa sieci dystrybucyjnej na terenach
niezgazyfikowanych oraz dostarczenie gazu odbiorcom z wykorzystaniem technologii skroplonego gazu ziemnego – LNG, czyli tzw.
gazyfikacji wyspowej. W 2021 r. PSG odebrała 31 stacji regazyfikacji LNG i odkupiono 2 stacje regazyfikacji od PGNiG S.A.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 16 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Dodatkowo PSG realizowała zadania inwestycyjne związane ze stacjami CNG. Do końca 2021 r. dokonano 20 Odbiorów
Technicznych stacji CNG, w tym 2 stacji LCNG.
Wytwarzanie
Wizją strategiczną obszaru energetyki i ciepłownictwa jest dążenie do efektywnej rozbudowy mocy wytwórczych oraz dystrybucji
ciepła sieciowego. GK PGNiG zamierza także zwiększyć wolumen sprzedaży i dystrybucji ciepła, który będzie efektem akwizycji
aktywów ciepłowniczych i rozwoju działalności wytwórczej na terenie całego kraju.
Grupa PGNiG Termika podejmuje działania w kierunku modernizacji wyeksploatowanych i nieefektywnych środowiskowo aktywów
wytwórczych, aby sprostać wymaganiom regulacji środowiskowych, podwyższonym normom emisji przemysłowych oraz kryteriom
BAT (najlepszej dostępnej technologii), a także wymaganiom polityki klimatycznej. W 2021 r. do najważniejszych inwestycji należały:
realizacja kontraktu na budowę bloku gazowo-parowego oraz kotłowni szczytowej w Ec Żerań (oddane do eksploatacji w grudniu
2021 r.), program inwestycyjny dotyczący modernizacji Ec Pruszków (faza realizacji) oraz program modernizacji C Kawęczyn (etap
rozstrzygnięć postępowań przetargowych). Kontynuowane są prace przy projekcie budowy jednostki wielopaliwowej w Ec Siekierki.
W 2021 r. zrewidowano projekt pod kątem miksu paliwowego i zdecydowano o całkowitym odejściu od spalania węgla.
Inne projekty rozwojowe
W 2021 r. monitorowano realizację łącznie 106 przedsięwzięć badawczo–rozwojowo-innowacyjnych w GK PGNiG. Wartość
poniesionych nakładów na przedsięwzięcia w GK PGNiG to łącznie ok. 332 mln zł. W 2021 r. realizowano projekty innowacyjno-
rozwojowe, sukcesywnie rozwijając kompetencje w następujących kluczowych obszarach: Odnawialne Źródła Energii, Paliwa
Alternatywne, Efektywność Energetyczna i Centrum Startupowe InnVento.
Inwestycje w latach 2017-2022
W Strategii założono, że na inwestycje zostanie przeznaczonych łącznie ponad 34 mld zł w latach 2017-2022. Średnioroczne nakłady
inwestycyjne kształtować się będą na poziomie ok. 5,7 mld zł. Program inwestycyjny umożliwi wygenerowanie skumulowanego
wyniku EBITDA Grupy na poziomie ok. 33,7 mld zł w latach 2017-2022 i perspektywiczny wzrost wyniku EBITDA Grupy do
średniorocznego poziomu ok. 9,2 mld zł w latach 2023-2026. Jednocześnie, poziom zadłużenia netto w relacji do wyniku EBITDA
powinien pozostać w całym okresie objętym strategią na poziomie poniżej 2,0, przy utrzymaniu dotychczasowej polityki
dywidendowej, zakładającej wypłatę do 50% skonsolidowanego zysku netto Grupy.
Wykres 2 Planowane nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022*
* Nakłady uwzględniające wydatki na akwizycje złóż węglowodorów.
Inwestycje w 2022 r.
W 2022 r. GK PGNiG zamierza utrzymać wysoki poziom nakładów finansowych na działalność inwestycyjną, w tym głównie na
realizację projektów w zakresie utrzymania zdolności wydobywczych, działalności związanej z poszukiwaniem i rozpoznawaniem
złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz budowy sektora elektroenergetycznego.
Tabela 8 Planowane nakłady inwestycyjne* na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2022 r.
Planowane nakłady inwestycyjne
*
poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG.
2022
I
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
3 533
1
Polska (PGNiG)
1 208
2
Norwegia
2 120
3
Pakistan
134
4
Pozostałe
71
II
Obrót i Magazynowanie**
858
III
Dystrybucja
3 152
IV
Wytwarzanie
2 995
V
Pozostałe segmenty
279
VI
Nakłady inwestycyjne łącznie (I-V)
10 817
* W tym m.in. skapitalizowane koszty finansowania zewnętrznego. Planowane nakłady nie uwzględniają wydatków na potencjalne akwizycje.
** Z uwzględnieniem kosztu czarter gazowców, zgodnie z MSR16
Poszukiwanie i
Wydobycie
15 mld zł
Dystrybucja
10 mld zł
Wytwarzanie
5 mld zł
Obrót i
Magazynowanie
0,3 mld zł
Inne projekty rozwojowe
4 mld zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 17 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Poszukiwanie i Wydobycie
PGNiG realizując cel strategiczny, jakim jest zwiększenie łącznego poziomu wydobycia, w 2022 r. kontynuować będzie podłączanie
oraz zagospodarowanie odwiertów w Polsce w Oddziałach w Zielonej Górze i Sanoku. Prognozowane wydobycie w Polsce w 2022
r. to 3,8 mld m
3
gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, podobnie jak w 2021 r.), natomiast ropy naftowej wraz z
kondensatem: 0,677 mln ton.
PGNiG UN planuje prowadzić działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu
do Polski. Obejmują one zarówno wsparcie przy budowie infrastruktury umożliwiającej fizyczne sprowadzenie norweskiego gazu do
Polski, jak i potencjalne akwizycje aktywów produkcyjnych i/lub przedprodukcyjnych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka
będzie kontynuować wydobycie węglowodorów jako partner ze złóż złóż Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog,
Skogul, Kvitebjørn, Ormen Lange, Alve, Marulk, Duva, Tambar Øst i Valemon oraz zagospodarowanie złóża Tommeliten Alpha. Trwa
również faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Shrek, Alve Nord, Fogelberg i King Lear.
W Pakistanie na 2022 r. w ramach prac rozpoznawczo – eksploatacyjnych zaplanowano ukończenie wiercenia otworu Rehman-8,
wykonanie odwiertu Rizq-4 i podłączenie do produkcji otworu eksploatacyjnego Rehman-8. Równolegle do prac wiertniczych, Oddział
PGNiG w Pakistanie prowadzić będzie prace związane z rozbudową mocy instalacji wydobywczych. W ramach kontynuacji prac
poszukiwawczych, Oddział w Pakistanie planuje wykonanie zdjęcia sejsmicznego 2D oraz rozpoczęcie wiercenia odwiertu
poszukiwawczego Rayyan-1.
Dodatkowo w 2022 r. na kolejnej koncesji należącej do PGNIG jaką jest Musakhel, zaplanowane jest rozpoczęcie prac sejsmicznych,
które pozwolą podjąć decyzję o wierceniu pierwszego otworu poszukiwawczego.
Oprócz zaplanowanych prac na koncesjach Kirthar i Musakhel w 2022 r., prowadzone są działania mające na celu identyfikację i
ewentualną akwizycję kolejnych atrakcyjnych aktywów w Pakistanie.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.1.5.
Obrót i magazynowanie
W obrocie hurtowym PGNiG posiada zabezpieczone w perspektywie długoterminowej moce regazyfikacyjne i przesyłowe
pozwalające pokrycie zapotrzebowania na import ze strony polskiego rynku hurtowego. Po wygaśnięciu z końcem 2022 r. kontraktu
jamalskiego import realizowany będzie w oparciu o zdywersyfikowane portfolio kontraktów zakupowych i we współpracy ze spółkami
z GK PGNiG aktywnymi na europejskim rynku hurtowym i LNG oraz rozwijającymi pozycję Grupy jako producenta gazu na
Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Dla osiągnięcia celów strategicznych, a także sprostania wymogom jakie niesie dynamiczna sytuacja na rynku gazu PGNiG Obrót
Detaliczny (PGNiG OD) realizuje szereg działań operacyjnych oraz przedsięwzięć projektowych, nakierowanych na utrzymanie i
podnoszenie skuteczności oraz wydajności procesów kluczowych dla obsługi jej odbiorców.
PGNiG OD będzie kontynuowało projekty wpływające na podniesienie efektywności procesów sprzedaży i obsługi klientów - rozwój
CRM i Contact Center, rozwój narzędzi zdalnej obsługi klienta, rozwój oferowanych produktów, np.: sprzedaż ratalna produktów
commodity, kontynuacja projektu Stop Smog, którego zakres w 2022 r. będzie obejmował poszerzenie współpracy z NFOŚiGW w
zakresie wsparcia odbiorców przełączających ogrzewanie domów na systemy oparte o gaz ziemny (równocześnie Spółka planuje
uruchomić pilotażową ofertę urządzeń grzewczych (kotły gazowe, pompy ciepła) w modelach sprzedaży własnej oraz sprzedaży
partnerskie), rozbudowa infrastruktury CNG i LNG (stacje CNG, usługi bunkrowania LNG, cysterny kriogeniczne) oraz rozwój nowej
linii biznesowej w obszarze fotowoltaiki.
Dodatkowo w 2022 r. PGNiG OD będzie zaangażowana w wszelkie działania związane z tarczą antyinflacyjną oraz dedykowanymi
rozwiązaniami służącymi ochronie odbiorców paliw gazowych. To będzie determinowało spółkę do określenia priorytetów dla wielu
innych zadań projektowych i operacyjnych czy też weryfikacji już prowadzonych projektów np. dotyczących rozwoju istotnych
systemów teleinformatycznych.
Niezależenie od przejściowych ograniczeń związanych z pandemią i kryzysem dot. cen na rynku energetycznym, PST będzie
kontynuowało rozwój działalności w szczególności w handlu LNG, realizacji dostaw z obszaru Morza Północnego i Norweskiego oraz
handlu gazem na rynkach Europy Środkowo-Wschodniej.
W obszarze magazynowania po oddaniu do eksploatacji 5 komór zgrupowanych w klastrze B w pod koniec 2021 r., w KPMG
Kosakowo jest aktywnych 10 komór magazynowych o pojemności czynnej 299,7 mln m
3
. GSP planuje rozszerzyć działalność w
obszarze magazynowania, w szczególności energii (w postaci wodoru), wodoru, biometanu, sprężonego powietrza i paliw płynnych
w celu poszerzenia swojej bazy klientów i zagwarantowania nowych źródeł przychodów. Oferowane usługi będą związane z
przygotowaniem, realizacją i nadzorem inwestycji w zakresie budowy podziemnych magazynów energii i paliw płynnych, a następnie
oferowania pojemności magazynowych. W 2022 r. GSP będzie kontynuowało prace przy projektach związanych z magazynowaniem
wodoru, biometanu, sprężonego powietrza i LPG. Ponadto w 2022 r. będzie kontynuowana nowa usługa w ramach działalności
nieregulowanej związana z obsługą instalacji osuszania gazu w Mikanowie.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.2.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 18 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Dystrybucja
W perspektywie krótkoterminowej PSG podejmuje działania, które poprzez budowę sieci gazowej i przyłączanie odbiorców
końcowych (przede wszystkim w ramach „zagęszczania sieci”, czyli przyłączenia do istniejącej sieci gazowej) wpisuje się w działania
„walki ze smogiem”. Równolegle PSG bierze udział w kampanii pt. „Przyłącz się, bo liczy się każdy oddech”.
W ujęciu średnioterminowym PSG podejmuje działania związane z przebudową, modernizacją i budową nowej sieci gazowej celem
zachowania bezpieczeństwa i ciągłości dostaw paliwa gazowego oraz długoterminowej przepustowości dla możliwości przyłączeń
nowych odbiorców przemysłowych, w tym w szczególności ciepłownictwa zawodowego poniżej 50 MW.
Spółka dostrzegana potencjał biznesowy związany z rozwojem rynku nowych produktów gazowych ze źródeł odnawialnych i
docelową wielkością transportowanych wolumenów tych gazów, które mogą kompensować (w stopniu zależnym od czynników
ekonomicznych i regulacyjnych), zmniejszające się znaczenie energetyczne gazu ziemnego w gospodarce „Zielonego Ładu”. Dlatego
PSG prowadzi w formule projektowej wieloaspektowe analizy w zakresie przygotowania infrastruktury gazowej do dystrybucji gazów
odnawialnych.
Dodatkowo PSG angażuje się we współpracę z innymi podmiotami, celem wypracowania modelu biznesowego, który z
uwzględnieniem warunków rynkowych i polityki państwa, pozwoli na rozwój infrastruktury paliw alternatywnych i stworzy warunki
dające możliwość zaoferowania użytkownikom pojazdów odpowiedniej oferty tankowania sprężonym gazem CNG.
Spółka będzie finalizowała wszystkie zadania inwestycyjne związane ze stacjami tankowania CNG (przewidziane zadania, tj. 23
stacje tankowania CNG, w tym 2 stacje LCNG). Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.4.3.
Wytwarzanie
PGNiG TERMIKA SA będzie kontynuowała realizację projektów strategicznych oraz będzie aktywnie poszukiwać projektów
akwizycyjnych w obszarze elektroenergetyki i ciepłownictwa. Spółka zamierza istotne zwiększyć wolumen sprzedaży energii
elektrycznej poprzez realizację inwestycji ukierunkowanych na budowę nowych, efektywnych kosztowo mocy wytwórczych oraz
modernizację istniejących źródeł przy zastosowaniu niskoemisyjnych technologii.
W 2022 r. Spółka będzie kontynuowała prace związane z realizacją inwestycji, m.in.: budowy kotłowni szczytowej etap II w EC Żerań,
przygotowaniem budowy jednostki wielopaliwowej o mocy 75 MWe w EC Siekierki oraz przygotowaniem budowy bloku gazowo-
parowego w EC Siekierki.
Natomiast planowane nakłady inwestycyjne w obszarze nakładów środowiskowych obejmą w 2022 r. m.in: dostosowanie C
Kawęczyn do konkluzji BAT, modernizację EC Pruszków, modernizację absorbera 1 i 2 w EC Siekierki oraz program wyciszenia
zakładów i modernizację instalacji kanalizacji sanitarnej.
PGNiG TERMIKA SA będzie realizowała program inwestycyjny, w tym modernizację istniejących aktywów wytwórczych,
ukierunkowany na budowę nowych, wysokosprawnych i efektywnych kosztowo mocy wytwórczych przy zastosowaniu nisko i zero
emisyjnych technologii dostosowanych do zaostrzających się wymagań środowiskowych. Będą prowadzone działania rozszerzające
obszar działalności spółki oraz projekty B+R+I, dotyczące wykorzystania wodoru w energetyce, budowę akumulatorów ciepła i energii
elektrycznej, zwiększenia wykorzystania odnawialnych źródeł energii w jednostkach wytwórczych oraz zastosowania technologii
Power-to-Heat.
Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.4.3.
Inne projekty rozwojowe
W 2022 r. podejmowane będą działania związane z rozwojem GK PGNiG w zakresie technologii wodorowych, a także kontynuacja
prac w zakresie digitalizacji biznesu oraz zastosowanie nowych rozwiązań w działalności podstawowej PGNiG zwłaszcza w obszarze
Poszukiwania i Wydobycia oraz Magazynowania. Priorytetem będzie realizacja rozpoczętych projektów B+R+I i przekazanie do
komercjalizacji kolejnych produktów. Równolegle stale będą analizowane nowe obszary biznesu, które mogą zwiększyć
konkurencyjność spółek oraz wzmocnić ich pozycję rynkową. Sukcesywnie będą także identyfikowane i rozwijane nowe
przedsięwzięcia w kluczowych obszarach rozwoju: Odnawialnych Źródeł Energii (m.in. rozwój oferty fotowoltaicznej i budowa
własnego portfela OZE), paliw alternatywnych, efektywności energetycznej. Więcej informacji znajduje się w punkcie 4.5.2.2.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 19 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
3. Otoczenie
3.1 Otoczenie rynkowe w 2021 r.
Rynek gazu w Europie i na świecie
Średnia cena gazu w Europie w 2021 r. była wyższa o 385% w porównaniu do średniej ceny z 2020 r. (na podstawie cen
odnotowanych na TTF, THE/GPL, NBP i TGE) – zmiana z poziomu 9,5 EUR/MWh w 2020 r. do 46,12 EUR/MWh. Największe wzrosty
cen odnotowano w Holandii (TTF) – średnio o 393% - a najmniejsze w Polsce (o ok. 327%).
Wykres 3 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE (ang. Intercontinental Exchange).
W I kwartale i na początku II kwartału 2021 r. wystąpił okres dłuższego ochłodzenia do temperatur poniżej norm sezonowych w
krajach północno-zachodniej Europy (NWE), co skutkowało zwiększonym zapotrzebowaniem na gaz do celów grzewczych, a w
efekcie również przedłużającym się okresem poboru surowca z silnie zczerpanych po zimie magazynów. W tym czasie obserwowany
był również wysoki popyt rynków azjatyckich na dostawy LNG, które oferując wyższe ceny spowodowały przekierowywanie części
dostaw LNG z Europy w region Pacyfiku. Import LNG do Europy ponownie zmalał r/r – o 7,5 mld m
3
(6,4%) w porównaniu z 2020 r.,
podczas gdy dostawy do Azji wzrosły o blisko 30 mld m
3
r/r.
W II połowie 2021 r. utrzymywał się historycznie niski poziom zapasów gazu w europejskich magazynach, pogłębiany bardzo niskim
poziomem spreadu cenowego zima-lato oraz brakiem zatłaczania europejskich magazynów przez Gazprom. Dodatkowymi
czynnikami wspierającymi ceny były malejąca produkcja gazu w Europie wynikająca z ograniczeń wydobycia gazu z największego
europejskiego złoża Groningen, a przede wszystkim malejąca podaż gazu z Rosji przez rurociągi inne niż Nord Stream. Łącznie
zanotowano spadek przepływów z kierunku wschodniego o 8% w porównaniu do 2020 r. Ponadto ograniczenia produkcji w Wielkiej
Brytanii i większe niż typowe poziomy remontów i awarii aktywów wytwórczych w Norwegii doprowadziły do wzrostu niedoboru gazu
w Europie w okresie letnim.
Wraz z rozpoczęciem sezonu zimowego wzrosty cen ponownie przyspieszyły, bijąc kolejne rekordy kwotowań, by w grudniu osiągnąć
średni poziom 113 EUR/MWh. Średnia cena gazu na holenderskim hubie TTF w tym czasie była 6-krotnie wyższa niż w analogicznym
okresie 2020 r. Wzrosty cen były dodatkowo wspierane przez większą generację energii elektrycznej z aktywów wytwórczych
opartych na paliwie gazowym – w efekcie warunków pogodowych powodujących niską generację energii ze źródeł odnawialnych.
Bezprecedensowy wzrost cen w Europie pod koniec roku oraz spadek zapotrzebowania na rynkach azjatyckich spowodował, że
więcej ładunków LNG zaczęło docierać na rynek europejski co odbudowało podaż gazu z regazyfikacji. Towarzyszyło temu jednak
całkowite wstrzymanie dostaw gazu rosyjskiego do Niemiec Gazociągiem Jamalskim, jak również ograniczanie przepływów przez
Ukrainę. W ostatnich miesiącach 2021 r. gaz docierał na Węgry od strony Bałkanów, przez gazociąg South Stream, a nie jak
wcześniej przez Ukrainę. W efekcie tych działań wolumen rosyjskich dostaw do Europy Północno-Zachodniej (na płynne huby
europejskie) spadł w znacznie większym stopniu niż dostawy do Europy ogółem.
Wykres 4 Główne kierunki importu gazu do Europy
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020 01.2021 03.2021 05.2021 07.2021 09.2021 11.2021
GWh/doba
Rosja Norwegia Północna Afryka LNG
2
22
42
62
82
102
122
01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020 01.2021 03.2021 05.2021 07.2021 09.2021 11.2021
EUR/MWh
TGE THE/GPL TTF NBP
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 20 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Całkowity wolumen gazu ziemnego importowanego do Europy w 2021 r. wyniósł 3 901 TWh, z czego 34% dostaw (1 337 TWh, 120,3
mld m
3
) pochodziło z Rosji. Wolumen importu gazociągami z Rosji (dane z wyłączeniem Turcji) w 2021 r. spadł o 10% (z poziomu 1
489 TWh, 152,4 mld m
3
w 2020 r.). Drugim największym dostawcą gazu w Europie była Norwegia - 1 224 TWh (110,2 mld m
3
) gazu,
co odpowiadało 31% dostaw. Import z Afryki Północnej wyniósł 413 TWh (37,1 mld m
3
, 11% dostaw), natomiast dostawy LNG do
europejskich terminali były równe 928 TWh (83,5 mld m
3
, 24% importowanego wolumenu).
LNG
Globalny handel LNG wzrósł o 7,5% w porównaniu z 2020 r., osiągając wolumen ponad 522 mld m
3
dostarczonego gazu po
regazyfikacji. Wzrost względem 2020 r. o 36 mld m
3
był spowodowany bardzo dynamicznym wzrostem cen gazu po minimach
notowanych w poprzednim, 2020 r. Największy przyrost eksportu w latach 2020-2021 odnotowano ponownie w Stanach
Zjednoczonych – o 36,4 mld m
3
, natomiast największe zwiększenie importu procentowo i wartościowo nastąpiło w Chinach – o 15,8
mld m
3
(17,2%) w porównaniu z 2020 r. Bardzo istotnie wzrosło także zapotrzebowanie na LNG, szczególnie w regionie Ameryki
Północnej i Południowej. Wzrost popytu wynikał m.in. z susz jakie wystąpiły w Brazylii, będącej krajem którego system energetyczny
w dużej mierze oparty jest na elektrowniach wodnych. W efekcie niedoborów wody Brazylia musiała importować duże wolumeny
LNG ze Stanów Zjednoczonych.
Tabela 9 Popyt i podaż LNG w latach 2020 i 2021 r. w mld m
3
gazu po regazyfikacji
Podaż
2021
2020
Zmiana %
Europa
0,47
4,28
-88,99%
w tym Norwegia
0,47
4,28
-88,99%
Azja i Pacyfik
223,10
216,95
2,84%
w tym Australia
109,77
104,31
5,23%
Ameryki
112,82
85,10
32,58%
w tym Stany Zjednoczone
98,22
65,56
49,81%
Afryka
58,36
54,67
6,75%
Bliski wschód
128,15
125,50
2,12%
w tym Katar
106,90
105,47
1,35%
Świat
522,90
486,48
7,49%
Popyt
2021
2020
Zmiana %
Ameryka Północna i Południowa
28,73
19,64
46,28%
Europa
110,64
118,20
-6,40%
Bliski wschód
9,90
9,70
2,06%
Północno-wschodnia Azja
302,35
273,13
10,70%
w tym Chiny
107,58
91,79
17,20%
Świat
519,82
488,57
6,40%
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.
Rynek gazu w Polsce
Rosnący popyt na gaz ziemny w Polsce zaspokajany jest poprzez wydobycie krajowe oraz import. Paliwo trafia do kraju przez sieć
systemu przesyłowego, a od 2016 r. krajowy system przesyłowy zasilają również dostawy LNG. Obrót gazem odbywa się na TGE,
natomiast za pomocą sieci dystrybucyjnych i przesyłowych gaz fizycznie rozprowadzany jest do odbiorców końcowych. Krajowy
system gazowy uzupełniają magazyny gazu.
Popyt na gaz ziemny w Polsce i jego struktura
Konsumpcja gazu wysokometanowego sieciowego w Polsce w 2021 r. (bez uwzględnienia paliwa gazowego przesłanego na rynku
OTC i TGE) wyniosła ok. 206,4 TWh. W porównaniu do 2020 r. odnotowano wzrost wolumenu o 13,3 TWh, czyli o 6,9% r/r.
Do zwiększenia konsumpcji gazu w 2021 r. przyczynił się wzrost zużycia gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
(+11,4% r/r) spowodowany m.in. dynamicznym wzrostem liczby nowych przyłączy gazowych zbudowanych przez PSG w ubiegłych
latach, w tym w szczególności w 2021 r., w którym sięgnęły ponad 119 tysięcy. Dodatkowym czynnikiem, który przyczynił się do
wzrostu konsumpcji r/r była odnotowana niższa o 2,3⁰C średnia temperatura powietrza w I i IV kwartale 2021 r. względem
analogicznego okresu 2020 r.
Konsumpcja gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej spadła w 2021 r. o 4,4%, do czego przyczyniło się przede
wszystkim ograniczenie zużycia gazu przez odbiorców przemysłowych w IV kwartale 2021 r. wskutek utrzymujących się rekordowo
wysokich cen gazu w Europie.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 21 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Rysunek 3 System przesyłowy i aktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego
Źródło: GAZ-SYSTEM oraz European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG).
Baltic Pipe
Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na europejskim
rynku. Ma on umożliwić przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce.
Przepustowość Baltic Pipe sięgnie do 10 mld m
3
rocznie do Polski oraz do 3 mld m
3
rocznie do Danii i Szwecji.
Realizujący projekt operatorzy polskiego i duńskiego systemu przesyłowego GAZ-SYSTEM oraz Energinet, podjęli ostateczną
decyzję inwestycyjną w 2018 r. Uzyskano decyzje środowiskowe, lokalizacyjne oraz pozwolenia na budowę poszczególnych
elementów planowanej infrastruktury. Prace budowlane mają trwać w latach 2020-2022. Uruchomienie transportu gazu planowane
jest na 1 października 2022 r.
Duńska Rada Odwoławcza ds. Środowiska i Żywności uchyliła 31 maja 2021 r. pozytywną decyzję środowiskową z dnia 12 lipca
2019 r. wydaną przez Duńską Agencję Ochrony Środowiska dotyczącą budowy lądowej części duńskiej sekcji gazociągu Baltic Pipe.
Do momentu uzyskania nowej decyzji środowiskowej zostały wstrzymane prace inwestycyjne w zachodniej części Fionii, we
wschodniej Jutlandii oraz sieci energetycznej do zasilania tłoczni Everdrup. Na początku marca 2022 roku Duńska Agencja Ochrony
Środowiska wydała nowe pozwolenie środowiskowe dla budowy gazociągu Baltic Pipe na wcześniej wstrzymanych odcinkach prac.
Zgodnie z deklaracjami Energinet utrzymany zostaje pierwotny termin uruchomienia gazociągu Baltic Pipe. Początkowa
przepustowość Baltic Pipe od 1 października 2022 r. będzie wynosić ok. 2-3 mld m
3
w ujęciu rocznym, natomiast pełna przepustowość
w ilości 10 mld m
3
rocznie zostanie osiągnięta od początku 2023 r.
Terminal LNG
W maju 2020 r. PGNiG podpisało ze spółką Polskie LNG z grupy kapitałowej GAZ-SYSTEM umowę na rezerwację udostępnianych
w procedurze Open Season dodatkowych mocy regazyfikacyjnych w związku z rozbudową Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha
Kaczyńskiego w Świnoujściu. Zgodnie z podpisaną umową Spółka zarezerwowała moc regazyfikacji wynoszącą ok. 1,2 mld m
3
gazu
rocznie w latach 2022-2023 (usługa przejściowa) oraz ok. 3,3 mld m
3
gazu rocznie w latach 2024-2038 (podstawowa usługa
regazyfikacji). Wraz z wcześniej zarezerwowaną mocą na poziomie 5 mld m
3
gazu rocznie, zdolności importowe zwiększą się w 2022
r. do 6,2 mld m
3
, a od roku 2024 do 8,3 mld m
3
gazu rocznie. Ponadto PGNiG zarezerwowało usługi dodatkowe, które będą
świadczone w okresie właściwym dla podstawowej usługi regazyfikacji.
Import
W 2021 r. odnotowano wzrost wolumenu importowanego paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 190,77 TWh (wzrost o 5 %), przy
czym dostawy z kierunku wschodniego wzrosły o 11,8%, natomiast dostawy z UE spadły o 9,5% w porównaniu do 2020 r. Większość
importowanego surowca (około 58%) dostarczono z kierunku wschodniego.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 22 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 10 Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ENTSOG.
W 2021 r. wolumen gazu zregazyfikowanego w terminalu LNG w Świnoujściu nieznacznie wzrósł względem poziomu z 2020 r.
W 2021 r. PGNiG odebrało w sumie 19 ładunków LNG w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas. Wolumen importu LNG
z Kataru wyniósł ok. 1,75 mln ton, czyli ok. 26,58 TWh lub 2,42 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji. Ponadto, w 2021 r. PGNiG
zakupiło 12 dostaw spot o łącznym wolumenie 0,81 mln ton, tj. ok. 12,36 TWh lub 1,13 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji.
Ładunki spotowe w 2021 r. pochodziły z USA. Dostawy realizowano we współpracy z biurem handlowym LNG w Londynie (PST). W
2021 r. PGNiG odebrało także ładunki LNG na podstawie kontraktu długoterminowego z Cheniere Marketing International oraz
średnioterminowego z firmą Centrica.
Łącznie w całym 2021 r. PGNiG zaimportowało poprzez terminal w Świnoujściu 35 ładunków LNG o wolumenie całkowitym 2,83 mln
ton, co odpowiada około 3,94 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji.
Magazynowanie gazu
W 2021 r. średni dobowy pobór gazu z polskich PMG w okresie wytłaczania (styczeń-marzec, październik-grudzień) wyniósł 96
GWh/dobę, o 86 GWh/dobę mniej niż w poprzednim roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce w sezonie letnim w
2021 r. (kwiecień-wrzesień) wyniosło 114 GWh/dobę - o 8 GWh/dobę mniej niż w 2020 r.
Na koniec 2021 r. poziom napełnienia magazynów w Polsce wyniósł 84% i był o 10 p.p. wyższy od poziomu odnotowanego na koniec
poprzedniego roku. Na innych rynkach europejskich jednak zaobserwowano zdecydowane zmniejszenie stanu magazynów - w
Niemczech stan zapełnienia wyniósł zaledwie 54% w porównaniu z 73% na koniec 2020 r., w Holandii 36% , o 33 p.p. mniej r/r, a w
Austrii 35% wobec 77% rok wcześniej.
Powodem niskich poziomów zapasów gazu w Europie było znaczące zczerpanie magazynów należących do Gazpromu, głównie w
Niemczech oraz Europie Środkowo-Wschodniej. Tegoroczny wzorzec zatłaczania i odbioru z tych magazynów silnie odbiegał od
typowego z poprzednich lat.
Wykres 5 Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2020 i 2021
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych operatorów
0
10 000
20 000
30 000
40 000
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
MWh
2020 2021
Punkt wejścia/wyjścia (w TWh)
2021
2020
Zmiana %
Dostawy z UE
38,39
42,4
-9,5%
w tym Lasów, Gubin (GCP)
6,07
7,34
-17,2%
w tym Cieszyn
4,43
3,6
23,1%
w tym Mallnow
27,88
31,46
-11,4%
Dostawy ze Wschodu
111,50
99,77
11,8%
w tym Drozdowicze
43,69
40,89
6,9%
w tym Tieterowka
1,20
0,9
32,8%
w tym Kondratki
27,86
27,54
1,2%
w tym Wysokoje
38,75
30,44
27,3%
Regazyfikacja LNG
40,88
39,59
3,3%
Eksport na Ukrainę (głównie Hermanowice)
0,83
15,5
-94,7%
Łączny import
190,77
181,76
5,0%
Import netto
189,94
166,26
14,2%
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 23 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Towarowa Giełda Energii
Wykres 6 Struktura kontraktów na TGE w 2020 r. i 2021 r.
PGNiG jest liderem rynku gazu w obrocie giełdowym na TGE. Zgodnie
z informacjami opublikowanymi przez giełdę, całkowity wolumen obrotu
gazem w 2021 r. wyniósł 180,8 TWh, z czego 152,2 TWh stanowił obrót
na rynku kontraktów terminowych towarowych (RTT). Oznacza to, że
blisko 84% transakcji na gaz zawieranych w 2021 r. stanowiły kontrakty:
roczne, sezonowe (lato, zima), kwartalne, miesięczne oraz tygodniowe.
W 2021 r. odnotowano rekordowy wynik w historii obrotu gazem na
TGE i jednocześnie wzrost całkowitego wolumenu obrotu tym towarem
o 19,6% w stosunku do 2020 r. Rekordowe w 2021 r. były zarówno
obroty na Rynku Dnia Następnego oraz Rynku Dnia Bieżącego gazu,
które wyniosły odpowiednio: 21,8 TWh (wzrost r/r o 9,5%) oraz 6,8 TWh
(wzrost r/r o 15,2%), jak i wolumen na RTT gazu, który wzrósł o 21,4%
r/r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.
Wykres 7 Wolumen obrotu na kontraktach terminowych towarowych (RTT) na TGE w 2020 r. i 2021r.(TWh)
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.
Rynek Dnia
Następnego
13%
Rynek Dnia
Bieżącego
4%
Rynek
Terminowy
Towarowy
83%
Rynek Dnia
Następnego
12%
Rynek
Dnia
Bieżącego
4%
Rynek
Terminowy
Towarowy
84%
2020
2021
9,1
11,7 11,7 11,7
11,8
7,4
11,3
8,3
12,1
10,9
8,8
10,5
11,5
8,3
6,8
5,0
12,7
12,6
15,8
21,1
23,2
13,1
8,7
13,4
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
TWh
2020 2021
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 24 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
3.2 Otoczenie regulacyjne w 2021 r.
W tabelach zostały przedstawione kluczowe dla działalności GK PGNiG przepisy prawa polskiego i europejskiego.
Krajowe otoczenie regulacyjne
Tabela 11 Zmiany w regulacjach krajowych i ich wpływ na GK PGNiG
Opis zakresu zmian
Wpływ zmian na GK PGNiG
Ustawa – Prawo
energetyczne
W maju 2021 r. uchwalona została kompleksowa nowelizacja ustawy – Prawo
energetyczne. Główne zmiany dotyczyły: (i) wprowadzenia obowiązku
zatwierdzania przez Prezesa URE instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji
magazynowej, (ii) doprecyzowania zasady funkcjonowania zamkniętych
obszarów dystrybucyjnych, (iii) uregulowania zasad funkcjonowania magazynów
energii elektrycznej, (iv) wprowadzenia zakazu zawierania umów poza lokalem
przedsiębiorstwa, (v) doprecyzowania kwestii związanych z wnoszeniem
zabezpieczenia prowadzenia działalności koncesjonowanej, (vi) wprowadzenia
systemowego rozwiązania w zakresie inteligentnego opomiarowania, (vii)
wprowadzenia definicji gazociągów kopalnianych oraz umożliwienia
przedsiębiorstwom energetycznym dostosowanie działalności do tej zmiany.
Dodatkowo, w grudniu 2021 r. została uchwalona nowelizacja ustawy – Prawo
energetyczne umożliwiająca przedsiębiorstwom energetycznym przedłożenie do
zatwierdzenie taryfy skalkulowanej na podstawie części kosztów uzasadnionych,
a także pokrywanie w kolejnych latach kosztów uzasadnionych, które nie zostały
pokryte w tej taryfie.
wprowadzone zmiany mają
pozytywny lub neutralny charakter
dla GK PGNiG
Ustawa o zapasach
W 2021 r. nie wprowadzono zasadniczych zmian w ustawie o zapasach.
Ustawa o
elektromobilności
W grudniu 2021 r. uchwalona została kompleksowa nowelizacja ustawy o
elektromobilności. W jej ramach: (i) doprecyzowano zasady dotyczące
operatorstwa ogólnodostępnych stacji ładowania pojazdów, (ii) określono zasady
montowania punktów ładowania w budynkach wielorodzinnych, (iii) określono
zasady dotyczące zapewnienia bezpieczeństwa w przypadku bunkrowania
skroplonym gazem ziemnym (LNG) (obowiązki sporządzenia oceny ryzyka,
planów bunkrowania czy zapewnienia posiadania przez personel odpowiednich
kompetencji), (iv) wprowadzono przepisy umożliwiające rozwój rynku wodoru, (v)
doprecyzowano zasady kontroli przeprowadzanych przez Urząd Dozoru
Technicznego i Transportowy Dozór Techniczny oraz (vi) zmieniono zasady
dotyczące tworzenia stref niskoemisyjnego transportu.
Wprowadzone zmiany mają
neutralny charakter dla GK PGNiG
Ustawa o efektywności
energetycznej
W kwietniu 2021 r. znowelizowana została ustawa o efektywności energetycznej.
Jej główne zmiany obejmują: (i) nałożenie obowiązków wynikających z ustawy o
efektywności energetycznej na podmioty wprowadzające do obrotu paliwa ciekłe,
(ii) usunięcie zwolnienia z obowiązków efektywnościowych dla zużycia gazu
ziemnego na cele nieenergetyczne oraz (iii) wprowadzenie nowej formy realizacji
obowiązku, tj. programów bezzwrotnych dofinansowań.
wprowadzone zmiany mają
neutralny lub pozytywny charakter
na działalność GK PGNiG
Ustawa o rynku mocy
W 2021 r. doszło do dwóch nowelizacji ustawy o rynku mocy. W maju 2021 r.
doprecyzowane został zasady dotyczące skracania okresu trwania umowy
mocowej oraz zmieniono zasady dotyczące kalkulowania kar za brak wykonanie
obowiązku mocowego. Nowelizacja ustawy o rynku mocy z czerwca 2021 r.
umożliwiła zaś zmianę technologii wytwarzania energii elektrycznej.
zmiany w zakresie skracania
okresu trwania umowy mocowej
oraz zmiana zasad dotyczące
kalkulowania kar mają pozytywny
charakter dla GK PGNiG;
pozostałe zmiany są neutralne
Ustawa o promowaniu
energii elektrycznej z
wysokosprawnej
kogeneracji
Nowelizacją ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej
kogeneracji z maja 2021 r. usprawniono proces przeprowadzanie aukcji.
wprowadzona zmiana ma
neutralny charakter
Rozporządzenie
dywersyfikacyjne
W 2021 r. nie dokonano zmian rozporządzenia dywersyfikacyjnego.
Rozporządzenie
systemowe
W 2021 r. nie dokonano zmian rozporządzenia systemowego.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 25 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Rozporządzenie
taryfowe
W 2021 r. nie dokonano zmian rozporządzenia taryfowego.
Europejskie otoczenie regulacyjne
Tabela 12 Zmiany w regulacjach europejskich
Opis zakresu zmian
Wpływ zmian na GK PGNiG
Dyrektywa gazowa
(Dyrektywa 2009/73/WE)
Rozporządzenie gazowe
(Rozporządzenie
715/2009)
Komisja Europejska przedstawiła 15 grudnia 2021 r. wnioski ustawodawcze mające
na celu obniżenie emisyjności unijnego rynku gazu poprzez ułatwienie
upowszechnienia odnawialnych i niskoemisyjnych gazów, w tym biometanu i
wodoru. Komisja zaproponowała przepisy tworzące rynek wodoru. Nowelizacji
podlegają dyrektywa gazowa 2009/73 oraz rozporządzenie gazowe 715/2009
poprzez przyjęcie nowych dyrektyw i rozporządzenia ws. wspólnych zasad dla
wewnętrznych rynków gazów odnawialnych i ziemnego oraz wodoru - odpowiednio
[COM(2021) 803] i [COM(2021) 804].
Główne elementy zakresu regulacji pakietu to: (a) wsparcie rozwoju sektora gazów
niskoemisyjnych i odnawialnych oraz ograniczenie rabatów taryfowych związanych
z bezpieczeństwem dostaw w zakresie LNG i magazynów; (b) wsparcie dostępu
gazów niskoemisyjnych i odnawialnych do rynku i sieci; (c) utworzenie rynku
wewnętrznego wodoru i zmiany w zakresie rynku wewnętrznego gazu/wszystkich
gazów opartych na metanie (gaz ziemny, gazy odnawialne, gazy syntetyczne); (d)
wzmocnienie współpracy, w tym w zakresie rozwoju sieci (między sektorami i
operatorami oraz geograficznie); (e) regulacja kontraktów długoterminowych; (f)
wzmocnienie pozycji konsumentów na rynku; (g) funkcje nadzorcze Komisji.
Proponowane zmiany wpłyną
w sposób zasadniczy na
działalność GK PGNiG
poprzez wzmocnienie procesu
dekarbonizacji, zwłaszcza
odchodzenie od gazu
ziemnego na rzecz gazów
odnawialnych i
niskoemisyjnych (w tym
biometanu i wodoru).
Rozporządzenie w
sprawie bezpieczeństwa
dostaw gazu
(2017/1938)
W ramach wniosku ustawodawczego zmieniającego przepisy rozporządzenia
gazowego (rozporządzenie 715/2009), Komisja Europejska zaproponowała zmiany
w przepisach rozporządzenia w sprawie bezpieczeństwa dostaw gazu
(rozporządzenie 2017/1938). Główne elementy podlegające zmianie dotyczą:
regionalnego obowiązku zapasowego; kompensacji w ramach klauzuli solidarności;
dobrowolnego mechanizmu umożliwiającego Operatorom Systemów Przesyłowych
wspólne zakupy zapasów strategicznych.
Proponowane przepisy mogą
mieć wpływ na
bezpieczeństwo dostaw i
spowodować konieczność
zmian w krajowym systemie
zapasów obowiązkowych.
Fundusze europejskie
Europejski Fundusz Rozwoju Regionalnego (EFRR) i Fundusz Spójności (FS)
W 2021 r. rozporządzenie ws. EFRR/FS zostało ostatecznie przyjęte przez
Parlament Europejski oraz Radę Unii Europejskiej. Ostateczny kształt
rozporządzenia przewiduje, że inwestycje związane z wykorzystaniem gazu
ziemnego pod pewnymi warunkami będą mogły być finansowane z funduszy
EFRR/FS. Paliwa kopalne zostały wykluczone z zakresu wsparcia z wyjątkiem:
zastępowania gazem ziemnym paliw stałych w systemach ciepłowniczych;
rozbudowy/modernizacji sieci gazu ziemnego pod warunkiem, że inwestycja
przystosuje sieć do wprowadzania gazów odnawialnych i niskoemisyjnych;
pojazdów ekologicznie czystych zgodnie z definicją zawartą w dyrektywie
2009/33/EC. Zarówno projekty oparte o wodór, biometan i OZE jak i wykorzystujące
technologię Carbon Capture and Storage / Carbon Capture and Utilization
(CCS/CCU) będą mogły ubiegać się o dofinansowanie.
Fundusz Sprawiedliwej Transformacji (FST)
W 2021 r. rozporządzenie ustanawiające Fundusz na rzecz Sprawiedliwej
Transformacji zostało przyjęte przez Parlament Europejski oraz Radę Unii
Europejskiej. Fundusz nie będzie wspierał inwestycji w zakresie produkcji,
przetwarzania, transportu, dystrybucji, składowania lub spalania paliw kopalnych
oraz jest ograniczony terytorialnie do regionów węglowych. Zarówno projekty oparte
o wodór, biometan i OZE, jak i wykorzystujące technologię CCS/CCU będą mogły
ubiegać się o dofinansowanie.
Instrument na rzecz Odbudowy i Wzmacniania Odporności (RRF)
W 2021 r. rozporządzenie ustanawiające RRF zostało ostatecznie przyjęte przez
Parlament Europejski oraz Radę Unii Europejskiej. Na wsparcie mogą liczyć m.in.
wymiana systemów ciepłowniczych z węglowych na gazowe, dystrybucja i transport
gazu ziemnego zastępującego węgiel, wysokosprawna kogeneracja oraz
Przyjęte w 2021 r. regulacje
przewidują możliwości
warunkowego finansowania
inwestycji w sektorze gazu
ziemnego oraz przewidują
wsparcie w zakresie OZE i
gazów niskoemisyjnych oraz
odnawialnych (wodór,
biometan)
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 26 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
ciepłownictwo sieciowe. Również projekty oparte o wodór, biometan i OZE jak i
wykorzystujące technologię CCS/CCU będą mogły ubiegać się o dofinansowanie.
InvestEU
W 2021 r. rozporządzenie ustanawiające program InvestEU zostało przyjęte przez
Parlament Europejski i Radę Unii Europejskiej. W ramach części dot.
„zrównoważonej infrastruktury” wspierane będą zrównoważone inwestycje w
infrastrukturę energetyczną. Priorytet będą miały projekty dot. OZE, niemniej
wsparcie dla infrastruktury dot. gazu ziemnego nie zostało wprost wykluczone z
zakresu wsparcia. Potencjalnie może ono dotyczyć m.in. inwestycji w
wysokosprawną kogenerację, infrastrukturę dot. paliw alternatywnych i
infrastrukturę krytyczną. Również projekty oparte o wodór, biometan i OZE jak i
wykorzystujące technologię CCS/CCU będą mogły ubiegać się o dofinansowanie.
Instrument „Łącząc Europę” (CEF)
W 2021 r. rozporządzenie ustanawiające CEF zostało przyjęte przez Parlament
Europejski i Radę Unii Europejskiej. GK PGNiG nie był bezpośrednim beneficjentem
środków w ramach tego instrumentu, jednak rozwój połączeń wzajemnych
finansowanych ze środków CEF pozytywnie wpływał na działalność GK PGNiG.
CEF ma za zadanie wspieranie projektów infrastrukturalnych, które wchodzą w skład
tzw. korytarzy dostaw pozwalających na dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do
UE.
Europejski Zielony Ład
(EZŁ)
Europejskie prawo o klimacie
W 2021 r. przyjęte zostało rozporządzenie ustanawiające ramy na potrzeby
osiągnięcia neutralności klimatycznej – Europejskie prawo o klimacie. W
rozporządzeniu wprowadzono cel dot. osiągniecia przez UE neutralności
klimatycznej w 2050 r. Rozporządzenie zwiększa również cel w zakresie redukcji
emisji gazów cieplarnianych w 2030 r. do co najmniej 55% w porównaniu z rokiem
1990. Dodatkowo, rozporządzenie zobowiązuje Komisję Europejską do
przedstawienia propozycji w odniesieniu do celu redukcyjnego na 2040 r.
Rozporządzenie TEN-E
14 grudnia 2021 r. KE, PE oraz Rada UE osiągnęły wstępne porozumienie
polityczne w ramach trilogu, dotyczące rewizji rozporządzenia TEN-E [COM(2020)
824]. Zmiany w rozporządzeniu mają służyć wsparciu rozbudowy infrastruktury
służącej celom EZŁ, w tym wypracowanie nowych, spójnych z tymi celami kryteriów
wyboru projektów o znaczeniu wspólnotowym (PCI). Wśród najważniejszych zmian
znajdują się: (1) brak wsparcia finansowego dla nowych projektów infrastruktury
gazu ziemnego i ropy naftowej, (2) możliwość uzyskania statusu PCI w okresie
przejściowym (do 31 grudnia 2029 r.) dla projektów wykorzystujących infrastrukturę
gazową na potrzeby wodoru lub mieszaniny gazu z wodorem lub biometanem.
Kwalifikowalność do wsparcia finansowego do 31 grudnia 2027 r., (3) włączenie
infrastruktury wodorowej w zakres rozporządzenia, (4) włączenie w zakres
rozporządzenia projektów wzajemnego zainteresowania (PMI), jeśli będą
wykazywać znaczące korzyści dla całej UE, (5) umożliwienie projektom, które
znajdowały się na 5. liście PCI i dla których wniosek został zaakceptowany do
rozpatrzenia przez organ właściwy, korzystania z praw i obowiązków w zakresie
przyspieszonej procedury wydawania zezwoleń przez okres 4 lat od wejścia w życie
rozporządzenia.
Nowelizacja dyrektywy ws. charakterystyki energetycznej budynków (EPBD)
W dniu 15 grudnia 2021 r. KE przedstawiła projekt rewizji dyrektywy ws.
charakterystyki energetycznej budynków – EPBD [COM(2021) 802]. Jest on
integralnym elementem EZŁ i ma przyczynić się do osiągnięcia neutralności
klimatycznej UE. Celem nowelizacji jest poprawa charakterystyki energetycznej
budynków i ograniczenie emisji CO
2
z budynków w państwach członkowskich UE.
Zakłada zerową emisyjność nowych budynków od 2030 r. (publicznych od 2027 r.),
przyspieszenie renowacji istniejących – na skutek wdrażania krajowych programów
renowacji zharmonizowanych z krajowymi planami na rzecz energii i klimatu oraz
opiniowanych przez KE, jak również promowanie w budynkach inteligentnych
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 27 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
technologii oraz rozwiązań sprzyjających elektromobilności. Programy renowacji
muszą zawierać docelowe mapy odchodzenia od paliw kopalnych w celach
grzewczych - w publicznej komunikacji Komisja zakłada odejście od ich
wykorzystania do 2040 r. Zarazem na mocy projektu dyrektywy państwa
członkowskie mogą wspierać instalacje kotłów na paliwa kopalne tylko do końca
obecnych wieloletnich ram finansowych (WRF), tj. do końca 2027 r.
Pakiet Fit For 55
14 lipca 2021 r. Komisja Europejska opublikowała pakiet „Fit for 55”. Jest to pakiet
legislacyjny dot. klimatu i energii, który ma ułatwić osiągnięcie celu, jakim jest
ograniczenie emisji o co najmniej 55 proc. do 2030 r. w porównaniu do poziomu
z 1990 r. Pakiet składa się z 13 wniosków ustawodawczych. Część z nich stanowi
nowe obszary regulacji, część stanowi zmianę istniejących już przepisów. Pakiet „Fit
for 55” będzie wymuszał działania transformacyjne po stronie kluczowych sektorów
gospodarki, w tym producentów, dostawców, jak i odbiorców paliw kopalnych.
Szacuje się, że uzgodnienia dot. zaproponowanych w pakiecie „Fit for 55” propozycji
legislacyjnych potrwają dwa lata. Wejście w życie przepisów zawartych w pakiecie
jest różne dla poszczególnych aktów, jednak przewiduje się, że część z nich będzie
funkcjonowała od 1 stycznia 2023 r. Inwestycje związane z wykorzystaniem gazów
będą musiały umożliwiać mieszanie gazu ziemnego z gazami odnawialnymi lub
niskoemisyjnymi, aby sprostać celom redukcyjnym dotyczącym gazów
cieplarnianych oraz zanieczyszczeń, prawdopodobnie jeszcze przed 2030 r.
Projekt dyrektywy w sprawie restrukturyzacji unijnych przepisów ramowych
dotyczących opodatkowania produktów energetycznych i energii elektrycznej
(ETD)
Projekt [COM(2021) 563 final] aktualizuje obowiązujące stawki opodatkowania
produktów energetycznych. Proponowane jest aby stawki dla paliw kopalnych
zostały w istotny sposób podniesione. W projekcie przewidziano m.in. wzrost
minimalnego poziomu opodatkowania gazu ziemnego mającego zastosowanie jako
paliwo do ogrzewania w zastosowaniu gospodarczym. Projekt zakłada, że Państwa
Członkowskie będą miały swobodę wprowadzania w życie zwolnień lub obniżek
poziomu opodatkowania przewidzianych w dyrektywie, po spełnieniu określonych
warunków. Ulgi podatkowe nie powinny być jednak niższe niż minimalne poziomy
opodatkowania określone w Załączniku I do ETD, w szczególności w zakresie
kogeneracji, wykorzystywania produktów energetycznych jako paliwa do
ogrzewania i energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe czy do lokalnego
publicznego transportu pasażerskiego.
Graniczny mechanizm węglowy (CBAM)
Projekt rozporządzenia [COM(2021) 564 final] ustanawia graniczny mechanizm
węglowy, który będzie stopniowo wdrażany w UE, opłaty mają być pobierane od
2026 r. Zgodnie z projektem, CBAM mają zostać objęte emisje gazów zawartych w
towarach wymienionych w aneksie I do projektu. W pierwszej fazie, towarami
objętymi CBAM mają być m.in. energia elektryczna, cement, żelazo, stal, nawozy
oraz nieobrobione aluminium. CBAM ma objąć emisje dwutlenku węgla, podtlenku
azotu oraz perfluorowęglowodorów ze wskazanych towarów. CBAM ma być zachętą
do wprowadzenia systemów handlu uprawnieniami do emisji w państwach trzecich.
W szczególności pozbawienie wyłączenia spod CBAM państw wspierających nowe
jednostki wytwórcze zasilane paliwami kopalnymi emitujące więcej niż 550g
CO
2
/kWh może pozbawić zachęt do inwestycji w jednostki kogeneracyjne zasilane
paliwem gazowym w państwach trzecich. Zmniejszanie liczby darmowych
uprawnień do emisji w systemie EU ETS może wpłynąć niekorzystnie na warunki
konkurencyjne produkcji towarów objętych CBAM, których producenci są
kontrahentami GK PGNiG. W rezultacie może dojść do spadku podaży na paliwa
dostarczane przez GK PGNiG.
Rewizja Dyrektywy ustanawiającej system handlu przydziałami emisji gazów
cieplarnianych w Unii (EU ETS)
Propozycja Komisji [COM(2021) 551] zakłada m.in. jednorazową redukcję liczby
uprawnień oraz w istotny sposób podnosi liniowy współczynnik redukcji uprawnień
z obecnych 2,2% rocznie do 4,2% rocznie. Jest to główny instrument dyrektywy,
który będzie miał wpływ na szybszy wzrost cen uprawnień do emisji CO
2
.
Należy spodziewać się, że
ostateczny kształt Pakietu Fit
for 55 będzie ambitny,
kosztowny oraz będzie
wymuszał działania
transformacyjne po stronie
kluczowych sektorów
gospodarki, w tym
producentów, dostawców, jak
i odbiorców paliw kopalnych.
Spodziewane rosnące
obciążenia kosztowe wobec
gazu ziemnego, a tym samym
dla tradycyjnej działalności
GK PGNiG związanej z
produkcją i dystrybucją gazu
ziemnego wynikające z unijnej
polityki klimatycznej są
nieuniknione.
Równolegle oferowane
mechanizmy wsparcia
nowych technologii
redukujących emisje gazów
cieplarnianych oraz
poprawiające efektywność
energetyczną stwarzają
okazję do uzyskania wsparcia
oraz kapitału na przyjazne
klimatowi inwestycje.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 28 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Proponowane przepisy, w tym podniesienie liniowego współczynnika redukcji
uprawnień, przełożą się na zmniejszenie przydziałów darmowych uprawnień do
emisji. W projekcie przewidziano również rozszerzenie EU ETS na sektor transportu
morskiego oraz utworzenie odrębnego ETS dla budynków i transportu drogowego.
W zakresie ETS dla budynków i transportu drogowego projekt ustanawia osobną
pulę uprawnień i nakłada obowiązki w zakresie rozliczania uprawnień do emisji na
tzw. podmioty regulowane, określone jako podmioty prowadzące działalność w
zakresie udostępniania paliw wykorzystywanych do spalania w sektorze budynków
(na potrzeby ogrzewania w sektorach komercyjnym, instytucjonalnym i gospodarstw
domowych) i transportu drogowego. W zakresie przeciwdziałania carbon leakage
przewidziano stopniowe odchodzenie od przyznawania darmowych uprawnień w
sektorach, które będą objęte mechanizmem CBAM. W odniesieniu do Funduszu
Modernizacyjnego przewidziano dodatkowe środki na finansowanie transformacji
energetycznej. Nowe zasady nie przewidują jednak wsparcia dla paliw kopalnych (w
tym gazu ziemnego).
Rewizja Dyrektywy ws. efektywności energetycznej (EED)
Projekt rewizji EED [COM(2021) 558 final] zakłada przede wszystkim zwiększenie
ambicji w zakresie efektywności energetycznej o co najmniej 9% w 2030 r., w
porównaniu z poziomem wysiłków w ramach scenariusza referencyjnego 2020
(obecny cel zwiększenia efektywności energetycznej: co najmniej 32,5%), tak by
unijne zużycie energii w 2030 r. nie przekroczyło 787 Mtoe energii końcowej (36%
redukcji) lub 1023 Mtoe zużycia energii pierwotnej (39% redukcji). Projekt
wprowadza progi dla efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych lub
chłodniczych. Nowe wymogi w tym zakresie stanowią ryzyka z punktu
wykorzystania gazu ziemnego w sektorze wytwarzania.
Rewizja Dyrektywy ws. promowania energii ze źródeł odnawialnych (RED)
Projekt RED [COM(2021) 557 final] zakłada zwiększenie udziału energii z OZE w
2030 r. z 32 do 40%. Cel ten ma zostać wypełniony przez cele sektorowe. Wśród
nich znajdują się: (1) zwiększenie przez państwa członkowskie udziału OZE w
energii produkowanej dla przemysłu o 1,1% rocznie do 2030 r., (2) zwiększenie
przez państwa członkowskie udziału energii odnawialnej w sektorze ciepłownictwa
i chłodnictwa, o co najmniej 1,1% rocznie (średnia roczna obliczona dla okresów
2021-2025 i 2026-2030), (3) zwiększenie przez państwa członkowskie udziału
energii ze źródeł odnawialnych oraz ciepła odpadowego i chłodu w ciepłownictwie
i chłodnictwie, o co najmniej 2,1% rocznie (średnia roczna obliczona dla okresu
2021-2025 oraz dla okresu 2026-2030), (4) obowiązek zapewnienia, że do 2030 r.
50% udziału paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego stosowanych do
produkcji energii wykorzystywanej w przemyśle oraz jako substrat będzie
pochodziło z wodoru odnawialnego.
Projekt rozporządzenia ws. wykorzystania odnawialnych i niskoemisyjnych
paliw w transporcie morskim
Projekt [COM(2021) 562 final] wprowadza limity intensywności emisyjnej w
odniesieniu do gazów cieplarnianych (CO
2
, CH
4
, N
2
O) dla statków przybywających,
pozostających i odpływających z portów państw członkowskich UE oraz obowiązki
w zakresie wykorzystania dostaw energii z portu lub własnej energii zeroemisyjnej
podczas postoju w porcie. Dodatkowe obowiązki w zakresie redukcji emisji mogą
ograniczyć wykorzystanie gazu ziemnego w transporcie morskim. Projekt zakłada
nowe obowiązki związane z weryfikacją i pomiarem emisyjności statków nakładając
dodatkowe obciążenia administracyjne na właścicieli i operatorów floty, co może
rodzić negatywne skutki dla spółek GK PGNiG. Wymogi w zakresie emisyjności i
wykorzystania infrastruktury portowej podczas postoju wpłyną pozytywnie na
rozwój sektora gazów niskoemisyjnych i odnawialnych.
Rewizja rozporządzenia określającego normy emisji CO
2
dla nowych
samochodów osobowych i lekkich pojazdów użytkowych
Projekt [COM(2021) 556 final] wprowadza nowy cel redukcji emisji dla samochodów
osobowych oraz lekkich pojazdów użytkowych od 2035 r. Nowy cel oznacza de
facto zakaz rejestrowania nowych samochodów emitujących CO
2
. Zakaz rejestracji
nowych aut z silnikami spalinowymi od 2035 r. może niekorzystnie wpłynąć na zwrot
z inwestycji w infrastrukturę służącą zasilaniu pojazdów CNG lub LNG. Projekt
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 29 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
będzie promował rozwój rynku pojazdów bezemisyjnych, do których mogą, w
zależności od spełnienia warunków technicznych, należeć pojazdy napędzane
wodorem czy też biogazami (bioLNG lub bioCNG). Wzrost popytu takich pojazdów
może wpłynąć pozytywnie m.in. na rozwój rynku wodoru oraz infrastruktury służącej
do dystrybucji i magazynowania wodoru.
Rewizja Dyrektywy ws. rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych (AFIR)
Projekt AFIR [COM(2021) 559 final] zakłada zmianę formy prawnej aktu z
dyrektywy na rozporządzenie. Przedstawiony projekt rozporządzenia wprowadza
kategorię paliw alternatywnych dla fazy przejściowej, do której zaliczono LNG, CNG
oraz LPG. W zakresie infrastruktury projekt AFIR zakłada (1) zapewnienie do 31
grudnia 2030 r. minimalnej liczby publicznie dostępnych stacji tankowania wodoru,
(2) utworzenie do 1 stycznia 2025 r. odpowiedniej liczby publicznie dostępnych
punków tankowania LNG, przynajmniej wzdłuż sieci bazowe TEN-T, (3) utworzenie
do 1 stycznia 2025 r. odpowiedniej liczby punków tankowania LNG w morskich
portach bazowych TEN-T.
Rozporządzenie ustanawiające Społeczny Fundusz Klimatyczny
Społeczny Fundusz Klimatyczny [COM(2021) 555 final] ma pełnić rolę instrumentu
przeciwdziałającego negatywnym skutkom społecznym włączenia sektorów
budynków i transportu drogowego do ETS. Wśród działań przewidzianych do
finansowania znajdują się renowacja i dekarbonizacja budynków, wsparcie
efektywności energetycznej, dostęp do zero i niskoemisyjnych pojazdów i rowerów,
darmowy dostęp do transportu publicznego, rozwój zero i niskoemisyjnej mobilności
i usług transportowych. Wartość funduszu wynosi 76,2 mld EUR, z czego dla Polski
przewidziano 12,7 mld euro.
Rozporządzenie
delegowane 2021/2139
w zakresie łagodzenia
zmian klimatu i adaptacji
do zmian klimatu
Uzupełniający akt
delegowany w zakresie
łagodzenia zmian klimatu
i adaptacji do zmian
klimatu
W dniu 4 czerwca 2021 r. KE przyjęła rozporządzenie delegowane wymagane przez
rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2020/852 (tzw. taksonomia)
ustanawiające techniczne kryteria kwalifikacji w zakresie łagodzenia zmian klimatu
I adaptację do zmian klimatu. Przepisy weszły w życie 1 stycznia 2022. W dniu 2
lutego 2022 r. KE uzgodniła uzupełniający akt delegowany ws. łagodzenia zmian
klimatu i adaptacji do zmian klimatu. Wprowadza on kryteria dla działalności w
zakresie aktywności związanej z gazem ziemnym oraz energetyką jądrową. Stwarza
on możliwość uwzględnienia gazu jako technologii przejściowej w taksonomii po
spełnieniu warunków określonych w akcie. Uzupełniający akt delegowany wejdzie w
życie, w przypadku braku sprzeciwu Rady lub Parlamentu Europejskiego w okresie
czterech (ewentualnie sześciu) miesięcy od formalnego przyjęcia przez Komisję
Europejską (co jeszcze nie nastąpiło).
Przyjęty uzupełniający akt
delegowany może mieć
umiarkowanie pozytywny
wpływ dla GK PGNiG ze
względu na uwzględnienie
gazu ziemnego jako paliwa
przejściowego w taksonomii.
Zarazem wyśrubowane
kryteria kwalifikowalności
nowych inwestycji mogą
stanowić przeszkodę dla
inwestycji GK PGNiG, aby
zostały uznane za
zrównoważone środowiskowo
Rozporządzenie ws.
ograniczenia emisji
metanu w sektorze
energetycznym
15 grudnia 2021 r. KE opublikowała projekt rozporządzenia Parlamentu
Europejskiego i Rady ws. ograniczania emisji metanu w sektorze energetycznym
[COM(2021) 805]. Projekt rozporządzenia ustanawia przepisy dot. pomiarów,
sprawozdawczości i weryfikacji emisji metanu w unijnym sektorze energetycznym,
jak również ograniczania tych emisji, m.in:
- Obowiązek przedkładania programów wykrywania i naprawy wycieków (“LDAR”)
oraz niezwłocznej naprawy wycieków powyżej 500 ppm (parts per million) oraz
regularne kontrole naprawionych komponentów.
- Zakaz odpowietrzania poza zdefiniowanymi sytuacjami wyjątkowymi oraz wymogi
w zakresie flar i ich wymiany.
Obowiązki rozporządzenia mają zastosowanie do poszukiwania i wydobycia ropy
naftowej i gazu ziemnego, przesyłu, dystrybucji, podziemnego magazynowania i
terminali LNG, jak również do czynnych oraz zamkniętych i opuszczonych
podziemnych i powierzchniowych kopalń węgla, a także czynnych i zamkniętych
odwiertów warstwach ziemi powstałych w wyniku działalności górniczej.
Rozporządzenie ustanawia ponadto przepisy dot. narzędzi mających na celu
zapewnienie przejrzystości emisji metanu pochodzących z importu energii ze źródeł
kopalnych do Unii.
Propozycje zawarte w
projekcie rozporządzenia ws.
ograniczenia emisji metanu
mogą wiązać się z
wyzwaniami dla GK PGNiG.
Obowiązki związane z
pomiarami, weryfikacją,
wykrywaniem i naprawą
nieszczelności (LDAR), a
także odpowietrzaniem i
spalaniem na flarach są
bardzo restrykcyjne, co może
powodować trudność w ich
wypełnianiu.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 30 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wytyczne w sprawie
pomocy państwa na
ochronę środowiska i
cele związane z energią i
klimatem (CEEAG)
W dniu 21 grudnia 2021 r. KE zatwierdziła Wytyczne w sprawie pomocy państwa na
cele związane z klimatem, ochroną środowiska i energią (CEEAG) – [C(2021) 9817
final]. Wytyczne przewidują wsparcie dla gazu ziemnego tylko w wypadku wykazania
zgodności z celami klimatycznymi UE na lata 2030 i 2050. Możliwe jest wsparcie
infrastruktury energetycznej, która obejmuje gaz ziemny, biogaz – w tym biometan
lub gaz z OZE pochodzenia niebiologicznego. Dopuszczalne jest wsparcie
wodorowej infrastruktury energetycznej w zakresie nowo wybudowanych aktywów,
aktywów przekształconych z gazu ziemnego na wodór (repurposed) lub kombinacji
tych dwóch. Sektor wydobycia gazu ziemnego został uznany za energochłonny i
kwalifikujący się do uzyskania pomocy w formie ulg w opłatach za energię
elektryczną.
Nowe wytyczne w sprawie
pomocy państwa na ochronę
środowiska i cele związane z
energią i klimatem
ograniczają zakres wsparcia
projektów wykorzystujących
gaz ziemny. Promowane jest
wspieranie inwestycji
związanych z wykorzystaniem
gazów odnawialnych i
niskoemisyjnych – w tym
biometanu i wodoru.
Rozporządzenie NC
CAM
W 2021 r. nie doszło do zmian treści NC CAM.
Rozporządzenie NC TAR
W 2021 r. nie doszło do zmian treści NC TAR.
3.3 Zmiany otoczenia GK PGNiG na początku 2022 r.
Sytuacja na rynku gazu na początku 2022 r. w wyniku agresji Rosji na Ukrainę
Dzięki zwiększeniu dostaw LNG do Europy od grudnia 2021 r. oraz relatywnie łagodnej zimie, ceny gazu na amsterdamskim rynku
futures zaczęły systematycznie spadać, a w styczniu i lutym 2022 r. doszło do ich stabilizacji. Do inwazji Rosji na Ukrainę ceny
utrzymywały się poniżej 80 EUR/MWh. Od 24 lutego 2022r. notowany jest ich bardzo szybki wzrost oraz wysoka zmienność. Do 7
marca 2022 r. wzrosły do 227 EUR/MWh, czyli o 284% osiągając w dniu 7 marca 2022 r. lokalny szczyt w wysokości 354 EUR/MWh.
Sankcje wobec Federacji Rosyjskiej
W odpowiedzi na inwazję Federacji Rosyjskiej na Ukrainę, społeczność międzynarodowa, w tym Stany Zjednoczone, Unia
Europejska i poszczególne państwa takie jak Zjednoczone Królestwo Wielkiej Brytanii i Irlandii Północnej nałożyły szereg sankcji
gospodarczych, finansowych oraz restrykcji dotyczących wjazdu obywateli Federacji Rosyjskiej. Sankcje nałożone zostały
przedmiotowo (na określone czynności) i podmiotowo w tym m.in. wobec rosyjskich czy białoruskich banków (w tym bank centralny),
instytucji finansowych, członków administracji, przedstawicieli wojska oraz biznesu.
Sankcje nałożone przez UE
Unia Europejska nałożyła pierwszy pakiet sankcji na Federację Rosyjską w związku z podpisaniem 21 lutego 2022r. przez prezydenta
Federacji Rosyjskiej dekretu o uznaniu „niezależności i suwerenności” niekontrolowanych przez rząd ukraiński obszarów obwodów
donieckiego i ługańskiego oraz w związku z rozkazem rozmieszczenia rosyjskich sił zbrojnych i decyzją w dniu 24 lutego 2022 r. o
inwazji wojsk rosyjskich na terytorium Ukrainy.
Początkowo sankcje objęły ograniczenia wizowe oraz zamrożenie aktywów dla członków Dumy głosujących za niepodległością
separatystycznych republik, a także m.in. zakaz zawierania umów sprzedaży dotyczących długu rosyjskiego emitowanego przez
Bank Centralny i Rząd Federacji Rosyjskiej. Dodatkowo sankcje objęły 27 osób fizycznych i prawnych za naruszenie integralności
terytorialnej Ukrainy. Niezależnie od działań w zakresie sankcji, istotne znaczenie miało również wstrzymanie procesu certyfikacji
Nord Stream 2, które związane jest z wycofaniem pozytywnej opinii ministra właściwego w zakresie energetyki dotyczącej wpływu
certyfikacji tej infrastruktury na bezpieczeństwo dostaw.
Po inwazji rosyjskich wojsk na Ukrainę, tj. po 24 lutego 2022 r. Unia Europejska rozszerzyła pakiet sankcji. Ograniczenia objęły m.in.
rosyjskie obligacje, papiery wartościowe i instrumenty finansowe. Wobec wybranych instytucji wprowadzono zakaz świadczenia
specjalistycznych usług w zakresie komunikatów finansowych wykorzystywanych do wymiany danych finansowych (tzw. odcięcie od
systemu SWIFT). Został wprowadzony zakaz jakichkolwiek transakcji związanych z zarządzaniem rezerwami oraz aktywami Bank
Centralnego Federacji Rosyjskiej oraz zakaz przyjmowania depozytów od obywateli rosyjskich ponad 100 tys. EUR.
Sankcje nałożone przez USA
Po uznaniu przez Federację Rosyjską niepodległości separatystycznych republik, Stany Zjednoczone nałożyły na ten kraj pierwszy
pakiet sankcji, który objął m.in. spółkę Nord Stream 2 AG oraz jej Dyrektora Zarządzającego Matthiasa Warniga.
Po inwazji Federacji Rosyjskiej na Ukrainę, tj. po 24 lutego 2022 r. USA rozszerzyły pakiet sankcji, w ramach których nałożono
ograniczenia na rosyjskie rynki finansowe. Sankcje zostały wymierzone m.in. w rosyjski bank centralny oraz rosyjskie banki
komercyjne. W zakresie dotyczącym sektora energetycznego sankcje dotyczące możliwości zadłużania się zostały nałożone m.in.
na Gazprom, Gazprom Neft, Gazprombank i Transneft. Wprowadzono ograniczenia w zakresie eksportu technologii, w tym
technologii przerobu ropy naftowej. Objęły również osoby fizyczne – członków administracji, przedstawicieli wojska oraz biznesu.
USA wprowadziły również zakaz importu surowców, w tym rosyjskiej ropy naftowej, skroplonego gazu ziemnego czy węgla.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 31 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Reakcja rynków towarowych i walutowych na atak Rosji na Ukrainę i nałożone sankcje
Surowce
Surowce, z kilkoma wyjątkami, odnotowały silny wzrost wartości od czasu inwazji Federacji Rosyjskiej na Ukrainę i sankcji
wdrożonych m.in. wobec podmiotów mających siedzibę w Federacji Rosyjskiej, będących pod kontrolą Federacji Rosyjskiej lub osób
fizycznych związanych z wykonywaniem władzy. Zarówno Federacja Rosyjska, jak i do pewnego stopnia Ukraina są znaczącymi
dostawcami surowców dla światowej gospodarki, stąd obecna sytuacja związana z konfliktem zbrojnym miała bezpośredni wpływ na
nagły wzrost cen surowców i znaczące zawirowania m.in. w zakresie energii.
Ze względu na globalne znaczenie ropy naftowej jako czynnika produkcji dla gospodarki, w pierwszej kolejności podnoszone są jej
ceny. Od 24 lutego do 8 marca 2022r. jej wycena wzrosła o 36% (z 95 do 129 USD/bbl).
Jak wskazano powyżej, w odpowiedzi na agresję Rosji na Ukrainę, na Rosję został nałożony szereg sankcji gospodarczych,
wymierzonych głównie w banki i instytucje finansowe. Do 10 marca 2022 r. wprowadzone sankcje nie uniemożliwiły przesyłu
surowców, a wykluczeniem z systemu SWIFT nie zostały objęte banki Sbierbank i Gazprombank z uwagi na ich zaangażowanie w
transakcje dotyczące dostaw energii do Unii Europejskiej. W rezultacie, od początku inwazji Rosji na Ukrainę każdego dnia do Europy
importowane są rosyjskie surowce o wartości setek milionów euro, a przesył ten jest wręcz wyższy niż przed wojną, z uwagi na
zwiększone zapotrzebowanie zgłaszane obecnie przez odbiorców – kupujący obawiają się bowiem ograniczenia lub całkowitego
odcięcia dostaw wraz z eskalacją konfliktu. W związku z niepewną sytuacją podażową w najbliższych tygodniach należy spodziewać
się dalszych gwałtownych zmian cen na giełdach.
Całkowite embargo na rosyjską ropę nałożyły już Stany Zjednoczone, Wielka Brytania oraz Kanada. Część krajów Unii Europejskiej
(w tym Polska) również zadeklarowała gotowość do natychmiastowego zatrzymania dostaw surowców z Rosji. Na wprowadzenie
tego typu sankcji nie zgadzają się natomiast niektóre państwa UE, będące w znacznym stopniu uzależnione od rosyjskich surowców
i uzasadniające swoją decyzję obawami o ryzyko poważnej recesji gospodarczej w obliczu odcięcia ich dostaw. W związku z brakiem
spójnego stanowiska państw członkowskich, prawdopodobnie nie należy spodziewać się nałożenia tego typu sankcji ze strony Unii
Europejskiej.
Jednocześnie rynek rosyjski jest stopniowo izolowany przez wiele podmiotów gospodarczych – działalność i wszelkie projekty w
Rosji porzuciło wiele naftowych firm. O pozbyciu się rosyjskich aktywów poinformowały już m.in. BP, Shell, Equinor czy Exxon. Bank
Światowy również wstrzymał wszystkie programy w Rosji i na Białorusi. W reakcji na wojnę na Ukrainie i niepewność rynku o przyszłe
dostawy gazu do Europy przyspieszyło również wiele projektów związanych z dywersyfikacją dostaw i transformacją energetyczną.
Kanclerz Niemiec ogłosił, że kraj ma w planach budowę dwóch terminali regazyfikacyjnych. W dniu 4 marca 2022 r. Kreditanstalt für
Wiederaufbau (KfW), Gasunie i RWE podpisały Memorandum of Understanding ws. projektu terminalu LNG w Brunsbüttel. W długim
terminie należy zatem oczekiwać, iż trwający obecnie konflikt przyspieszy transformację energetyczną Europy oraz proces
uniezależniania się od rosyjskich surowców energetycznych. Kierunek ten został również nakreślony w opublikowanym w dniu 8
marca 2022 r. komunikacie Komisji Europejskiej „REPowerEU: Wspólne europejskie działania w kierunku bezpiecznej i
zrównoważonej energii po przystępnej cenie” (COM(2022) 108).
Waluty
Z uwagi na sytuację geopolityczną inwestorzy wykazują większe zainteresowanie inwestycjami w aktywa uznawane za bezpieczne,
do których można zaliczyć najsilniejsze wymienialne światowe waluty. Od rozpoczęcia wojny w Ukrainie na wartości (w stosunku do
dolara) istotnie stracił rosyjski rubel (ok. 50%). Negatywny wpływ konfliktu zbrojnego widoczny jest również na wartość polskiej waluty,
która umieszczana jest we wspólnym koszyku z walutami ze wschodniej Europy. Pomimo interwencji walutowych dokonywanych
przez Narodowy Bank Polski, od 24 lutego 2022 r. PLN stracił 13% w stosunku do USD (na koniec 8 marca 2022 r. kurs wynosił
4,51), 8,4% do EUR (4,91) i blisko 12% do CHF (4,86).
Zmiany prawne w Polsce w związku z wysokimi cenami gazu
W dniu 10 grudnia 2021 r. oraz 29 stycznia 2022 r. weszły w życie akty prawne, które umożliwiły ochronę niektórych kategorii
odbiorców końcowych przed istotnymi wzrostami cen paliwa gazowego, wywołanymi kumulacją wielu czynników rynkowych, w tym
zakłóceń powodowanych przez dominującego dostawcę do UE. Ustawa z dnia 7 grudnia 2021 r. o zmianie ustawy Prawo
energetyczne wprowadziła możliwość skorzystania przez sprzedawców paliwa gazowego do odbiorców w gospodarstwach
domowych z mechanizmu ujęcia w taryfie zatwierdzanej przez Prezesa URE tylko części kosztów zakupu paliwa gazowego,
umożliwiając jednocześnie odzyskanie faktycznych kosztów w ciągu kolejnych trzech lat od zakończenia obowiązywania taryfy
zatwierdzonej na podstawie tych przepisów. Z mechanizmu tego skorzystała spółka PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o., której taryfa
obowiązywać będzie do końca 2022 r.
Ustawa z dnia 26 stycznia 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych w związku z sytuacją
na rynku gazu zakłada wprowadzenie następujących mechanizmów:
a) Wprowadzenie mechanizmu rekompensat dla sprzedawców gazu ziemnego:
Rekompensaty w odniesieniu do gospodarstw domowych stanowią pokrycie różnicy pomiędzy faktycznymi kosztami dostawy
gazu do odbiorców rozliczających się według taryfy a przychodami uzyskiwanymi na podstawie cen taryfowych, a dla pozostałych
odbiorców wrażliwych różnicę pomiędzy ceną stosowaną w dniu 1 stycznia 2022 roku a ceną taryfową.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 32 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Rekompensaty są rozliczane przez Zarządcę Rozliczeń S.A. (analogicznie jak w przypadku rekompensat w zakresie energii
elektrycznej), a środki na ich finansowanie pochodzą ze sprzedaży uprawnień do emisji dwutlenku węgla oraz Funduszu
Przeciwdziałania COVID-19.
b) Rozszerzenie katalogu podmiotów objętych ochroną taryfową:
Do dnia 31 grudnia 2023 r. ochroną taryfową zostaną objęci odbiorcy realizujący zadania z zakresu użyteczności publicznej
(szpitale, szkoły, żłobki, przedszkola, noclegownie, itp.).
Doprecyzowany został również zakres ochrony taryfowej dla odbiorców zapewniających paliwo gazowe (bądź produkowane z
niego ciepło) odbiorcom w gospodarstwach domowych w budynkach wielorodzinnych (spółdzielnie, wspólnoty, inne podmioty
zbiorowe)
c) możliwość świadczenia tzw. usługi biletowej również przez Rządową Agencję Rezerw Strategicznych:
Funkcjonuje ono równolegle do obecnych sposobów utrzymywania zapasów (samodzielne czy poprzez usługę świadczoną przez
inne przedsiębiorstwa energetyczne, np. PGNiG).
Zawarcie umowy na świadczenie usługi biletowej z RARS będzie wiązało się z przeniesieniem na rzecz Skarbu Państwa, za
wynagrodzeniem, dotychczasowych zapasów i związanych z nimi pojemności magazynowych.
d) Wprowadzenie gwarancji Skarbu Państwa dla przedsiębiorstw energetycznych:
Możliwość gwarantowania przez Skarb Państwa kredytów lub emisji obligacji w celu zagwarantowania ciągłości świadczenia
usługi kompleksowej gospodarstwom domowym przez sprzedawcę z urzędu paliw gazowych (PGNiG OD) oraz dostaw gazu
ziemnego do kraju przez PGNiG S.A.
e) Zmiany w zakresie sposobów wnoszenia zabezpieczeń niepieniężnych przez członków IRGiT:
Wydłużenie oraz pogłębienie tymczasowych rozwiązań dot. zasad wnoszenia zabezpieczeń niepieniężnych do dnia 31 marca
2023 r. (obecnie do 30 czerwca 2022 r.).
f) Możliwość udzielania przez Skarb Państwa pożyczek przedsiębiorstwom energetycznym:
Rozwiązanie umożliwia udzielanie przez Skarb Państwa pożyczek sprzedawcy z urzędu paliw gazowych, o których mowa w art.
62c ust. 1 ustawy – Prawo energetyczne (tj. PGNiG OD) w celu pozyskania środków na zagwarantowanie ciągłości sprzedaży
paliw do odbiorców w gospodarstwach domowych (m.in. na bilansowanie, zakup oraz rozliczenie zakupionego paliwa gazowego)
oraz podmiotowi realizującemu obligo gazowe (PGNiG S.A.) w celu zagwarantowania dostaw gazu ziemnego do kraju (m.in. na
zakup i rozliczanie paliw gazowych, usług przesyłania, magazynowania, dystrybucji czy magazynowania paliw gazowych).
Łączna wartość pożyczek nie może przekroczyć 20 mld zł.
Ocena wpływu zmian otoczenia w 2022 r. na działalność GK PGNiG
Bezprecedensowe wzrosty cen surowców obserwowane od września 2021 r. oraz poziom zatwierdzonych taryf na okres IV kwartału
2021 i 2022 r., przełożyły się na wzrost zapotrzebowania spółek z GK PGNiG na środki pieniężne wynikające ze zwiększonych
poziomów zobowiązań za zakup gazu, wysokiego poziomu zapasu gazu w podziemnych magazynach gazu oraz wyższej wartości
koniecznych depozytów zabezpieczających dla transakcji giełdowych i finansowych związanych z obrotem paliwem gazowym.
W grudniu 2021 r. PGNiG zawarło 3 nowe umowy kredytowe z Bankiem Gospodarstwa Krajowego, PKO Bankiem Polskim S.A. i
CaixaBank S.A. Oddział w Polsce, zwiększające możliwości pozyskania finansowania krótkoterminowego na okres 9 miesięcy o
łączną kwotę 2,7 miliardów złotych. Spółka zawarła kolejne umowy kredytów krótkoterminowych: w styczniu 2022 r. na 750 mln zł z
bankiem Societe Generale SA Oddział w Polsce oraz w lutym 2022 r. z konsorcjum banków Bank of China Limited działającego
poprzez Bank of China Limited Luxembourg Branch i Bank of China (Europe) S.A. działającego poprzez Bank of China (Europe) S.A.
Oddział w Polsce na kwotę 1,2 mld zł, z Deutsche Bank Polska S.A. na kwotę 400 mln zł i Credit Agricole Bank Polska S.A. na kwotę
200 mln zł. W wyniku powyższych działań na dzień sprawozdania PGNiG SA dysponuje źródłami finansowania na łączną kwotę
15,25 mld zł.
Spółka monitoruje otoczenie cenowe oraz regulacyjne i będzie podejmować dalsze działania w kierunku zwiększenia dostępnych
źródeł finansowania.
PGNiG uważnie obserwuje rozwój sytuacji i pozostaje w kontakcie z instytucjami odpowiedzialnymi za międzynarodowe przepływy
finansowe. Wyniki finansowe i płynność GK PGNiG będzie uzależniona od kształtowania się cen surowców po wprowadzeniu sankcji,
które zależnie od ich zakresu, mogą skutkować ograniczeniami dostaw do Europy. W przypadku wprowadzenia sankcji o charakterze
wpływającym na rozliczenia za dostawy gazu, PGNiG będzie dostosowywał swoje działania do obowiązujących przepisów.
PGNiG na bieżąco monitoruje również sytuację w zakresie realizacji dostaw gazu ziemnego do polskiego systemu przesyłowego.
Od początku 2022 r. dostawy gazu ziemnego z kierunku wschodniego są realizowane zgodnie z nominacjami składanymi przez
PGNiG SA.
Spółka posiada zdywersyfikowany portfel gazu ziemnego oparty na własnym wydobyciu oraz kontraktach importowych. Dzięki
zarezerwowanym mocom przesyłowym, PGNiG może realizować dostawy gazu ziemnego z różnych kierunków, w tym z Terminala
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 33 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
LNG w Świnoujściu, z kierunku zachodniego oraz południowego. W zależności od potrzeb bilansowych, Spółka dokonuje rezerwacji
dodatkowych mocy przesyłowych na interkonektorach oraz uzupełniających zakupów gazu.
Ponadto PGNiG posiada zapasy gazu ziemnego w podziemnych magazynach gazu, jak również utrzymuje zapasy obowiązkowe
gazu ziemnego pozostające w dyspozycji Ministra właściwego do spraw energii.
Priorytetem GK PGNiG jest zapewnienie ciągłości dostaw do jej odbiorców w Polsce jak i poza nią.
Grupa Kapitałowa PGNiG prowadzi działalność na terenie Ukrainy poprzez Przedstawicielstwo PGNiG SA w Kijowie, GK Exalo
Drilling S.A. (Exalo Drilling Ukraine LLC) oraz spółkę LLC „Karpatgazvydobuvannya” (działalność poszukiwawczo-wydobywcza we
współpracy z ERU Management Services). Na dzień sprawozdania wartość aktywów zaangażowanych w Ukrainie nie stanowi
istotnej wartości aktywów GK PGNiG. Pracownicy GK PGNiG i ich rodziny zostali ewakuowani z rejonów zagrożonych działaniami
zbrojnymi. GK PGNiG aktywnie angażuje się pomoc humanitarną.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 34 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
4. Działalność operacyjna w 2021 r.
4.1 Segment Poszukiwanie i Wydobycie
Segment obejmuje cały proces poszukiwania oraz wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej ze złóż, poczynając od przeprowadzenia
analiz geologicznych, badań geofizycznych i wierceń, po zagospodarowanie i eksploatację złóż. Podstawowa działalność segmentu
jest realizowana w Polsce, Pakistanie, Zjednoczonych Emiratach Arabskich oraz na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, natomiast
działalność wspierająca prowadzona jest na całym świecie. Ponadto segment wykorzystuje na swoje potrzeby pojemności PMG
Bonikowo i PMG Daszewo.
Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 13 Wolumen wydobycia gazu ziemnego GK PGNiG w podziale na kraje w segmencie PiW
mln m
3
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Polska
3 648
3 648
3 746
3 746
3 815
3 808
3 839
gaz wysokometanowy (E)
1 284
1 284
1 337
1 337
1 337
1 296
1 315
gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
2 364
2 364
2 409
2 409
2 478
2 512
2 524
Zagranica
1 746
326
773
295
674
738
697
Norwegia (gaz wysokometanowy (E)
1 420
0
478
0
481
538
548
Oddział PGNiG w Pakistanie (gaz zaazotowany Ls/Lw
przeliczony na E)
326
326
295
295
193
200
149
RAZEM (przeliczony na E)
5 394
3 974
4 520
4 041
4 489
4 546
4 536
Tabela 14 Wolumen sprzedaży gazu ziemnego z segmentu poza GK PGNiG w podziale na kraje w segmencie PiW
mln m
3
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Polska
667
667
667
667
679
684
676
gaz wysokometanowy (E)
23
23
25
25
25
26
30
gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
644
644
642
642
654
658
646
Zagranica
318
318
296
289
192
199
149
Norwegia (gaz wysokometanowy (E)
0
0
7
0
0
0
0
Oddział PGNiG w Pakistanie (gaz zaazotowany Ls/Lw
przeliczony na E)
318
318
289
289
192
199
149
RAZEM (przeliczony na E)
985
984
963
956
871
883
825
Tabela 15 Wolumeny wydobycia ropy naftowej w GK PGNiG (wraz z frakcjami) w segmencie PiW
tys. ton
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Wydobycie ropy naftowej*
1 376
643
1 324
709
1 216
1 345
1 257
w Polsce
643
643
709
709
776
818
787
w Norwegii
732
0
615
0
440
527
470
* Razem z kondensatem i NGL.
Tabela 16 Wolumeny sprzedaży ropy naftowej w GK PGNiG (wraz z frakcjami) w segmencie PiW
tys. ton
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Sprzedaż ropy naftowej*
1 340
643
1 332
713
1 210
1 411
1 271
z wydobycia w Polsce
643
643
713
713
771
818
792
z wydobycia w Norwegii
697
0
619
0
439
593
479
* Razem z kondensatem i NGL.
Tabela 17 Wolumeny wydobycia wybranych produktów w segmencie PiW
tys. ton
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Gaz propan-butan
37
37
36
36
39
39
37
LNG
22
22
20
20
20
21
22
mln m3
Hel
3
3
3
3
3
3
3
Tabela 18 Wolumeny sprzedaży wybranych produktów poza GK PGNiG w segmencie PiW
tys. ton
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Gaz propan-butan
37
37
36
36
39
39
37
LNG
16
16
12
12
14
17
17
mln m
3
Hel
3
3
3
3
3
3
3
Działalność w Polsce
Działalność poszukiwawcza i wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest przez PGNiG przy udziale m.in. spółek zależnych Exalo
Drilling i Geofizyka Toruń. Oddział Geologii i Eksploatacji pełni rolę centrum kompetencyjnego z zakresu geologii poszukiwawczej,
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 35 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
prac geologicznych, procesów inwestycyjnych dla obiektów górnictwa otworowego i eksploatacji złóż węglowodorów. Sprawuje
nadzór merytoryczny nad eksploatacją złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, podziemnym składowaniem odpadów oraz podziemnym
bezzbiornikowym magazynowaniem gazu dla potrzeb eksploatacji. W strukturze PGNiG istnieją trzy wiodące Oddziały krajowe, które
znajdują się w Sanoku, Zielonej Górze oraz Odolanowie i dwa Oddziały zagraniczne: Operatorski w Pakistanie oraz w Zjednoczonych
Emiratach Arabskich.
Koncesje krajowe
Na dzień 31 grudnia 2021 r. PGNiG posiadało 200 koncesji, w tym 188 koncesji eksploatacyjnych, 3 – na podziemne składowanie
odpadów oraz 9 – na podziemne magazynowanie gazu. W 2021 r. Spółka otrzymała 3 decyzje inwestycyjne w związku z przejściem
do fazy wydobywania tj. decyzja inwestycyjna na wydobywanie ropy naftowej i towarzyszącego gazu ziemnego W 2021 r. PGNiG
przyznano 2 nowe koncesje eksploatacyjne (Miłosław, Miłosław E), 9 zostało zmienionych, 3 koncesje wygaszono (Grabina
Nieznanowice hor. Liplasu, Grodzisk-26 oraz Zielin). Na koniec 2021 r. PGNiG posiadało także 47 koncesji: 11 na poszukiwanie i
rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 36 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie).
W omawianym okresie zrezygnowano z 2 koncesji (1 na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie tzw. „łącznej” Murowana
Goślina-Kłecko oraz 1 na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla Międzyrzecze).
Pozyskano natomiast 2 nowe koncesje „łączne” – Lubycza Królewska oraz Krotoszyn. W 2021 r. prowadzono w Ministerstwie Klimatu
i Środowiska łącznie 70 postępowań w zakresie uzyskania / zmiany koncesji oraz zatwierdzania projektów robót geologicznych.
Obecnie w procedurze administracyjnej pozostaje do zakończenia 39 postępowań.
Prace prowadzone na własnych koncesjach
Rysunek 4 Koncesje PGNiG i odwierty w 2021 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji.
W 2021 r. PGNiG kontynuowało poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza
Karpat, Monokliny Przedsudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 26 otworów
wierconych w 2021 r. głębokość końcową osiągnęły 22 otwory, w tym: 1 badawczy, 3 poszukiwawcze, 6 rozpoznawczych oraz 12
eksploatacyjnych.
Na koniec 2021 r. wyniki złożowe uzyskano z 22 odwiertów (4 poszukiwawcze, 8 rozpoznawczych i 10 eksploatacyjnych). Wśród 22
odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 17 odwiertów pozytywnych (w tym 1 poszukiwawczy, 6 rozpoznawczych i 10
eksploatacyjnych), 5 negatywnych (w tym 3 poszukiwawcze i 2 rozpoznawcze), które nie uzyskały przemysłowego przypływu
węglowodorów. Ponadto, zlikwidowano 1 odwiert badawczy (z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie podlega
klasyfikacji złożowej).
W 2021 r. wykonane były również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach –
dotyczyło to: 7 otworów badawczych (w tym 5 odwiertów zlikwidowanych: Gilowice-3K, Gilowice-4H, Gilowice-1, Międzyrzecze-3,
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 36 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Orzesze-1 oraz w dwóch zakończono testy złożowe: Kramarzówka-1K, Kramarzówka-3), 4 poszukiwawczych (w tym 3 odwierty
zlikwidowane i jeden w trakcie próbnej eksploatacji), 3 rozpoznawczych (w tym 1 odwiert zlikwidowany, w 2 zakończono próby
złożowe i oczekują na dalsze prace).
W 2021 r. na terenie działalności Oddziału PGNiG w Sanoku podłączono do eksploatacji 3 nowe złoża: złoże Jastrzębiec (odwierty:
Jastrzębiec-2 i Jastrzębiec-3 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego), złoże Wielgoszówka (Wielgoszówka-1K – eksploatacja
w ramach próbnej eksploatacji), złoże Kramarzówka (odwierty: Kramarzówka-3H i Kramarzówka-1K) oraz włączono do eksploatacji
6 odwiertów na złożach już eksploatowanych: 2 odwierty na złożu Pruchnik-Pantalowice (Pruchnik-36 i Pruchnik-37K – eksploatacja
w ramach testu długotrwałego), 4 odwierty na złożu Przemyśl (Przemyśl-287K, Przemyśl-289K, Przemyśl-290 i Przemyśl-15 –
eksploatacja w ramach testu długotrwałego).
Łącznie w 2021 r. na terenie działalności Oddziału PGNiG w Sanoku włączono do eksploatacji 11 odwiertów. Na terenie działalności
Oddziału w Zielonej Górze zostało włączone do eksploatacji nowe złoże Wielichowo W (odwiert Wielichowo-8) oraz został włączony
do eksploatacji 1 odwiert na złożu Brońsko (Brońsko-30).
W 2021 r. w związku z wygaśnięciem koncesji zakończona została eksploatacja złóż: Grabina Nieznanowice hor. Liplasu, Grodzisk-
26 oraz Zielin.
Tabela 19 Kopalnie PGNiG
Liczba kopalni
Sanok
Zielona Góra
Kopalnie gazu ziemnego
18
10
Kopalnie ropy naftowej
5
1
Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego
11
7
Razem
34
18
Prace prowadzone na koncesjach wraz z kontrahentami
W 2021 r. Spółka na obszarach koncesyjnych PGNiG współpracowała z innymi podmiotami takimi jak: LOTOS Petrobaltic S.A.,
ORLEN Upstream Sp. z o.o
Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:
„Płotki” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 12 maja 2000 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, ORLEN
Upstream Sp. z o.o. – 49%. Wykonano otwór poszukiwawczy Bystrzek-1, uzyskując w utworach czerwonego spągowca
negatywny wynik złożowy; otwór zlikwidowano. Prowadzono prace związane z zagospodarowaniem odwiertu Grodzewo-1.
Kontynuowano prace związane z zagospodarowaniem odwiertu Chwalęcin-1K. Rozpoczęto przygotowania do wiercenia otworu
Rogusko-1K;
„Poznań” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2004 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%,
ORLEN Upstream Sp. z o.o. – 49%. Rozpoczęto wiercenie otworu rozpoznawczego Miłosław-7H.;
„Sieraków” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 22 czerwca 2009 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%,
ORLEN Upstream Sp. z o.o. – 49%. Zakończono próby w odwiercie Sieraków 2H;
„Górowo Iławieckie” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 31 grudnia 2014 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator)
– 51%, LOTOS Petrobaltic S.A. – 49%. Umowa ta została wypowiedziana przez LOTOS Petroballtic S.A. pismem z dnia
1.06.2021. PGNiG S.A. zgodnie z pismem Ministerstwa Klimatu z dnia 22.12.2021 zmieniającym koncesję Górowo Iławeckie
stał się 100% właścicielem koncesji Górowo Iławeckie.
Zasoby wydobywalne
Stan zasobów wydobywalnych na 31 grudnia 2021 r. z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji
rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu i Środowiska bez wydanej decyzji Ministra to: 15,7 mln ton ropy naftowej
(ok. 115,4 mln boe) oraz 89,1 mld m
3
gazu ziemnego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (ok. 574,3 mln boe).
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 37 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wykres 8 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2017-2021 oraz współczynnik R/P
* Uwzględniono dodatkowo przyrosty zasobów z dokumentacji przyjętych przez Komisję Zasobów Kopalin, bez decyzji Ministra.
** Stan zasobów z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie bez wydanej decyzji
Ministra.
*** Współczynnik wyrażający stosunek zasobów węglowodorów do poziomu produkcji.
Wykres 9 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 1988-2021 w mln boe
* Przyrost zasobów wydobywalnych w 2020 r. z uwzględnieniem dokumentacji rozliczających.
Zagospodarowanie wydobywanych węglowodorów
Podstawowymi produktami sprzedawanymi w ramach segmentu jest gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropa naftowa.
Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w
Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim gdzie uzyskuje się również m.in. LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. Ponadto w
wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: siarka i mieszanina propan-butan.
W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2021 r., PGNiG kontynuowało swoją dotychczasową politykę sprzedażową
współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą. Kolejowe dostawy ropy naftowej były
realizowane do spółki ORLEN Południe S.A. Zakład Trzebinia oraz Grupy LOTOS S.A. – Rafineria w Gdańsku. Transportem
samochodowym surowiec dostarczany był do ORLEN Południe S.A. Zakład Jedlicze. Dostawy ropy były realizowane również
transportem rurociągowym do firmy TOTSA TOTAL ENERGIES TRADING S.A. przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy
naftowej w PGNiG jest oparta o rynkowe notowania cen tego surowca.
Otoczenie konkurencyjne
Wydobycie krajowe gazu ziemnego w Polsce w 2021 r. wyniosło ok. 40,5 TWh, z czego podmioty konkurencyjne względem PGNiG
wydobyły 0,5 TWh. Udział konkurencji w wydobyciu krajowym wynosi ok. 1,2%.
Kluczowe projekty i inwestycje w Polsce
W 2021 r. nakłady inwestycyjne PGNiG w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie (kraj) wyniosły ok. 668 mln zł. Do najważniejszych
zadań poszukiwawczych / rozpoznawczych / badawczych realizowanych w 2021 r. było m.in.:
odwiercenie otworów badawczych Rycerka Dolna 1, Lisiniec 1;
odwiercenie otworów rozpoznawczych Miłosław 7H, Kulno 3;
odwiercenie otworów eksploatacyjnych Brońsko 31H, Brońsko 32;
odwiercenie otworów poszukiwawczych Chałupczyn 1, Zabiała 2.
185,5
108,1
13,3
157,4
147,1
216,2
61,0
50,0
24,7
28,7
13,2
69,4
35,9
34,1
36,6
44,3
0 50 100 150 200 250
1985-1988
1989-1991
1992-1994
1995-1997
1998-2000
2001-2003
2004-2006
2007-2009
2010-2012
2013-2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
538
548
557
567
574
124
119
113
107
115
21,3
21,6
21,7
22,4
23,9
17
19
21
23
0
200
400
600
2017* 2018** 2019** 2020** 2021**
Gaz ziemny Ropa naftowa Wspólczynnik R/P***
mln boe
R/P
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 38 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Łączne nakłady przeznaczone przez PGNiG na działalność poszukiwawczą w kraju wyniosły ok. 351 mln zł. Kluczowymi zadaniami
inwestycyjnymi w 2021 r. były m.in.:
zagospodarowanie odwiertów: Przemyśl 15, 287K, 289K, 290K, 291, 292, 316, 318;
zagospodarowanie odwiertów Jastrzębiec 2, 3;
zagospodarowanie odwiertu Wielgoszówka 1;
zagospodarowanie odwiertu Pruchnik 36, 37K;
zabudowa agregatu sprężarkowego na OZG Wola Różaniecka- KGZ Tarnogród;
zabudowa agregatu sprężarkowego na OZG Łukowa- KGZ Tarnogród;
zabudowa agregatu sprężarkowego na OZG Dzików-KGZ Lubaczów;
zagospodarowanie odwiertu Wielichowo-8;
zagospodarowanie odwiertu Brońsko-30.
Działalność zagraniczna
Norwegia
PGNiG UN posiada udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym,
zlokalizowanych na Morzach: Norweskim i Północnym. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv,
Ærfugl, Ærfugl Nord, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Duva, Ormen Lange, Marulk i Alve oraz
zagospodarowaniem złoża Tommeliten Alpha, jak również realizacji trzeciej fazy zagospodarowania złoża Ormen Lange. Trwa
również faza finalizacji koncepcji zagospodarowania złóż Shrek, Alve Nord, Cape Vulture, Fogelberg i King Lear. Ponadto PGNiG
UN posiada udziały w złożu Tambar Øst, z którego wydobycie zostało czasowo wstrzymane, oraz terminalu gazowym Nyhymana,
gdzie dokonuje się finalnej separacji gazu przesyłanego między innymi ze złoża Ormen Lange. Na pozostałych koncesjach PGNiG
UN realizuje projekty poszukiwawcze i prowadzi działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i
długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno zaangażowanie w projekt budowy infrastruktury między Norwegią
a Polską (projekt Baltic Pipe), jak i potencjalne akwizycje złóż gazowych w Norwegii. Więcej informacji na temat projektu Baltic Pipe
znajduje się w punkcie 3.2.2.
W 2021 r. z posiadanych złóż produkcyjnych spółka wydobyła 732 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na
tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 1,4 mld m
3
gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było wyższe niż w 2020 r., co jest wynikiem głównie
zrealizowanego 30 września przejęcia spółki INEOS oraz rozpoczęcia produkcji w ramach złóż Duva, Ærfugl i Ærfugl Nord (faza 2).
W 2021 r. rozpoczęto zagospodarowanie złoża Tommeliten Alpha oraz realizację trzeciej fazy zagospodarowania Ormen Lange, w
których PGNiG UN jest partnerem. Operatorem złoża Tommeliten Alpha jest firma ConnocoPhilips, operatorem złoża Ormen Lange
jest natomiast firma Shell. Rozpoczęcie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha przewiduje się na 2024 r., podczas gdy zwiększenie
produkcji złoża Ormen Lange na skutek zakończenia trzeciej fazy zagospodarowania tego złoża, przewidziano na 2025 r.
Pod koniec września 2021 r. PGNiG UN sfinalizował nabycie podmiotu INEOS E&P Norge AS. INEOS E&P Norge AS („IEPN”)
posiadał udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym obejmujących m.in. 3 złoża produkcyjne: Alve, Marulk,
Ormen Lange oraz terminal gazowy Nyhamna. Szacowana na moment efektywnej daty transakcji wielkość zasobów węglowodorów
wynikająca z posiadanych przez IEPN udziałów w koncesjach wynosiła ok. 117 mln boe (na dzień 1 stycznia 2021 r.), z czego ponad
94% stanowiły zasoby gazu ziemnego. Szacowany średni poziom wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG UN w Norwegii może w
wyniku transakcji wzrosnąć o ok. 1,5 mld m
3
rocznie w najbliższych 5 latach. Dodatkowo, PGNiG UN przejmie portfel koncesji
poszukiwawczych, w ramach którego IEPN pełnił rolę operatora na 6 koncesjach.
Cena umowna nabycia IEPN została uzgodniona na poziomie 615 milionów USD (2275 mln zł) przy efektywnej dacie transakcji
przypadającej na dzień 1 stycznia 2021 r. Ostateczna cena nabycia została pomniejszona o dochody uzyskane przez IEPN w okresie
od daty efektywnej transakcji, tj. od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia przejęcia kontroli operacyjnej przez PGNiG UN nad IEPN (30
września 2021 r.) i wyniosła około 323 miliony USD (1289 mln zł).
W wyniku transakcji nabycie IEPN, w 2021 r. PGNiG UN osiągnął także istotny wzrost udokumentowanych zasobów z 214 mln boe
na początku 2021 r. do 309 mln boe na koniec 2021 r. Na przyrost zasobów, oprócz opisanej akwizycji, wpływ miało również
rozpoznanie zasobów złoża Fogelberg oraz przeszacowania zasobów na pozostałych złożach posiadanych przez PGNiG UN.
W styczniu 2021 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2020 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG
UN otrzymał udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:
koncesja PL146B (rozszerzenie obszaru na którym znajduje się złożę King Lear). Operatorem koncesji jest firma Aker BP
(77,8%), pozostałe udziały należą do PGNiG UN (22,2%);
koncesja PL1088 na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie koncesji PL146 (King Lear). Struktura udziałów jest
tożsama ze strukturą własnościową projektu King Lear. Operatorem koncesji jest firma Aker BP (77,8%), pozostałe udziały
należą do PGNiG UN (22,2%). Program prac obejmuje przeprowadzenie studiów geologiczno-geofizycznych z terminem
podjęcia decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu poszukiwawczego w ciągu 2 najbliższych lat;
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 39 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
koncesja PL1123, w której PGNiG UN otrzymało 30% udziałów, znajduje się na Morzu Norweskim niedaleko złoża Skarv.
Operatorem na niej została firma ConocoPhillips (40% udziałów), a drugim obok PGNiG UN partnerem – firma Aker BP (30%).
Również w tym przypadku udziałowcy mają 2 lata na podjęcie decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu poszukiwawczego;
koncesja PL1124, w której PGNiG UN otrzymało 11,9175% udziałów, znajduje się na Morzu Norweskim w bezpośrednim
sąsiedztwie złoża Skarv. Operatorem na niej została firma Aker BP (23,835% udziałów), kolejnymi partnerami są Equinor
(36,165%) oraz Wintershall Dea (28,0825%). Udziałowcy mają 2 lata na podjęcie decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu
poszukiwawczego.
Wszystkie cztery koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co ułatwia i przyspiesza
proces ewentualnego ich zagospodarowania. Wszystkie cztery koncesje znajdują się również w bezpośrednim sąsiedztwie złóż, na
których PGNiG UN jest już obecny (Skarv oraz King Lear). W przypadku komercyjnych odkryć potencjalne podłączenie ich do Skarv’a
i King Lear’a pozwoliłoby na realizację dodatkowego efektu synergii. Efekt ten wynikałby z wygenerowania dodatkowych przychodów
za wykorzystanie istniejącej infrastruktury złóż Skarv i King Lear.
Dodatkowo w styczniu 2022 r. została rozstrzygnięta następna runda koncesyjna APA 2021 (Awards in Predefined Areas). W tej
rundzie PGNiG UN zaoferowano udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:
koncesja PL941B (rozszerzenie powierzchni koncesji 941) znajduje się w okolicach złoża Skarv. Operatorem koncesji jest firma
Aker BP (80%), pozostałe udziały należą do PGNiG UN (20%). Konsorcjum ma dwa lata na podjęcie decyzji drill or drop;
koncesja PL1055C, będąca rozszerzeniem koncesji PL1055 oraz PL1055B, znajduje się w okolicach złoża Ormen Lange.
Operatorem koncesji jest PGNiG UN (60% udziałów) a jedynym partnerem jest firma Shell (40% udziałów). Na wszystkich trzech
koncesjach PL1055/PL1055B/PL1055C rozciąga się prospekt poszukiwawczy Tomcat, co do którego decyzja drill or drop ma
zapaść w lutym 2022 r.;
koncesja PL1135, w której PGNiG UN otrzymało 70% udziałów, znajduje się na Morzu Północnym około 45 km na wschód od
złoża King Lear. PGNiG UN będzie pełnił funkcję Operatora, podczas gdy jedynym partnerem będzie Lotos Norge. W przypadku
tej koncesji udziałowcy mają 2 lata na podjęcie decyzji o ewentualnym wierceniu odwiertu poszukiwawczego;
koncesja PL1136, w której PGNiG UN otrzymało 50% udziałów, znajduje się w południowo wschodniej części Morza Północnego.
PGNiG UN pełni rolę Operatora, jedynym partnerem jest Equinor (50%). Udziałowcy mają 1 rok na podjęcie decyzji o
ewentualnym wierceniu odwiertu poszukiwawczego.
PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuował również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. W II połowie 2021 r.
PGNiG UN uczestniczył w wierceniu dwóch odwiertów. W ramach koncesji PL939, w której PGNiG UN posiada 30% udziałów, spółka
wykonała odwiert poszukiwawczy i odkryła złoże Egyptian Vulture, znajdujące się w okolicach złóż Åsgard i Tyrihans. W chwili
obecnej trwa ocena zasobności złoża oraz możliwości jego komercyjnego zagospodarowania. Drugi odwiert został odwiercony na
koncesji PL937 (koncesja pozyskana w ramach przejęcia firmy INEOS), na którym spółka ma 65% udziałów. Odwiert, w wyniku braku
znalezienia węglowodorów, zakwalifikowany został jako negatywny a poniesiony nakład inwestycyjny został spisany w 2021 r.
Na dzień 31 grudnia 2021 r. PGNiG UN posiadało udziały w 58 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym, w tym 8 operatorskich. Na początku 2022 r., w wyniku przyznania dodatkowych koncesji w ramach APA2021, liczba
posiadanych koncesji uległa zwiększeniu do 62.
Tabela 20 Złoża PGNiG UN na dzień 31 grudnia 2021 r.
Koncesja
Operator
Udział
Rodzaj złoża
Rodzaj
Planowane działania
PL19G (Tambar Øst)
Aker BP
34%
Złoże ropne
Produkcja
Planowane wznowienie produkcji
(5,44% w projekcie)
PL029B (Gina Krog)
Equinor
20%
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/ Produkcyjna
Produkcja
Poszukiwania
(11,3% w projekcie)
PL029C (Gina Krog)
29,63%
(11,3% w projekcie)
PL036D (Vilje)
Aker BP
24,24%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja
PL044 (Tommeliten
Alpha)
ConocoPhilips
30% dla poszukiwań
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
Poszukiwania,
Rozpoczęcie zagospodarowania
(42,1978% w Tommeliten
Alpha)
PL036 (Vale)
Spirit
24,24%
Złoże kondensatowo-
gazowe
Produkcja
Produkcja
PL249 (Vale)
PL122 (Marulk)
Var Energi
30%
Złoże gazowe
Produkcja
Produkcja
PL122B (Marulk)
PL122C (Marulk)
PL122D (Marulk)
PL127C (Alve Nord)
Aker BP
11,92%
Złoże kondensatowo-
gazowe
Zagospodarowanie
Przygotowanie koncepcji
zagospodarowania
PL146 (King Lear)
AkerBP
22,20%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
Finalizacja koncepcji
zagospodarowania
PL146B (King Lear)
PL333 (King Lear)
PL134B (Morvin)
Equinor
6%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja
Poszukiwania
PL134C (Morvin)
PL159B (Alve)
Equinor
15%
Złoże ropno gazowe
Produkcja
Produkcja
Zagospodarowanie
PL159G (Alve)
PL157F (Osprey)
Equinor
7,50%
Złoże gazowe
Rozpoznanie
Ocena możliwości
zagospodarowania odkrycia
PL193 (Kvitebjørn)
Equinor
6,45%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Produkcja
Poszukiwania
PL193B (Kvitebjørn)
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 40 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
PL193C (Kvitebjørn)
PL193D (Valemon)
Equinor
6,45% (3,225% w projekcie)
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Produkcja
Poszukiwania
PL208 (Ormen Lange)
PGNiG UN
45% w koncesji
Złoże gazowe
Poszukiwawcza/ Produkcja/
Zagospodarowanie
Poszukiwawcza
Produkcja
Zagospodarowanie
(Shell
operatorem
projektu)
(14,0208% w projekcie)
PL250 (Ormen Lange)
Shell
9,44%
(14,0208% w projekcie)
PL212 (Skarv)
AkerBP
15%
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/ Produkcja
Produkcja
Poszukiwania
PL212B (Skarv)
(11,9175% w projekcie)
PL262 (Skarv)
PL261C (Skarv)
11,92%
PL212E ( Ærfugl Nord)
AkerBP
15%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Produkcja
PL433 (Fogelberg)
Spirit
20%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Rozpoznanie
Przygotowanie koncepcji
zagospodarowania
PL460 (Skogul)
Aker BP
35%
Złoże ropne
Produkcja
Produkcja
PL636 (Duva)
Neptune
30%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Produkcja
PL636C (Duva)
PL636B
Neptune
30%
Poszukiwawcza
Decyzja o wierceniu odwiertu ma
zostać podjęta w czerwcu 2022 r.
PL838 (Shrek)
Aker BP
35%
Złoże ropne
Rozpoznanie
Przygotowanie koncepcji
zagospodarowania
Op.PL838B
PGNiG UN
40%
Poszukiwawcza
Decyzja o wierceniu odwiertu ma
zostać podjęta do marca 2023 r.
PL937 (Fat Canyon)
PGNiG UN
65%
Poszukiwawcza
Rezygnacja z koncesji w marcu
2022
PL937B (Fat Canyon)
PL939 (Egyptian Vulter)
Equinor
30%
Złoże ropno gazowe
Rozpoznawcza
Ocena możliwości
zagospodarowania odkrytego w
2021 r. złoża
PL941 (Gronlifielet)
AkerBP
20%
Poszukiwawcza
Podjęto decyzję o odwierceniu
odwiertu poszukiwawczego w 2022
r.
PL997 (Wheeljack)
Shell
30%
Poszukiwawcza
Decyzja o wierceniu odwiertu ma
zostać podjęta do marca 2023 r.
PL1009 (Warka)
ConocoPhilips
35%
Rozpoznawcza
Planowany odwiert rozpoznawczy
PL1009B (Warka)
PL1013 (Rafiki)
Petrolia
40%
Poszukiwawcza
W marcu 2022 podjęto decyzję o
wierceniu odwiertu
poszukiwawczego
PL1013B (Rafiki)
PL1017 (Copernicus)
PGNiG UN
50%
Poszukiwawcza
Podjęto decyzję o odwierceniu
odwiertu poszukiwawczego w 2022
r.
PL1055 (Tomcat)
PGNiG UN
60%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* pierwotnie
planowana na Luty 2022 r.
Spodziewane kilkumiesięczne
opóźnienie w procesie decyzyjnym
PL1055B (Tomcat)
PL1064 (Peder)
ConocoPhilips
30%
Poszukiwawcza
Odwiert planowany do odwiercenia
w 2022 r.
PL1065 (Skua)
Var Energi
30%
Poszukiwawcza
Rezygnacja z koncesji w lutym
2022
PL1088 (Timon South)
Aker BP
22,20%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Luty 2023 r.
PL1101 (Wamba)
OMV
30%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Luty 2023 r.
PL1103 (Condor)
Wintershall
30%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Luty 2023 r.
PL1111 (Picual)
PGNiG UN
60%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Luty 2023 r.
PL1123 (Nise South)
ConocoPhilips
30%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Luty 2023 r.
PL1124 (Nise)
Aker BP
11,92%
Poszukiwawcza
Decyzja DoD* Luty 2023 r.
Tabela 21 Zasoby węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym według koncesji w mln boe, stan na 31.12.2021 r.
LP
Koncesja
Ropa naftowa
Gaz ziemny
NGL
Zasoby razem
1
Skarv & AErfugl
4,99
23,57
5,33
33,88
2
Aerfugl Nord
0,23
2,15
0,33
2,72
3
Morvin
0,68
0,47
0,20
1,35
4
Gina Krog
3,81
8,17
1,36
13,35
5
Vilje
3,33
-
-
3,33
6
Vale
0,25
0,43
-
0,68
7
Skogul
1,75
0,07
-
1,82
8
Tommeliten Alpha
15,31
41,58
1,85
58,74
9
King Lear
14,80
21,44
3,48
39,72
10
Duva
5,83
11,81
2,73
20,37
11
Alve Nord
0,50
2,07
0,46
3,04
12
Shrek
2,96
1,94
0,43
5,32
13
Kvitebjorn
1,78
8,60
0,39
10,78
14
Valemon
0,21
1,33
0,02
1,56
15
Fogelberg
0,77
7,65
1,48
9,90
16
Ormen Lange
3,04
91,44
-
94,48
17
Marulk
0,15
2,37
0,42
2,94
18
Alve
0,39
3,53
1,08
4,99
19
Tambar Ost
0,02
0,00
0,00
0,03
Zasoby razem
60,81
228,61
19,58
309,00
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 41 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Złoża w fazie produkcji
Złoża Skarv oraz Ærfugl rozpoczęły produkcję odpowiednio w grudniu 2012 r oraz 2020 r. Obydwa złoża podłączone są pływającej
platformy Skarv FPSO, która ma założony długi okres użytkowania – platforma stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo
transportowe dla kolejnych odkryć w regionie.
Złoże Gina Krog to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja rozpoczęła się w czerwcu 2017 r. przy wykorzystaniu 5 odwiertów. W
chwili obecnej liczba odwiertów została zwiększona do 14, z czego 4 wykorzystywane są do zatłaczania gazu, co pozwala na
optymalne sczerpanie zasobów ropy naftowej. Złoże zostało zagospodarowane w oparciu o budowę nowej platformy oraz
wykorzystanie pływającej jednostki o pojemności 850 tys. bbl do magazynowania ropy naftowej, skąd - z pośrednim przeładunkiem
na morzu - ropa jest dalej transportowana tankowcami. Surowy gaz przesyłany jest z kolei na platformę Sleipner, z której trafia do
sieci gazociągów Gassled. Kondensat oraz NGL są przesyłane do instalacji przetwórczych w Kårstø w Norwegii. Z uwagi na wysokie
ceny gazu na początku 4 kwartału 2021 r. podjęto decyzję o czasowym wstrzymaniu zatłaczania gazu do złoża, co pozwala na
optymalizację zysków generowanych przez projekt.
Złoże Vilje jest usytuowane w centralnej części Morza Północnego. W sąsiedztwie złoża znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal.
Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z 3 odwiertami połączonymi rurociągami z pływającą platformą Alvheim FPSO.
Złoże Vale jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na obszarze Morza Północnego i zostało odkryte w 1991 r. Mimo
przestojów, jakie miały miejsce w 2018 - 2020 r., w najbliższych latach zakłada się zwiększony poziom produkcji ze złoża Vale, co
jest związane z ostatnimi inwestycjami dokonanymi w ramach platformy Heimdal.
Złoże Morvin zlokalizowane na obszarze Morza Norweskiego zostało odkryte w 2001 r. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie
płyty fundamentowe zlokalizowane na dnie morza. Wspólny rurociąg łączy Morvin z platformą Åsgard B.
Złoże Skogul to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza Północnego w pobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania objął
wykonanie 1 odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na złożu Vilje, a następnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, w
tym platformy Alvheim FPSO. Rozpoczęcie produkcji nastąpiło w pierwszym kwartale 2020 r.
Złoże Kvitebjørn zostało odkryte w 1994 r., decyzja o jego zagospodarowaniu została podjęta w 2000 r. Produkcja ze złoża rozpoczęła
się z kolei w 2004 r. Zagospodarowanie nastąpiło poprzez wybudowanie dedykowanej platformy z zainstalowaną na stałe instalacją
wiertniczą. Pozwala to na wiercenie kolejnych odwiertów w ramach dalszego zagospodarowania złoża.
Złoże Valemon zostało odkryte w 1985 r., przy czym decyzja inwestycyjna została zatwierdzona w 2011 r. Start produkcji nastąpił w
2015 r. Zagospodarowanie polegało na postawieniu bezobsługowej platformy z uproszczonym systemem separacji. Wstępnie
odseparowana ropa naftowa jest transportowana do platformy Kvitebjørn, podczas gdy gaz dostarczany jest do platformy Heimdal.
W chwili obecnej, z uwagi na planowaną likwidację platformy Heimdal, prowadzony jest projekt skierowania gazu do dalszej obróbki
na platformę Kvitebjørn.
Złoże Duva jest złożem ropno-gazowym zlokalizowanym w północnej części Morza Północnego. Zostało one odkryte w 2016 r.,
decyzja inwestycyjna została podjęta w 2019 r., a start produkcji nastąpił w sierpniu 2021 r. Zagospodarowanie oparte jest na
podwodnej płycie fundamentowej z trzema odwiertami ropnymi i jednym odwiertem gazowym, które są następnie podłączone do
platformy Gjøa. Ropa jest transportowana z platformy Gjøa przez ropociąg Troll Oil Pipeline II do terminalu Mongstad, podczas gdy
gaz jest transportowany przez system FLAGS do terminalu St Fergus w Wielkiej Brytanii.
Złoże Ærfugl Nord (nazywane wcześniej Snadd Outer) jest złożem kondensatowo-gazowym odkrytym w 2012 r. Decyzja o
zagospodarowaniu złoża została podjęta w 2018 r., podczas gdy produkcja rozpoczęła się w listopadzie 2021 r. Zagospodarowanie
opiera się na jednym odwiercie podłączonym za pośrednictwem gazociągu Ærfugl do Skarv FPSO. Kondensat jest wysyłany
tankowcami bezpośrednio ze Skarv FPSO, podczas gdy gaz jest przesyłany do terminala w Kårstø.
Złoże Ormen Lange jest po Trollu drugim największym złożem gazowym w Norwegii zlokalizowanym w południowej części Morza
Norweskiego. Złoże zostało odkryte w 1997 r., a decyzja inwestycyjna o jego zagospodarowaniu została podjęta w 2004 r. Start
produkcji nastąpił we wrześniu 2007 r. Zagospodarowanie złoża zostało podzielone na kilka faz. W 2021 r. rozpoczęto fazę III
zagospodarowania polegającą na instalacji sprężarek zlokalizowanych na dnie morza, co pozwoli w przyszłości na efektywniejsze
sczerpanie zasobów złoża. Węglowodory po wydobyciu są transportowanie do terminalu Nyhamna, gdzie podlegają separacji na
gaz oraz kondensat. PGNiG UN nabył udziały w złożu wraz z udziałami w terminalu Nyhamna w 2021 r. w ramach transakcji przejęcia
INEOS E&P Norge AS.
Złoże Marulk jest złożem gazowym zlokalizowanym na Morzu Norweskim. Złoże zostało odkryte w 1992 r., decyzję inwestycyjną
podjęto w 2010 r., podczas gdy produkcja rozpoczęła się w 2012 r. Zagospodarowanie jest oparte na podwodnej płycie
fundamentowej podłączonej do Norne FPSO, z którego ropa odbierana jest przez tankowce a gaz wysyłany jest do terminala Kårstø.
Udziały w złożu zostały pozyskane przez PGNiG UN w ramach transakcji nabycia INEOS E&P Norge AS.
Złoże Alve jest złożem gazowo-ropnym odkrytym w 1990 r., z decyzją inwestycyjną podjętą w 2007 r. oraz produkcją rozpoczętą w
2009 r. Koncepcja zagospodarowania została oparta na trzech odwiertach podłączonych do podmorskiej płyty fundamentowej,
podobnie jak w przypadku Marulka połączonej rurociągiem z Norne FPSO. Udziały w złożu zostały pozyskane przez PGNiG UN w
ramach transakcji nabycia INEOS E&P Norge AS.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 42 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Złoże Tambar Øst jest złożem ropnym zlokalizowanym w południowej części Morza Północnego, dwa kilometry od złoża Tambar.
Odkrycie, zagospodarowanie oraz uruchomienie produkcji nastąpiło w 2007 r. Zagospodarowanie opiera się na jednym odwiercie
odwierconym z podmorskiej płyty fundamentowej należącej do projektu Tambar. Wydobyta ropa jest poddawana wstępnej separacji
na platformie Ula, a następnie przesyłana jest za pośrednictwem infrastruktury Ekofisk do terminalu Teeside. Produkcja na złożu
została czasowo wstrzymana, obecnie przewiduje się wznowienie produkcji w 2024 r.
Złoża w fazie zagospodarowania lub wyboru koncepcji zagospodarowania
Złoże Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie
złoża Ekofisk. Charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do
prowadzenia dalszych poszukiwań złóż. Według obecnego harmonogramu rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 r.
Złoże King Lear jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym. W 2021 r. wybrano koncepcję
zagospodarowania złoża, która będzie polegać na podłączeniu go do platformy Valhall. Przewiduje się, że w 2022 r. podjęta zostanie
ostateczna decyzja inwestycyjna. W chwili obecnej zakłada się uruchomienie produkcji w 2027 r.
Złoże Shrek jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Złoże zostało
udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2019 r., którego operatorem był PGNiG UN. Na czas
zagospodarowania operatorstwo zostało przekazane firmie Aker BP. Podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej przewidziane jest na
2022 r., podczas gdy rozpoczęcie produkcji zakłada się w 2025 r.
Złoże Alve Nord zostało odkryte w 2011 r. W chwili obecnej, firma Aker BP będąca operatorem projektu, przygotowuje koncepcję
zagospodarowania złoża. Podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej przewidziane jest na 2022 r., podczas gdy rozpoczęcie produkcji
ma nastąpić w 2025 r.
Złoże Fogelberg jest złożem gazowym-kondensatowym na zlokalizowanym na obszarze Morza Norweskiego, na północny wschód
od złoża Morvin. W trakcie 2021 r. wybrana została koncepcja zagospodarowania złoża, dopracowanie której powinno pozwolić na
podjęcie w 2022 r. ostatecznej decyzji inwestycyjnej. W chwili obecnej zakłada się start produkcji w 2026 r.
Złoża w fazie poszukiwania / rozpoznania
Złoże Warka jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Złoże zostało
udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2020 r. przez ConocoPhilips. Według wstępnych wyliczeń
zasoby wydobywalne węglowodorów w złożu Warka na koncesjach PL1009/1009B mieszczą się w przedziale między ok. 50 a 189
mln boe. W chwili obecnej planuje się odwiercenie odwiertu rozpoznawczego, którego celem byłoby potwierdzenie komercyjnego
charakteru odkrycia.
Złoże Alve Nord East/Cape Vulture jest złożem zlokalizowanym na koncesjach PL127C, PL128 oraz PL128D. W 2022 r. spodziewane
są negocjacje unityzacji koncesji, co powinno pozwolić na zagospodarowanie złoża. PGNiG UN ma udziały jedynie w koncesji
PL127C. Udział PGNiG UN w przewidywanym zagospodarowaniu złoża będzie zależeć od wyniku negocjacji unityzacji koncesji.
Złoże Egyptian Vulture zostało odkryte w 2021 r. w okolicach złoża Tyrihans. W chwili obecnej badana jest możliwość komercyjnego
zagospodarowania złoża. Rozważana jest również możliwość wiercenia odwiertu rozpoznawczego. PGNiG UN posiada 30%
udziałów w odkryciu.
Sprzedaż węglowodorów
Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd. (ze złóż Skarv
Unit, Vilje, Vale, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Ærfugl Nord i Gina Krog) Equinor AS (ze złóż Alve, Marulk i Ormen Lange) oraz
TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest
również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągiem głównie do Niemiec, gdzie odbiera go spółka z Grupy PGNiG (PST).
Zmiany w otoczeniu regulacyjnym
2021 r. jest drugim rokiem obowiązywania czasowych ulg inwestycyjnych mających na celu wsparcie branży naftowej w okresie
spowolnienia gospodarczego wywołanego pandemią COVID-19. W 2021 r., podobnie jak w 2020 r., ulgami objęte są wszystkie
realizowane inwestycje. Począwszy od roku przyszłego, ulgom podatkowym będą podlegały jedynie nowe projekty inwestycyjne
zatwierdzone między czerwcem 2020 a grudniem 2022 r.
Czasowe zmiany systemu podatkowego obejmują następujące elementy:
natychmiastową amortyzację poniesionych nakładów inwestycyjnych w ramach Special Petroleum Tax (56%) w roku dokonania
nakładów;
natychmiastowe naliczenie dodatkowej ulgi inwestycyjnej w wysokości 24% w roku dokonania nakładów (poprzednio ulga miała
wysokość 20,8% i była rozłożona na 4 lata);
natychmiastowa amortyzacja i ulga inwestycyjna obowiązuje dla wszystkich nakładów w latach 2020-21 oraz dla całości
nakładów dotyczących nowych projektów które zostały zatwierdzone do realizacji (do końca 2022 r.);
gotówkowy zwrot straty podatkowej poniesionej w latach 2020-21 na rachunek firm naftowych. Zwrot jest dokonywany od sierpnia
2020 r. w ramach transz płatnych co dwa miesiące.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 43 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Powyższe zmiany w sposób istotny wpływają na opłacalność realizowanych projektów inwestycyjnych oraz w sposób znaczący
przyspieszają zwrot z zainwestowanych środków. Wprowadzone regulacje mają pozytywny wpływ na stopę zwrotu z realizowanych
projektów oraz płynność spółki PGNiG UN. Wdrożone zmiany zachęcają także do realizacji nowych projektów inwestycyjnych na
Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Dodatkowo pod koniec sierpnia 2021 r. Norweskie Ministerstwo Podatków zaproponowało wprowadzenie zmian w ramach
specjalnego podatku od węglowodorów. Najważniejszymi elementami tej propozycji są:
dotychczasowa sześcioletnia amortyzacja podatkowa oraz czteroletnia ulga inwestycyjna zostałyby zastąpione
natychmiastowym uznaniem całości inwestycji jako kosztu uzyskania przychodu;
stawka specjalnego podatku od węglowodorów zastałaby podniesiona do 71,8%, jednocześnie zwykły podatek dochodowy byłby
kosztem uzyskania przychodu w ramach specjalnego podatku od węglowodorów. Łącznie te zmiany mają utrzymać marginalną
stawkę podatku na niezmienionym poziomie w wysokości 78%;
wartość podatkowa straty wykazanej w ramach specjalnego podatku od węglowodorów będzie w pełni kompensowana w
gotówce w roku następnym;
wszelkie straty w ramach zwykłego podatku dochodowego przenoszone między latami pozbawione zostaną dotychczas
naliczanych odsetek powiększających tarczę podatkową w ramach przenoszonych strat;
zmiany nie będą dotyczyć projektów podlegających tymczasowemu reżimowi podatkowemu wprowadzonemu w 2020 r.
W chwili obecnej powyższa propozycja zmian podatkowych nadal czeka na jej zatwierdzenie. W opinii spółki proponowane zmiany
są neutralne z punktu widzenia stopy zwrotu z realizowanych obecnie oraz przyszłych projektów inwestycyjnych.
Jednocześnie spółka dostrzega pozytywny wpływ proponowanych rozwiązań podatkowych na poziom obciążenia finansowego
spółki. Proponowane zmiany, w przypadku projektów dla których decyzja inwestycyjna podjęta zostanie po 2022 r., istotnie
przyspieszą rotację zainwestowanych kapitałów, w związku z czym realizacja inwestycji będzie stanowić mniejsze obciążenie
finansowe dla przedsiębiorstw je realizujących.
Pakistan
PGNiG poprzez swój Oddział Operatorski prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i
eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar. Poszukiwania prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL),
zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. Ponadto, PGNiG objęło 25% udziałów
nieoperatorskich w koncesji poszukiwawczej Musakhel. Pozostałymi udziałowcami są PPL jako operator z 37.2% udziałów oraz Oil
and Gas Development Company Limited (OGDCL) i Government Holding Private Limited (GHPL) z udziałami odpowiednio 35,3% i
2,5%.
Zasoby na koniec 2021 r. (gazu ziemnego zaazotowanego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, przypadający dla PGNiG): ok.
6,31 mld m
3
(40,7 mln boe) w tym na złożu Rehman 4,68 mld m
3
(30,1 mln boe) i Rizq 1,64 mld m
3
(10,6 mln boe).
Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż
Rehman i Rizq, prowadzonej 10 odwiertami w 2020 r., wyniósł ok. 326 mln m
3
w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. W ramach
zagospodarowania złoża Rehman, rozpoczęto wiercenie otworu Rehman–8, oraz przygotowania do wiercenia otworu Rizq–4. Otwór
Rehman-7 ze względu na niekomercyjny przypływ gazu, został zabezpieczony. Łącznie w 2021 r. odwiercono około 3,3 kmb w
otworze Rehman – 8.
W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych na koncesji Kirthar w 2021 r. Oddział w Pakistanie wraz z OGiE zakończył interpretację
danych sejsmicznych: 3D na obszarze potencjalnego złoża Rayyan oraz zdjęcia sejsmicznego 2D na obszarze potencjalnego złoża
W2. Na koncesji Musakhel w 2021 r. zakończono akwizycję i interpretację zdjęcia grawimetrycznego.
Zjednoczone Emiraty Arabskie
W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów
na lądowym bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah. W ramach wygranej rundy Spółka objęła 90% udziałów w tym bloku o powierzchni
619 km
2
. PGNiG podpisało umowy z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC w styczniu 2019 r. W wyniku kontynuacji
prac w emiracie został zarejestrowany Oddział PGNiG, który uzyskał stosowną licencję na prowadzenie działalności oraz rozpoczęto
prace sejsmiczne.
W 2021 r. podjęto intensywne prace związane z przetwarzaniem i interpretacją danych sejsmicznych, których akwizycja na Bloku 5
zakończyła się w maju 2020 r. W wyniku prac analitycznych wyróżnione zostały struktury geologiczne, potencjalne akumulacje
węglowodorów oraz wyznaczona została lokalizacja pod wiercenie pierwszego odwiertu poszukiwawczego. Dodatkowo zostały
wykonane prace przygotowawcze związane z procesem rozpoznania rynku oraz kontraktowania serwisów usługowych pod wiercenie
odwiertu. Założenia do projektu wiertniczego zostały wykonane i zatwierdzone przez partnerów. W ramach prac akwizycyjnych
została wykonana analiza zasobowa oraz modelowanie ekonomiczne opłacalności inwestycji w Blok 7 w Ras Al Khaimah oraz
możliwość przystąpienia do prac akwizycji sejsmicznych na innych blokach w ramach emiratu. Oddział w ZEA prowadzi również
rozmowy na temat nabycia praw do prac poszukiwawczych w innych emiratach.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 44 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Ukraina
PGNiG oraz ERU Management Services podpisały umowę zakupu przez PGNiG pakietu kontrolnego 85% udziałów w ukraińskiej
spółce Karpatgazvydobuvannya, będącej wyłącznym właścicielem koncesji Byblivska zlokalizowanej na Zachodniej Ukrainie przy
granicy z Polską. Spółka Karpatgazvydobuvannya posiada koncesję na poszukiwanie i wydobycie węglowodorów w zachodniej
części obwodu lwowskiego. Pod względem budowy geologicznej obszar ten jest zbliżony do struktur złoża Przemyśl – największego
złoża gazu ziemnego w Polsce, które PGNiG eksploatuje od ponad 60 lat. Na atrakcyjność i potencjał tego obszaru wskazują
przeprowadzone przez PGNiG wstępne analizy danych geologiczno-geofizycznych.
Libia
Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce z początkiem II połowy 2014 r., PGNiG
UNA zgłosiła do National Oil Corporation (NOC) siłę wyższą. W październiku 2020 r. podpisano porozumienie pokojowe pomiędzy
stronami konfliktu oraz zapowiedziano przeprowadzenie powszechnych wyborów prezydenckich i parlamentarnych w grudniu 2021
r., a także ogłoszono zjednoczenie libijskich instytucji rządowych. Ze względu na późne ogłoszenie podstaw prawnych dla wyborów
prezydenckich oraz zgłoszenie się nieoczekiwanie dużej liczby kandydatów do wyborów prezydenckich termin wyborów został
najpierw przesunięty na styczeń 2022 r., a następnie na późniejszą, aktualnie nieokreśloną datę.
Spółka na bieżąco monitoruje rozwój sytuacji politycznej w Libii, zwłaszcza warunki bezpieczeństwa prowadzenia działalności
operacyjnej w tym kraju. Korzystając ze stabilizacji sytuacji politycznej w Libii w 2021 r., PGNiG UNA podejmowało działania
przygotowujące do wznowienia prac poszukiwawczych z chwilą zniesienia stanu siły wyższej, w tym w okresie od maja do
października 2021 roku odbyły się trzy wyjazdy rekonesansowe w region Trypolisu, w trakcie których miało miejsce spotkanie z
kierownictwem National Oil Corporation oraz przedstawicielami firmy Zallaf prowadzącej prace poszukiwawczo-rozpoznawcze na
koncesji sąsiadującej z CA113.
Kluczowe projekty i inwestycje zagraniczne
Łączne nakłady przeznaczone przez PGNiG na działalność wydobywczą za granicą wyniosły ok. 68,7 mln zł, w tym nakłady
inwestycyjne poniesione w Pakistanie w 2021 r. wyniosły ok. 64,4 mln zł, a w Zjednoczonych Emiratach Arabskich nakłady wyniosły
ok. 4,3 mln zł.
2021 r. był rekordowy dla PGNiG UN pod względem wysokości nakładów inwestycyjnych, które wyniosły ok. 5,56 mld NOK (ok. 2,52
mld zł). Natomiast nakłady inwestycyjne poniesione w Norwegii z tytułu akwizycji wyniosły ok. 2,84 mld NOK (ok. 1,29 mld zł). PGNiG
UN podejmowało działania mające na celu istotne zwiększenie wydobycia oraz poprawę wyników operacyjnych, poprzez inwestycje
w:
akwizycję spółki INEOS E&P Norge AS;
zakończenie procesu inwestycyjnego oraz rozpoczęcie produkcji na złożach Duva, Ærfugl oraz Ærfugl Nord;
rozpoczęcie procesu inwestycyjnego Tommeliten Alpha oraz trzeciej fazy zagospodarowania Ormen Lange;
przygotowanie koncepcji zagospodarowania złóż King Lear, Alve Nord, Fogelberg, Cape Vulture oraz Shrek;
realizacja inwestycji w ramach złóż obecnie produkujących.
Działalność wspierająca segment w Polsce i za granicą
Usługi geofizyczne, geotechniczne, geologiczno-wiertnicze oraz prace sejsmiczne
Geofizyka Toruń S.A. jest dostawcą innowacyjnych rozwiązań geofizycznych, geotechnicznych i geologiczno-wiertniczych dla
sektora multienergetycznego i OZE w kraju i zagranicą. W 2021 r. spółka realizowała zadania w zakresie usług:
akwizycji danych sejsmicznych w Polsce, Chorwacji, Irlandii, Kolumbii i Mozambiku;
przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych dla kontrahentów z Polski, Australii, Belgi, Bułgarii, Holandii, Kolumbii,
Meksyku, Norwegii, Rwandy, Ukrainy i Zjednoczonych Emiratów Arabskich;
geofizyki wiertniczej i interpretacji pomiarów geofizyki otworowej w Polsce i Niemczech;
geotechnicznych i geologiczno-wiertniczych oraz geofizyki inżynierskiej w Polsce.
Geofizyka Toruń, w związku ze swoją podstawową działalnością, prowadziła również prace w zakresie badawczo-rozwojowym i
innowacyjnym poprzez szereg przedsięwzięć innowacyjnych dla sektora energetycznego i OZE. Wdrażano m.in. technologię
rozpoznania budowy dna morskiego (SeaBed Research - SBR) oraz inteligentne zarządzanie energią w spółce z wykorzystaniem
OZE (Eco Processing Center).
Geofizyka Toruń realizowała zlecenia dla Oddziału PGNiG w Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich oraz dla spółki
PGNiG UN.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 45 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Na rynku krajowym spółka wykonywała w 2021 r. głównie badania dla OGiE PGNiG. Ponadto, Geofizyka Toruń realizowała w Polsce
zlecenia m.in. dla takich podmiotów jak Exalo Drilling S.A, Gas Storage Poland Sp. z o.o., Lotos Petrobaltic S.A, ORLEN Upstream
Sp. z o.o., PGE EJ1 Sp. z o.o. i innych.
W 2021 r. Spółka wykonała w Polsce na zlecenie Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG ok. 206,0 km sejsmiki 2D oraz ok. 638,3
km
2
sejsmiki 3D. Łącznie spółka wykonała ok. 206,0 km sejsmiki 2D oraz ok. 2196,9 km
2
sejsmiki 3D w 2021 r.
Natomiast Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG wykonał w kraju ok. 214,8 kmb sejsmiki 2D oraz ok. 637,2 km
2
sejsmiki 3D.
Prace wiertnicze oraz usługi serwisowe
Należąca do GK PGNiG EXALO Drilling S.A. świadczy usługi z zakresu prac wiertniczych oraz serwisowych zarówno dla GK PGNiG,
jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń lądowych
posiadającym w swoim portfelu usług pełny zakres profesjonalnych serwisów otworowych.
Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2021 r. przez Grupę Kapitałową EXALO należały m.in.:
na rzecz PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2 000 KM, świadczenie usług serwisowych, świadczenie
usług w zakresie wiercenia oraz robót górniczych, w tym prowadzenie odwiertów w Pakistanie;
na rzecz podmiotów zewnętrznych: wykonanie odwiertów dla kontrahentów w Pakistanie, Tanzanii, Czechach oraz zapewnienie
serwisu cementacyjnego (tj. cementowanie rur okładzinowych) na Ukrainie.
Spółka realizowała także zlecenia dla Oddziału PGNiG w Pakistanie.
Największym odbiorcą usług spółki w 2021 r. była GK PGNiG. Do największych odbiorców spoza GK PGNiG można zaliczyć Orlen
Upstream Sp. z o.o., Przedsiębiorstwo Budowy Kopalń PeBeKa S.A. oraz gminy i przedsiębiorstwa produkujące energię cieplną.
Spółka EXALO w 2021 r. prowadziła prace w 29 otworach wiertniczych o łącznym metrażu ok. 52,2 kmb oraz w 41 otworach
rekonstrukcyjnych.
W 2021 r. Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w 26 otworach o łącznym metrażu ok. 39,6 kmb.
Podziemne magazyny gazu
W ramach segmentu funkcjonują dwa magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi
zadaniami jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.
Wskazane magazyny są traktowanie odrębnie od magazynów gazu wysokometanowego (wchodzących w skład segmentu Obrót i
Magazynowanie) ze względu na inny rodzaj składowanego surowca oraz funkcję.
Tabela 22 Podziemne Magazyny Gazu (PMG) na koniec 31 grudnia 2021 r.
Nazwa magazynu
Pojemność czynna
Maksymalna moc
odbioru
Maksymalna moc
zatłaczania
mln m
3
mln m
3
/dobę
mln m
3
/dobę
Bonikowo
200
2,4
1,7
Daszewo
60
0,4
0,2
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
Polska
Prognozowane wydobycie w Polsce w 2022 r. to 3,7 mld m
3
gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy), natomiast
ropy naftowej wraz z kondensatem: 0,6 mln ton.
W 2022 r. na terenie działalności Oddziału w Sanoku planowane są prace związane m. in. z:
zagospodarowaniem i podłączeniem odwiertów: Przemyśl (226, 234) – KGZ Przemyśl Wschód, Przemyśl (299, 308) – KGZ
Hurko, Rogoźnica (3,4,5) – KGZ Zalesie, odwiertu Tarnów 82K – KGZ Tarnów II;
zagospodarowaniem odwiertów: Korzeniówek 1- KGZ Pilzno i Jaksmanice 204 – KGZ Maćkowice;
podłączeniem odwiertów: Mirocin 4, 39, 50- KGZ Jodłówka;
zabudową sprężarki gazu na OZG Siedleczka I – KGZ Krasne;
przebudowa instalacji technologicznych na OZG Zalesie- KGZ Zalesie.
Natomiast w Oddziale Zielona Góra planowane są prace związane m.in. z:
rozbudową KRNiGZ Lubiatów w celu zwiększenia możliwości produkcyjnych ze złoża Międzychód;
zagospodarowaniem złoża Różańsko i budową źródła kogeneracyjnego na potrzeby KRNiGZ Dębno;
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 46 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
zagospodarowaniem złóż: Kamień Mały – KRNiGZ Zielin, Rokietnica (wraz z budową rurociągu przesyłowego gazu ziemnego
relacji Grodzisk Wlkp. – Kościan) – KRNiGZ Młodawsko, Gryżyna – KRNiGZ Radoszyn, Czeszów – KGZ Bogdaj-Uciechów-
Czeszów;
zagospodarowaniem odwiertów: Koźminiec-1 – KGZ Radlin, Grotów (4K, 10 i 12K) – KRNiGZ Lubiatów, Chwalęcin-1K – KGZ
Radlin, Borowo-5 – KGZ Kościan-Brońsko, Granówko-1 – KGZ Kościan-Brońsko, Szczepowice-1 – KGZ Kościan-Brońsko,
Turkowo-2 – KGZ Wielichowo, Brońsko-30 – KGZ Kościan-Brońsko, Paproć-66H – KGZ Paproć;
budowa tłoczni gazu ziemnego na OC KGZ Kościan-Brońsko.
Na terenie swojej działalności Oddziały Wydobywcze PGNiG będą realizowały także inne projekty inwestycyjne mające głównie na
celu utrzymanie lub zwiększenie wydobycia węglowodorów – należą do nich m.in. prace z zakresu zabudowy sprężarek gazu czy
modernizacji układu rurociągów i gazociągów przesyłowych.
Norwegia
Na Norweskim Szelfie Kontynentalnym PGNiG UN kontynuować będzie, jako partner, wydobycie węglowodorów ze złóż Skarv,
Ærfugl, Ærfugl Nord, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul, Kvitebjørn, Ormen Lange, Alve, Marulk, Duva, Tambar Øst i Valemon
oraz zagospodarowanie złóża Tommeliten Alpha. Trwa również faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Shrek, Alve
Nord, Fogelberg i King Lear. Spółka będzie także prowadzić działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i
długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno wsparcie przy budowie infrastruktury umożliwiającej fizyczne
sprowadzenie norweskiego gazu do Polski, jak i potencjalne akwizycje aktywów produkcyjnych i przedprodukcyjnych na Norweskim
Szelfie Kontynentalnym.
W 2022 r. planowany jest wzrost produkcji gazu w wyniku pozyskania dodatkowych aktywów w ramach akwizycji spółki INEOS E&P
Norge AS jak również zakończonych w 2021 r. procesów inwestycyjnych na złożach Ærfugl, Ærfugl Nord i Duva. W 2022 r.
spodziewamy się również podjęcia szeregu decyzji inwestycyjnych (Shrek, Alve Nord, Fogelberg, King Lear oraz Cape Vulture).
Pakistan
W 2022 r., w ramach prac rozpoznawczo – eksploatacyjnych zaplanowano ukończenie wiercenia otworu Rehman-8, wykonanie
odwiertu Rizq–4 i podłączenie do produkcji otworu eksploatacyjnego Rehman-8. Równolegle do prac wiertniczych, Oddział PGNiG
w Pakistanie prowadzić będzie prace związane z rozbudową mocy instalacji wydobywczych. W ramach kontynuacji prac
poszukiwawczych, Oddział w Pakistanie planuje wykonanie zdjęcia sejsmicznego 2D, oraz rozpoczęcie wiercenia odwiertu
poszukiwawczego Rayyan-1.
W 2022 r. na koncesji Musakhel przewidziane jest rozpoczęcie prac sejsmicznych, które pozwolą podjąć decyzję o wierceniu
pierwszego otworu poszukiwawczego.
Równolegle do prac na koncesjach Kirthar i Musakhel, prowadzone są działania mające na celu identyfikację i ewentualną akwizycję
kolejnych atrakcyjnych aktywów w Pakistanie.
Zjednoczone Emiraty Arabskie
Perspektywy rozwojowe Oddział ZEA wiąże z pozyskaniem praw do operowania na innych blokach w ramach emiratu Ras Al
Khaimah oraz innych emiratów, w których działalność produkcyjna jest już prowadzona (Sharjah oraz Abu Dhabi). Obecnie inicjatywy
te są na etapie prowadzeni wstępnych rozmów dotyczących współpracy. Wyzwaniem będzie zakontraktowanie firm serwisowych i
odwiercenie pierwszego otworu poszukiwawczego na Bloku 5 w RAK, związane z trudnymi uwarunkowaniami geologicznymi oraz
mechaniką górotworu.
Ukraina
W dniu 24 lutego 2022 r. Federacja Rosyjska dokonała inwazji militarnej na Ukrainę. Wszelkie prace zostały wstrzymane a
pracownicy GK PGNiG i ich rodziny zostali ewakuowani z rejonów zagrożonych działaniami zbrojnymi. Grupa będzie dostosowywać
swoje działania w reakcji na rozwój sytuacji.
Usługi geofizyczne, geotechniczne, geologiczno-wiertnicze oraz prace sejsmiczne (Geofizyka Toruń)
Geofizyka Toruń przyjęła strategię spółki na lata 2021-2025, która wpisuje się w rozwój szeroko pojętego sektora
multienergetycznego i realizację celów w zakresie neutralności klimatycznej. Spółka będzie kontynuować dywersyfikację rynkową,
związaną z poszukiwaniem i intensyfikacją produkcji węglowodorów na świecie oraz oferować nowe technologie i własne
innowacyjne rozwiązania w obszarze podstawowej działalności spółki, jakim są usługi geofizyczne, w tym również dla dekarbonizacji
sektora energetycznego oraz dla segmentu OZE, co przyczyni się do wykorzystania potencjału energii wiatrowej Morza Bałtyckiego.
W oparciu o usługi geotechniczne Geofizyka Toruń planuje także realizować zadania z zakresu rozbudowy szeroko pojętej
infrastruktury lądowej i morskiej, w tym portów i terminali instalacyjnych.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 47 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
W ramach zielonej transformacji w Europie coraz większą rolę będą odgrywać przedsięwzięcia z zakresu energii geotermalnej oraz
składowania i utylizacji materiałów niebezpiecznych, w tym CO
2
. Spółka, wykorzystując swe dotychczasowe doświadczenie w tych
obszarach, będzie dostarczać innowacyjne rozwiązania geofizyczne dla realizacji celów neutralności klimatycznej.
Usługi geofizyczne oraz prace sejsmiczne (EXALO)
EXALO upatruje możliwości dalszego rozwoju w sferze wierceń geotermalnych oraz wierceń pod podziemne magazyny gazu.
Działania spółki ukierunkowane będą na dalsze umacnianie jej pozycji na rynku geotermalnym poprzez utrwalanie rozpoznawalności
marki spółki jako wykonawcy tego typu robót oraz pozyskanie poprzez zwiększenie konkurencyjności kontraktów na realizację
kolejnych otworów. Ponadto, chcąc wyjść naprzeciw oczekiwaniom klientów, EXALO zaczęła przystępować do przetargów na
wiercenia „pod klucz” (kompleksowe wykonanie otworu, zaczynając od przygotowania dróg dojazdowych, placu pod wiertnię,
zapewnienie niezbędnych serwisów oraz uzbrojenie otworu, w dłuższej perspektywie) zarówno na rynku krajowym jak i na rynkach
zagranicznych.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 48 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
4.2 Segment Obrót i Magazynowanie
Segment sprzedaje w Polsce gaz wydobywany ze złóż krajowych i gaz importowany, a GK PGNiG jest największym dostawcą gazu
ziemnego na krajowym rynku. Poprzez spółkę PST Grupa PGNiG rozwija swoją działalność zagraniczną. Ponadto, segment prowadzi
działalność handlową na rynkach energii elektrycznej, świadectw pochodzenia energii, uprawnień do emisji CO
2
oraz na rynku ropy
naftowej (od 2018 r. przez PST). W celu prowadzenia działalności handlowej na globalnym rynku LNG, PST utworzyła oddział w
Londynie. Segment wykorzystuje siedem podziemnych magazynów gazu oraz świadczy usługę biletową w zakresie magazynowania
gazu na rzecz klientów zewnętrznych.
Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 23 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza GK PGNiG w segmencie OiM
mln m
3
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
Gaz wysokometanowy (E)
32 694
17 531
29 927
17 767
29 031
27 440
22 818
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
797
237
745
261
751
721
671
Razem (przeliczony na E), w tym:
33 491
17 768
30 672
18 028
29 782
28 161
23 489
PGNiG – Sprzedaż hurtowa
17 768
17 768
18 030
18 030
16 726
16 364
13 734
PGNiG OD – Sprzedaż detaliczna
9 706
0
8 195
0
7 815
7 868
7 245
PST – Sprzedaż hurtowa/detaliczna
6 017
0
4 447
0
5 242
3 929
2 510
Tabela 24 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG w segmencie OiM
mln m
3
2021
2020
2019
2018
2017
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
GK PGNiG
PST
5 317
0
3 720
0
5 028
3 929
2 186
Eksport z Polski i sprzedaż na Ukrainie
225
225
1 239
1 239
544
451
728
Razem (przeliczony na E)
5 542
225
4 959
1 239
5 572
4 380
2 914
Tabela 25 Struktura odbiorców gazu ziemnego w Polsce poza GK PGNiG w segmencie OiM
mln m
3
2021
2020
2019
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
Odbiorcy domowi
5 140
0
4 352
0
4 152
0
Handel, usługi, hurt
1 657
239
1 556
372
1 597
342
Zakłady azotowe
2 491
2 482
2 526
2 519
2 272
2 264
Elektrownie i ciepłownie
1 276
984
1 542
1 161
1 927
1 749
Rafinerie i petrochemia
1 895
1 887
2 412
2 400
2 020
2 013
Pozostali odbiorcy przemysłowi
3 916
692
3 583
692
3 182
903
Giełda
11 574
11 259
9 742
9 647
9 061
8 910
RAZEM sprzedaż w segmencie OiM poza GK PGNiG w
Polsce
27 949
17 543
25 713
16 791
24 211
16 181
Tabela 26 Struktura odbiorców gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG w segmencie OiM
mln m
3
2021
2020
2019
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
GK PGNiG
PGNiG
Odbiorcy domowi
0
0
18
0
32
0
Handel, usługi, hurt
2 654
0
1 580
0
2 677
0
Pozostali odbiorcy przemysłowi
0
0
9
0
16
0
Giełda
2 663
0
2 113
0
2 303
0
Eksport z Polski i sprzedaż na Ukrainie
225
225
1 239
1 239
544
544
Razem sprzedaż w segmencie OiM poza GK PGNiG
5 542
225
4 959
1 239
5 572
5 572
Tabela 27 Struktura odbiorców energii elektrycznej PGNiG w segmencie OiM
GWh
2021
2020
2019
Odbiorcy końcowi
155
0
0
Przedsiębiorstwa obrotu
28
101
360
Rynek bilansujący
30
50
353
Giełda
9 756
8 875
6 713
Razem sprzedaż PGNiG
9 968
9 026
7 426
Tabela 28 Pojemności czynne i udostępnione pojemności czynne instalacji magazynowych w 2020 i 2021 r.
Nazwa instalacji magazynowych
Pojemności czynne instalacji
magazynowych (mln m)
Udostępnione pojemności czynne
instalacji magazynowych (mln m3)
Udostępnione pojemności czynne
instalacji magazynowych (GWh)
2021
2020
2021
2020
2021
2020
GIM Kawerna
824,8
824,8
807,6
809,6
8 860,8
8882,6
IM Wierzchowice
1 300
1300
1 300
1300
14 264
14263,6
GIM Sanok
1 050,0
1 050,0
1 050,0
1 050,0
11 520,6
11 520,6
Razem
3 174,8
3 174,8
3 157,6
3 159,6
34 645,0
34 666,8
* Przeliczenie dla paliwa gazowego o cieple spalania 39,5 MJ/m
3
.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 49 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Obszar działalności hurtowej
4.2.2.1 Działalność w Polsce
Działalność PGNiG obejmuje m.in. sprzedaż hurtową gazu ziemnego wydobywanego ze złóż krajowych oraz importowanego
gazociągami i drogą morską. Spółka poprzez wyspecjalizowaną komórkę organizacyjną – Oddział Obrotu Hurtowego – prowadzi
handel: gazem ziemnym, LNG, ropą naftową, energią elektryczną, uprawnieniami do emisji CO
2
i prawami majątkowymi. OOH jest
również odpowiedzialny za politykę importową i dywersyfikację źródeł dostaw paliwa gazowego do Polski.
PGNiG w ramach wykonywanej działalności posiada koncesję na obrót paliwami gazowymi, obrót gazem ziemnym z zagranicą,
wytwarzanie energii elektrycznej, obrót energią elektryczną, skraplanie gazu ziemnego i regazyfikację skroplonego gazu ziemnego
w instalacjach skroplonego gazu ziemnego.
Import gazu
W 2021 r. PGNiG kupowało gaz ziemny głównie w ramach wymienionych poniżej umów i kontraktów długoterminowych:
kontraktu kupna-sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996 r. z PAO Gazprom/OOO
Gazprom Export, obowiązującego do 2022 r. (tzw. kontrakt jamalski);
umowy sprzedaży skroplonego gazu ziemnego z dnia 29 czerwca 2009 r. z Qatar Liquefied Gas Company Limited (3),
obowiązującej do 2034 r. (tzw. kontrakt katarski) oraz umowy dodatkowej do umowy długoterminowej z marca 2017 r.
(obowiązuje od początku 2018 r. do 2034 r.);
umowy sprzedaży / zakupu skroplonego gazu ziemnego z dnia 8 listopada 2018 r. z Cheniere Marketing International, LLP,
obowiązującą do 2042 r.
Dostawy realizowane były również w ramach średnio- i krótkoterminowych umów na dostawy sieciowe oraz LNG (m.in. 5-letni
kontrakt, którego wykonanie rozpoczęło się w 2018 r., na dostawę 9 ładunków gazu skroplonego z Centrica LNG Company Limited).
Wykres 10 Dostawy gazu ziemnego do Polski z zagranicy w latach 2017-2021 w mld m
3
W 2021 r. zakupy gazu z importu wyniosły 176,9 TWh (16,1 mld m
3
). Zwiększyły się zakupy gazu z kierunku wschodniego – zakupiono
o 9,9 TWh (ok. 0,9 mld m
3
) gazu więcej z tego kierunku względem 2020 r. Wzrosły dostawy LNG z poziomu 41,2 TWh (3,8 mld m
3
)
w 2020 r. do poziomu 43,2 TWh (3,9 mld m
3
) w 2021 r.
W dniu 2 września 2021 r. PGNiG zawarło aneksy do umów na dostawy gazu skroplonego z Venture Global Plaquemines LNG, LLC
oraz Venture Global Calcasieu Pass, LLC. Podpisanie Aneksów skutkuje zwiększeniem wolumenu dostaw LNG na rzecz PGNiG
łącznie o 2 mln ton rocznie pochodzących z planowanych terminali skraplania gazu ziemnego:
• Calcasieu Pass LNG w Calcasieu Parish – zwiększenie dostaw z 1 mln ton do 1,5 mln ton LNG rocznie przez 20 lat;
• Plaquemines LNG w Plaquemines Parish – zwiększenie dostaw z 2,5 mln ton do 4 mln ton LNG rocznie przez 20 lat.
W wyniku podpisania Aneksów łączny wolumen dostaw LNG pochodzących z Venture Global Plaquemines LNG, LLC oraz Venture
Global Calcasieu Pass, LLC wyniesie 5,5 mln ton LNG rocznie, co odpowiada łącznemu wolumenowi około 7,4 mld m
3
gazu ziemnego
po regazyfikacji.
Po zawarciu umów długoterminowych na zakup LNG w terminalach amerykańskich w latach poprzednich, w 2020 r. i 2021 r. spółka
PST z GK PGNiG wyczarterowała od norweskiego armatora Knutsen OAS Shipping w sumie cztery zbiornikowce w celu odbioru
LNG zakontraktowanego w formule free-on-board. Jednostki o pojemności 174 tys. m
3
każda, wejdą do użytku w latach 2023 r. i
2024 r. Pozyskanie statków zwiększy elastyczność zakupów i sprzedaży LNG i jest kolejnym krokiem w rozwoju działalności
tradingowej Grupy PGNiG na globalnym rynku.
PGNiG aktywnie wspiera działania mające na celu budowę połączenia dającego Polsce bezpośredni dostęp do gazu ze złóż na
Morzu Północnym. W styczniu 2018 r. zostały zawarte umowy na świadczenie usług przesyłu gazu w okresie od 1 października 2022
r. do 1 października 2037 r., w ramach procedury Open Season 2017 projektu Baltic Pipe dotyczącej przesyłu gazu z Norwegii do
Polski przez Danię. Zawarcie umów przesyłowych z operatorami systemów przesyłowych, tj. GAZ-SYSTEM oraz Energinet o łącznej
wartości 8,1 mld zł było ostatnim etapem Open Season 2017. Więcej informacji na temat projektu Baltic Pipe znajduje się w rozdziale
3.2.2.
9,7
9,0
9,0
9,0
9,9
1,7
2,7
3,4
3,8
3,9
2,3
1,4
2,0
1,7
1,9
0,0
0,4
0,5
0,3
0,4
2017
2018
2019
2020
2021
kierunek wschodni LNG kierunek zachodni kierunek południowy
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 50 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Renegocjacja warunków cenowych w ramach kontraktu z OOO Gazprom Export
PGNiG i Gazprom złożyły następujące wnioski o renegocjację warunków cenowych kontraktu jamalskiego:
PGNiG w dniu 1 listopada 2017 r, 1 listopada 2020 r. oraz z dnia 28 października 2021 r. modyfikujące wniosek o
renegocjację złożony przez Spółkę w dniu 1 listopada 2020 r. poprzez wskazanie daty 1 listopada 2021 r. jako nowej daty
wejścia w życie żądanej renegocjacji w ramach kontraktu jamalskiego; oraz
Gazprom w dniu 7 grudnia 2017 r. oraz 9 listopada 2020 r.
PGNiG pozostaje w kontakcie z dostawcą w sprawie przedłożonych wniosków.
PAO Gazprom/OOO Gazprom Export złożył dwie skargi do Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie dotyczące postępowania
arbitrażowego z powództwa PGNiG przeciwko PAO Gazprom/OOO Gazprom Export w sprawie zmiany ceny kontraktowej gazu
dostarczanego przez dostawcę na podstawie kontraktu jamalskiego od dnia 1 listopada 2014 r. Pierwsza złożona w dniu 2
października 2018 r. o uchylenie wyroku częściowego Trybunału Arbitrażowego z dnia 29 czerwca 2018 r. Sąd Apelacyjny w
Sztokholmie na mocy wyroku z dnia 23 grudnia 2020 r. odrzucił skargę PAO Gazprom/OOO Gazprom Export o uchylenie wyroku
częściowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc w Sztokholmie z dnia 29 czerwca 2018 r. Druga złożona w dniu 29 maja 2020 r.
o uchylenie wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego z dnia 30 marca 2020 r. Sprawa pozostaje w toku.
Dostawy gazu LNG
W 2021 r. PGNiG odebrało w sumie 35 ładunków LNG z 2,83 mln ton LNG, tj. około 43,21 TWh lub 3,94 mld m
3
gazu ziemnego po
regazyfikacji, w tym:
19 ładunków w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas, a wolumen importu z Kataru wyniósł 1,75 mln ton, czyli około
26,58 TWh lub około 2,42 mld m
3
gazu ziemnego po regazyfikacji;
12 dostaw spot;
2 dostawy na bazie kontaktu średnioterminowego GK PGNiG z Centrica;
2 ładunki w ramach kontraktu długoterminowego zawartego z Cheniere.
Sprzedaż gazu przez PGNiG
Klienci nabywają od PGNiG paliwo gazowe po cenach rynkowych, zgodnie z formułami oraz mechanizmami wynikającymi z
zawartych umów. Umowy uwzględniają indywidualne wyceny sporządzane przy zastosowaniu jednolitej i obiektywnej metody
wyceny.
W 2021 r., podobnie jak latach poprzednich, z powodzeniem kontynuowano strategię sprzedaży, w wyniku której PGNiG utrzymało
portfel dotychczasowych klientów. Strategicznymi odbiorcami gazu ziemnego PGNiG w Polsce są odbiorcy przemysłowi, do których
należą m.in.: PKN ORLEN S.A., Grupa Azoty, Grupa LOTOS S.A., PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., KGHM Polska Miedź S.A.,
Grupa Kapitałowa ArcelorMittal, PGNiG Termika S.A. i Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
Sprzedaż gazu wysokometanowego sieciowego PGNiG na polskim rynku w 2021 r. wyniosła 198,5 TWh (ok. 18,1 mld m
3
). W
porównaniu do 2020 r., w którym sprzedaż PGNiG wyniosła 184,7 TWh (16,8 mld m
3
), odnotowano wzrost o 7,5%.
Sprzedaż gazu przez PST
W 2018 r. PST otworzyło oddział w Polsce w celu nawiązania kontaktu z klientami na dostawy gazu w Polsce i w następnej kolejności
w całej Europie, bazując na posiadanych w Polsce kontaktach z filiami międzynarodowych firm.
Na dzień 31 grudnia 2021 r. PST dostarczało paliwo gazowe (gaz E) do 20 klientów (41 punkty dostawy w Polsce). Klientami PST –
oddział w Polsce – są największe podmioty komercyjne (kapitał prywatny) z branży szklarskiej, ceramicznej, motoryzacyjnej, metali
niezależnych, chemicznej, spożywczej i rolniczej, odbierający paliwo gazowe na własne potrzeby w punktach fizycznych, oraz klienci
hurtowi odbierający paliwo gazowe w punkcie wirtualnym lub fizycznym celem dalszej odsprzedaży.
PST Oddział w Polsce wspiera PGNiG OOH i PGNiG OD w dostawach SSLNG z terminalu Kłajpedy LNG FSRU na Litwie do granicy
z Polską. W 2021 r. zrealizowano dostawę 51 GWh.
Eksport
W 2021 r. PGNiG kontynuowało sprzedaż gazu ziemnego na rynku ukraińskim głównie we współpracy ze spółkami z Grupy
Kapitałowej ERU i innymi wiodącymi traderami na tym rynku. Ze względu na sytuację rynkową i wysokie stany ukraińskich
magazynów gazu, import na Ukrainę z kierunku zachodniego przez większą część roku nie był realizowany, a działalność handlowa
Spółki skupiła się na transakcjach kupna / sprzedaży gazu zmagazynowanego w ukraińskich podziemnych magazynach gazu. W
2021 r. PGNiG sprzedał na rynek ukraiński ok. 0,2 mld m
3
(2,5 TWh) gazu ziemnego. Sprzedaż gazu odbywała się w ukraińskim
systemie magazynowym w reżimie CWR (ang. Customs Warehouse Regime – tryb składu celnego). Spółka monitoruje możliwości
rozwoju działalności na rynku ukraińskim.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 51 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Sprzedaż gazu na TGE realizowana przez PGNiG
Wolumen gazu sprzedanego przez PGNiG na TGE w 2021 r. (liczony po dacie dostawy w 2021 r.) wyniósł 123,5 TWh (11,12 mld
m
3
) i wzrósł w porównaniu do 2020 r. o około 17,7 TWh.
Sprzedaż gazu LNG małej skali
W 2021 r. PGNiG kontynuowało rozwój swojej działalności na rynku LNG małej skali, czyli sprzedaży gazu za pomocą transportu
cysternami skroplonego gazu do zakładów lub stacji regazyfikacyjnych, które nie mają dostępu do sieci dystrybucyjnej.
Systematycznie rośnie wolumen paliwa, które trafia do odbiorców końcowych w postaci skroplonej. W 2021 r. w Świnoujściu
załadowano 5 699 cystern LNG, podczas gdy w 2020 r. - 3 385. Spółka wprowadziła na rynek 122,6 tys. ton LNG, z czego przez
Świnoujście – 100,9 tys. ton, natomiast sprzedaż z Odolanowa i Grodziska wyniosła 21,7 tys. ton. Łącznie w okresie 2016-2021
Spółka wprowadziła na rynek 401,3 tys. ton LNG, z czego z terminala LNG w Świnoujściu – 271,2 tys. ton, natomiast sprzedaż z
Odolanowa i Grodziska wyniosła 130,1 tys. ton. Dodatkowo od kwietnia 2020 r. w terminalu LNG małej skali w Kłajpedzie PGNiG
dokonało przeładunku na cysterny 13,7 tys. ton LNG.
Sprzedaż energii elektrycznej
PGNiG w zakresie działalności na rynku energii elektrycznej zajmuje się przede wszystkim obrotem hurtowym, zapewniając dostęp
do rynku spółkom z GK PGNiG. Łączna sprzedaż energii elektrycznej do przedsiębiorstw obrotu i na giełdzie stanowiła w 2021 r.
ponad 90% całości sprzedaży energii elektrycznej. PGNiG realizowało usługi bilansowania handlowego na rzecz PGNiG TERMIKA
i PGNIG TERMIKA EP oraz usługę OHT (operatora handlowo-technicznego) na rzecz PGNiG TERMIKA.
Rynek mocy
W wyniku aukcji zorganizowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. w 2021 r. PGNiG zawarło następujące umowy:
roczną, na dostawy w 2026 r. po rekordowej, jak dotychczas, cenie 400,39 zł/kW/rok (moc netto 17 MW);
kwartalną, na dostawy w I kwartale 2022 r. (86MW)
kwartalne, na dostawy w I i IV kwartale 2022 r. (140 MW)
W 2021 r. PGNiG aktywnie uczestniczyło we wtórnym obrocie na rynku mocy.
Perspektywy obrotu hurtowego w Polsce
PGNiG posiada zabezpieczone w perspektywie długoterminowej moce regazyfikacyjne i przesyłowe pozwalające na pokrycie
zapotrzebowania na import ze strony polskiego rynku hurtowego. Po wygaśnięciu z końcem 2022 r. kontraktu jamalskiego import
realizowany będzie w oparciu o zdywersyfikowane portfolio kontraktów zakupowych i we współpracy ze spółkami z GK PGNiG
aktywnymi na europejskim rynku hurtowym i LNG oraz rozwijającymi pozycję Grupy jako producenta gazu na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym.
W przypadku wystąpienia nieprzewidzianego wzrostu zapotrzebowania na paliwo gazowe PGNiG będzie dokonywać zakupów gazu
ziemnego w ramach umów krótkoterminowych na rynkach ościennych lub na rynku LNG. Planowane na 2022 r. oddanie do
użytkowania przepustowości nowych połączń transgranicznych (Baltic Pipe, Polska-Litwa, Polska-Słowacja), a w kolejnych latach
również dodatkowych przepustowości terminala LNG w Świnoujściu, umożliwi dostarczenie do Polski zwiększonych ilości gazu
sieciowego i LNG i bilansowanie rynku w momentach niedoboru lub nadwyżek gazu.
4.2.2.2 Działalność hurtowa za granicą
PGNiG Supply&Trading (PST)
GK PGNiG poprzez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH rozwija swoją działalność w Europie w trzech głównych obszarach:
handel na międzynarodowym rynku LNG, usługi dostępu do europejskiego rynku gazu w tym dla gazu pochodzącego z szelfu
kontynentalnego na Morzu Północnym oraz sprzedaż hurtową na rynku Europy Środkowo-Wschodniej.
PST w ramach wykonywanej działalności posiada możliwość obrotu paliwami gazowymi w Polsce, Niemczech, Holandii, Belgii,
Austrii, Norwegii (Gassled System), Danii, Wielkiej Brytanii, Francji, Czechach, Słowacji, na Ukrainie, Litwie oraz na Węgrzech.
Spółka aktywnie uczestniczy w handlu na zorganizowanych rynkach (giełdach) oraz w obrocie pozagiełdowym (OTC) współpracując
z ponad 150 kontrahentami na bazie kontraktów EFET (umowy ramowe dotyczące obrotu gazem i energią elektryczną) oraz
podobnych standaryzowanych kontraktach. W celu prowadzenia działalności handlowej na globalnym rynku LNG spółka posiada
oddział w Londynie. W 2021 r. zrealizowano czternaście dostaw LNG, co przekłada się na dostawę 13,4 TWh LNG do terminalu w
Świnoujściu.
Spółka PST została zarejestrowana w norweskim systemie Gassled obsługiwanym przez Gassco (Shipper Agreement), aby
umożliwić rozpoczęcie działalności w zakresie odbioru gazu ze złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. PST jest także
zarejestrowana jako shipper (pośredniczący podmiot wyspecjalizowany w obszarze gazu) oraz uczestnik systemu magazynowania
gazu na Ukrainie. W 2021 r. w celu zwiększenia obecności w rejonie Europy Środkowo-Wschodniej spółka została członkiem
węgierskiej giełdy gazu CEEGEX oraz giełdy GET Baltic dla rynku litewskiego PGNiG.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 52 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
PST kontynuuje działalność w zakresie obrotu kontraktami terminowymi na ropę Brent oraz na gaz w USA Henry Hub poprzez giełdy:
ICE Futures Europe i ICE Futures U.S. Spółka prowadzi również handel energią elektryczną na rynku niemieckim, w ramach
transakcji giełdowych (EEX) oraz na rynku pozagiełdowym (OTC).
Sprzedaż produktów i działalność w 2021 r.
W 2021 r. w ramach transakcji giełdowych i pozagiełdowych PST sprzedało 91,4 TWh gazu dostarczanego gazociągami (w tym 20,6
TWh gazu od PGNiG UN oraz Grupy LOTOS S.A.), 13,5 TWh LNG oraz 1,9 TWh energii elektrycznej. Największym rynkiem były
dostawy do i w Polsce, gdzie sprzedano 44% wolumenu, natomiast udział rynków niemieckiego i holenderskiego w sprzedaży wyniósł
odpowiednio 29% i 22%.
Od 2019 r. PST rozpoczęła odbiór gazu od LOTOS Exploration & Production Norge AS, na mocy umowy dotyczącej sprzedaż gazu
wydobytego na koncesjach znajdujących się na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (NSK). Wolumen odebranego gazu z tego
kontraktu wyniósł w 2020 r. - 6,2 TWh, natomiast w 2021 r. – 5,0 TWh. Dodatkowo, PST odbiera na wybrzeżu niemieckim gaz
produkowany przez PGNiG UN. W 2020 r. PST podpisała trzy dodatkowe umowy na odbiór gazu z obszaru Norweskiego/Duńskiego
Szelfu Kontynentalnego (NSK/DSK). Dostawy gazu od nowych kontrahentów rozpoczęły się w październiku 2020 r. (Aker BP) oraz
w grudniu 2020 (DNO), natomiast dostawy od kontrahenta Ørsted rozpoczną się w 2023 r.
W pierwszej połowie 2021 r. PST podpisała kontrakt na dostawy gazu na wybrzeżu niemieckim na rok gazowy 2021 oraz kontynuuje
negocjacje w sprawie średnioterminowej umowy na dostawy gazu od 2022 r. z TotalEnergies Norge. Ponadto PST wygrała przetarg
na sprzedaż gazu produkowanego ze złóż Duva i Nova, który będzie transportowany do Wielkiej Brytanii (sprzedawca: Sval Energie
AS).
Otoczenie konkurencyjne
Głównymi konkurentami PST są główni gracze na rynku energetycznym tacy jak Shell, Total, RWE, Equinor, itp., którzy równolegle
działają na rynku obrotu gazem sieciowym, LNG i energią elektryczną na wszystkich rynkach, na których PST jest obecna.
Perspektywy obrotu hurtowego za granicą
PST
PST w związku z utrzymywaniem się stanu pandemicznego spodziewa się obniżonej aktywności handlowej na rynkach hurtowych.
Dodatkowo w drugiej połowie 2021 r. kryzys na rynku gazu związany z historycznie bezprecedensowym wzrostem cen pociągnął za
sobą wzrost ryzyka kredytowego, a następnie - ograniczenie płynności na rynku OTC. Powyższe czynniki spowodowały duże
wyzwanie płynnościowe dla PST i wszystkich podmiotów na rynku energetycznym. Z uwagi na powyższe czynniki przewiduje się
ograniczenie działalności PST w obszarze handlu na własny rachunek w porównaniu z okresem przed wybuchem pandemii i kryzysu
cenowego na rynku gazu i energii elektrycznej.
Niezależenie od przejściowych ograniczeń związanych z pandemią i kryzysem dot. cen na rynku energetycznym, PST będzie
kontynuowało rozwój działalności w kluczowych dla strategii spółki obszarach w tym w szczególności w handlu LNG, realizacji dostaw
z obszaru Morza Północnego i Norweskiego oraz handlu gazem na rynkach Europy Środkowo-Wschodniej.
PST planuje rozwój działalności LNG w zakresie dostaw FOB zarówno na rynku spot jak i na podstawie kontraktów
średnioterminowych. Rozszerzenie kompetencji handlowych i logistycznych w zakresie zarządzania tonażem LNG pozwoli na dalszy
rozwój handlu LNG w ramach Grupy, w celu wytworzenia możliwości optymalizacji kontraktów długoterminowych od 2022 r. W celu
realizacji kontraktów długoterminowych na dostawy FOB, PST zawarło umowy na czarter pięciu gazowców, które będą mogły
odbierać oraz transportować zakontraktowany wolumen LNG. Ponadto PST posiada zakontraktowane moce regazyfikacyjne
terminalu LNG Montoir we Francji, które obejmują 10 ładunków w 2023 r. oraz 15 ładunków rocznie w latach 2024 - 2029.
Przygotowując się do rozpoczęcia dostaw gazu do Polski przez Baltic Pipe, spółka zwiększyła swoją aktywność na NSK i DSK.
Celem działalności jest umożliwienie dostaw gazu ziemnego z NSK i DSK do Polski. Ponadto PST rozpoczęła pozyskiwanie i
sprzedaż ciekłych produktów, będących pochodnymi wydobycia gazu ziemnego i powstających podczas jego przetwarzania tzw.
Natural Gas Liquids (propan / butan / nafta / etan) w ramach prowadzonej działalności na NSK.
PST zwiększa swoją aktywność w regionie Europy Środkowo-Wschodniej w celu dywersyfikacji źródeł dostaw gazu do Polski oraz
optymalizacji portfela grupy PGNiG w regionie. Szczególnie istotny dla PST jest rozwój na rynkach, które dzięki powstającej
infrastrukturze gazowej nabiorą strategicznego znaczenia dla rynku polskiego w sposób bezpośredni tj. Słowacja, Ukraina i Litwa
oraz pośredni jak Węgry, Łotwa i Estonia. Zbudowanie kompetencji oraz umocnienie obecności w regionie pozwoli na pozyskanie
dodatkowego rynku zbytu dla gazu z kierunku północnego oraz optymalizację portfela gazowego z wykorzystaniem m.in. systemu
magazynowania w Polsce, na Ukrainie i Łotwie. W 2021 r., w trakcie trwania kryzysu gazowego w Mołdawii, Spółka zrealizowała
pierwsze dostawy nierosyjskiego gazu do tego kraju.
PGNiG
PGNiG w dniu 29 listopada 2019 r. podpisało umowę na wyłączne użytkowanie przez 5 lat nabrzeżnej stacji odbioru i przeładunku
LNG małej skali w Kłajpedzie. Dla PGNiG to istotny krok w budowie kompetencji i pozycji na rynku w Europie Środkowo-Wschodniej
i basenie Morza Bałtyckiego. Od momentu rozpoczęcia działalności w dniu 1 kwietnia 2020 r. Spółka dostarczyła do Kłajpedy 10
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 53 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
ładunków drogą morską, a z terminalu wyjechało 758 autocystern z łącznym ładunkiem ponad 13,7 tys. ton LNG w większości z
przeznaczeniem na rynek polski, a także rynki litewski, łotewski i estoński.
Terminal, oprócz przeładunków na autocysterny, daje również możliwość bunkrowania statków. Pozwala to budować kompetencje
w tym zakresie, a w przyszłości umożliwi wykorzystać potencjał rozbudowywanego terminalu w Świnoujściu.
Obszar działalności detalicznej
Spółka PGNiG OD została wydzielona z PGNiG dnia 1 sierpnia 2014 r. celem prowadzenia sprzedaży detalicznej gazu ziemnego
oraz handlowej obsługi klienta detalicznego. PGNiG OD specjalizuje się w sprzedaży gazu ziemnego (głównie pozyskanego z TGE),
energii elektrycznej, sprężonego gazu ziemnego (CNG) oraz skroplonego gazu ziemnego (LNG). PGNiG OD w ramach wykonywanej
działalności posiada koncesję na obrót paliwami gazowymi oraz obrót energią elektryczną.
Zakup gazu
Zakup gazu ziemnego wysokometanowego realizowany jest z trzech podstawowych źródeł:
zakup gazu wysokometanowego na Towarowej Giełdzie Energii S.A. (TGE);
zakup gazu wysokometanowego na mocy umowy bilateralnej zawartej z dostawą do punktu wirtualnego w sieci przesyłowej
GAZ-SYSTEM;
zakup gazu na mocy umowy bilateralnej zawartej z PGNiG z dostawą do punktu fizycznego Słubice.
Największy udział w globalnym wolumenie zakupu gazu wysokometanowego przypada na transakcje przeprowadzane na TGE. W
portfelu zakupowym PGNiG OD poza gazem ziemnym wysokometanowym występuje również gaz zaazotowany oraz gaz ziemny
wysokometanowy w postaci skroplonej LNG. Zakup gazu zaazotowanego realizowany jest na podstawie umowy bilateralnej z PGNiG
S.A., natomiast zakup gazu w postaci skroplonej LNG realizowany jest na podstawie umów bilateralnych z PGNiG oraz z PGNiG
Supply & Trading GmbH sp. z o.o. Oddział w Polsce.
Sprzedaż gazu
Wśród klientów PGNiG OD znajdują się zarówno konsumenci, jak i klienci niebędący konsumentami (w tym w szczególności małe i
średnie firmy). Odbiorców kwalifikuje się do grup taryfowych stosownie do:
rodzaju pobieranego paliwa gazowego – gaz wysokometanowy lub gaz zaazotowany;
mocy umownej;
rocznej ilości umownej – dla odbiorców o mocy umownej nie większej niż 110 kWh/h;
systemu rozliczeń – według częstotliwości rozliczeń odbiorców o mocy umownej nie większej niż 110 kWh/h.
Klienci rozliczani w grupach taryfowych 1-4 kupują paliwo gazowe przeznaczone głównie do przygotowywania posiłków, ogrzewania
wody oraz pomieszczeń i w procesach produkcyjnych. Gospodarstwa domowe są objęte zatwierdzaną przez Prezesa URE taryfą
regulującą ceny gazu ziemnego. W 2021 r. PGNiG OD stosowało następujące taryfy w zakresie obrotu paliwami gazowymi:
Taryfa PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 10 (dalej: Taryfa nr 10) zatwierdzona decyzją
Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 17 grudnia 2020 r., która obowiązuje od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia 31 grudnia
2021 r. W stosunku do poprzedniej taryfy tj. Taryfy nr 9 ceny paliwa gazowego dla wszystkich grup taryfowych spadły o 4,5%.
Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Ceny za paliwo gazowe i stawki opłat abonamentowych zawarte w Taryfie
nr 10 obowiązywały od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia 30 kwietnia 2021 r.
Zmiana Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 10 (dalej: Zmiana Taryfy nr 10)
zatwierdzona decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 15 kwietnia 2021 r. W stosunku do Taryfy nr 10 ceny paliwa
gazowego dla wszystkich grup taryfowych wzrosły o 5,6%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Ceny za paliwo
gazowe i stawki opłat abonamentowych zawarte w Zmianie Taryfy nr 10 obowiązywały od dnia 1 maja 2021 r. do dnia 31 lipca
2021 r.
Zmiana nr 2 Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 10 (dalej: Zmiana nr 2 Taryfy nr
10) zatwierdzona decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 16 lipca 2021 r. W stosunku do Zmiany Taryfy nr 10 ceny
paliwa gazowego dla wszystkich grup taryfowych wzrosły o 12,4%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian. Ceny
za paliwo gazowe i stawki opłat abonamentowych zawarte w Zmianie nr 2 Taryfy nr 10 obowiązywały od dnia 1 sierpnia 2021 r.
do dnia 30 września 2021 r.
Zmiana nr 3 Taryfy PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 10 (dalej: Zmiana nr 3 Taryfy nr
10), zatwierdzona decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 16 września 2021 r. W stosunku do Zmiany nr 2 Taryfy
nr 10 ceny paliwa gazowego dla wszystkich grup taryfowych wzrosły o 7,4%. Stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian.
Ceny za paliwo gazowe i stawki opłat abonamentowych zawarte w Zmianie nr 3 Taryfy nr 10 obowiązywały od dnia 1 października
2021 r. do dnia 31 grudnia 2021 r.
Ponadto, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki decyzją z dnia 17 grudnia 2021 r. zatwierdził Taryfę PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o.
w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 11, która obowiązuje od dnia 1 stycznia 2022 r. do dnia 31 grudnia 2022 r. na podstawie
Ustawy z dnia 7 grudnia 2021 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne, która wprowadziła możliwość skorzystania przez
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 54 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
sprzedawców paliwa gazowego do odbiorców w gospodarstwach domowych z mechanizmu ujęcia w taryfie zatwierdzanej przez
Prezesa URE tylko części kosztów zakupu paliwa gazowego, umożliwiając jednocześnie odzyskanie faktycznych kosztów w ciągu
kolejnych trzech lat od zakończenia obowiązywania taryfy zatwierdzonej na podstawie tych przepisów.
Na koniec 2021 r. PGNiG OD obsługiwało łącznie ok. 7,144 mln odbiorców gazu ziemnego z grup taryfowych 1-4 (zarówno gazu
ziemnego wysokometanowego, jak i gazu ziemnego zaazotowanego) oraz ponad 31 tys. PPG w grupach taryfowych 5-7. Do
odbiorców segmentu biznesowego należą klienci, którzy pobierają paliwo gazowe zarówno na cele technologiczne, jak i cele
grzewcze, a rozliczenie z nimi następuje na podstawie tzw. cenników Gaz dla Biznesu oraz ofert specjalnych. Efektem polityki
handlowej jest stabilny udział w rynku, wynikający m.in. z poziomu satysfakcji Klientów ze współpracy z PGNiG OD, szerokiego
portfolio produktowego oraz jakości obsługi.
Sprzedaż pozostałych węglowodorów
Sprzedaż CNG na obecnych stacjach tankowania CNG – sprzedaż prowadzona jest do podmiotów posiadających floty
samochodów zasilanych CNG. Przebiega na podstawie umów tankowania bezgotówkowego, a także odrębnych umów
bilateralnych.
Sprzedaż CNG wraz z infrastrukturą – w ramach segmentu transportowego PGNiG OD oferuje podejście kompleksowe
polegające na dostarczeniu paliwa gazowego wraz z infrastrukturą.
Sprzedaż paliwa LNG – sprzedaż paliwa LNG do obiorców końcowych posiadających infrastrukturę odbiorczą (transport lub
przemysł). Zakup LNG wraz z usługą transportu do wskazanej lokalizacji.
Sprzedaż LNG wraz z infrastrukturą – niezależnie od wykorzystania paliwa LNG przez odbiorcę końcowego (transport lub
przemysł) oferowane jest podejście kompleksowe polegające na dostarczeniu paliwa gazowego wraz z infrastrukturą.
Bunkrowanie LNG – sprzedaż LNG na cele żeglugowe wraz z usługą bunkrowania w technologii truck-to-ship, realizowana w
polskich portach.
Polityka handlowa – segment business-to-customer (B2C)
Ważnym czynnikiem determinującym zasady polityki sprzedażowej spółki dot. sprzedaży gazu dla Klientów indywidualnych jest
obowiązek zatwierdzania taryf przez Prezesa URE. Zniesienie tego obowiązku zgodnie z obecnie obowiązującymi regulacjami
prawnymi jest planowane na styczeń 2024 r.
Spółka wychodząc naprzeciw oczekiwaniom Klientów oraz podnosząc swoją konkurencyjność na rynku sukcesywnie poszerza swoją
ofertę dla bazy ponad 7 mln Klientów poprzez sprzedaż produktów dodatkowych.
W latach poprzednich wprowadzono do oferty następujące usługi:
assistance „Pomocna Ekipa”, który gwarantuje pomoc fachowców 24h/7dni w tygodniu;
pakiet „Na Zdrowie”, który gwarantuje łatwy i szybki dostęp do usług medycznych;
pakiety ubezpieczeń prawnych – „Doradca Prawny dla Ciebie” oraz „Doradca Prawny dla Firmy”, które zapewniają dostęp do
porad prawnych oraz zwrot kosztów wynagrodzenia adwokata lub radcy prawnego;
program „Pełnym Oddechem” realizowany we współpracy z BOŚ Bank – usługa finansowa;
produkt „Fotowoltaika dla domu”.
Polityka handlowa – segment business-to-business (B2B)
Podstawą oferty gazowej są oferty promocyjne w ramach kontraktów terminowych, bazujące zarówno na stałej cenie, jak i zmiennej
cenie opartej o notowania wybranych indeksów giełdowych. Klienci, którzy nie są skłonni do wiązania się ze sprzedawcą na czas
określony, mogą korzystać z cennika standardowego, bezterminowego „Gaz dla Biznesu”.
Podstawą tworzenia ofert produktowych oraz schematów cenowych są badania segmentacyjne (ze szczególnym uwzględnieniem
elastyczności cenowej) oraz zapotrzebowanie ze strony Klientów przekazywane za pośrednictwem sieci sprzedaży. Ważnym
elementem jest monitorowanie aktywności oraz oferty konkurencji.
Istotnym elementem rozszerzenia oferty handlowej spółki jest intensyfikacja sprzedaży produktów dodatkowych takich jak
Fotowoltaika dla Firm (umowy obejmujące projekt oraz instalację PV) oraz Audyty energetyczne, Audyty efektywności energetycznej
i usługi doradztwa energetycznego.
Sprzedaż awaryjna / rezerwowa / z urzędu paliwa gazowego
PGNiG OD pełni rolę „sprzedawcy rezerwowego” i „sprzedawcy z urzędu” (w związku z ustawą z dnia 9 listopada 2018 r. o zmianie
ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw).
W 2021 r. w związku z zaprzestaniem dostarczania paliw gazowych przez spółki energetyczne ONICO S.A., Beskidzka Energetyka
Sp. z o.o., ONE S.A., Polski Prąd i Gaz Sp. z o.o., Konerg S.A. PGNiG OD zapewniło Klientom tych spółek nieprzerwane dostawy
paliwa gazowego w ramach działania sprzedawcy awaryjnego lub z urzędu. Przejęci odbiorcy byli rozliczani według obowiązującej
taryfy gazowej lub cennika Gaz dla Biznesu (niekonsumenci).
Sprzedaż energii elektrycznej
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 55 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wśród Klientów PGNiG OD znajdują się zarówno konsumenci, jak i Klienci niebędący konsumentami, którzy zawarli umowy
kompleksowego dostarczania energii elektrycznej lub umowy sprzedaży energii elektrycznej. Według stanu na koniec 2021 r.
obsługiwano ponad 102,5 tys. punktów poboru energii.
W dalszym ciągu zainteresowaniem cieszyła się oferta na odkup energii z OZE (z instalacji o mocy do 500 kW), z której skorzystało
60 klientów.
Dodatkowo w III kwartale 2021 r. została wprowadzona oferta dla Klientów biznesowych polegająca na możliwości zakupu energii
elektrycznej z Gwarancjami Pochodzenia.
Postępujący wzrost cen energii elektrycznej na rynkach hurtowych (TGE) może w negatywnym stopniu wpłynąć na atrakcyjność
oferty PGNIG OD w szczególności dla konsumentów. Nie bez znaczenia jest fakt, że w dalszym ciągu cena dla tego segmentu rynku
pozostaje regulowana i trudno osiągnąć konkurencyjny poziom względem sprzedawców z dużych grup energetycznych.
Wraz z rozwojem sprzedaży oferty fotowoltaicznej, przewidywane jest wdrożenie oferty dla Prosumentów.
Otoczenie konkurencyjne
Konkurentami na rynku gazu ziemnego w Polsce są najwięksi sprzedawcy energii elektrycznej, którzy poszerzają swoją działalność
o sprzedaż gazu ziemnego. Główni i najbardziej aktywni konkurenci PGNiG OD w 2021 r. na rynku gazu to: Fortum, Tauron, Axpo,
Cryogas M&T Poland, Enea (wg wolumenu rocznego utraconych Klientów na rzecz firmy konkurencyjnej w ramach segmentu B2B).
W ramach rynku obrotu detalicznego LNG podstawowymi konkurentami są: DUON Dystrybucja sp. z o.o; NOVATEK Polska sp. z
o.o.; CRYOGAS M&T POLAND S.A., BARTER sp. z o.o., Shell Polska Sp. z o.o. oraz Gaspol S.A. Zgodnie z posiadaną wiedzą
konkurencja realizuje intensywne działania inwestycyjne w zakresie rozbudowy taboru cystern oraz urządzeń wykorzystywanych w
obszarze LNG.
W obszarze bunkrowania LNG największą aktywność konkurencyjną wykazuje DUON Dystrybucja sp. z o.o., Barter S.A., Cryogas
sp. z o.o., Gascom sp. z o.o. oraz podmioty zagraniczne m.in. Nauticor oraz Gasum.
Perspektywy obrotu detalicznego w Polsce
Dynamika zmian cen na rynku gazu i wynikające z tego zagrożenia dla osiągania celów spółki oraz poszukiwanie skutecznych metod
stabilizacji osiąganych wyników pozostają kluczowym zagadnieniem dla określania krótko- i średnioterminowych priorytetów
działania.
Podstawowym produktem decydującym o wyniku spółki jest gaz ziemny sieciowy, którego rynek na przełomie lat 2021-2022
doświadcza nadzwyczajnych wzrostów cen, wynikających z szeregu czynników geopolitycznych i makroekonomicznych. Natura tych
zjawisk i skala ich oddziaływania pozostają poza możliwościami samodzielnej mitygacji w ramach spółki. Zaplanowane i wdrażane
działania zaradcze obejmują szereg zmian w domenie regulacyjnej (w wymiarze globalnym, krajowym i branżowym) nakładających
na spółkę nowe wymagania sprawozdawczo-rozliczeniowe i operacyjne. W szczególności są i będą one skoncentrowane na
zapewnieniu ochrony kluczowych grup odbiorców spółki przed negatywnymi skutkami wzrostów cen oraz ochrony antyinflacyjnej –
w dłuższym horyzoncie pozwoli to na utrzymanie stabilnej bazy odbiorców i dalszego skutecznego konkurowania spółki na rynku
detalicznym.
Powyższe negatywne zjawiska stanowiły dodatkowe determinanty dla działalności operacyjnej. Spółka musiała dostosowywać się
do wyzwań związanych z drastycznym wzrostem cen hurtowych na rynkach podstawowych, zmianami regulacyjnymi oraz
wprowadzanymi preferencjami dla technologii alternatywnych względem paliw kopalnych. Podstawowe wyzwania i ryzyka dla PGNiG
OD można podsumować następująco:
Drastyczny wzrost/zmienność cen gazu ziemnego – zarówno w wymiarze bezpośredniego wpływu na wyniki finansowe, jak
również w ujęciu wolumenowym (decyzje zakupowe i inwestycyjne Klienta, na które negatywnie wpływają wzrosty cen
oznaczające mniejszą konkurencyjność względem innych nośników energii) oraz w wymiarze wizerunkowym i komunikacyjnym
(m.in. zagrożenie dla efektów działań promujących paliwo gazowe i skuteczności mechanizmów wsparcia dla inicjatyw
poprawiających jakość powietrza).
Postępująca transformacja energetyczna będąca wynikiem zarówno polityki klimatycznej na poziomie Unii Europejskiej jak i
oczekiwań rynku oraz wynikające z niej wyzwania konkurencyjne, technologiczne i inwestycyjne.
Ryzyko zastępowania paliwa gazowego przez Klientów z grup taryfowych 1-4 rozwiązaniami alternatywnymi w obszarze c.o. i
c.w.u.
Ryzyko substytucji rozwiązań opartych o gaz ziemny, rozwiązaniami zeroemisyjnymi w sektorze przedsiębiorstw.
Potencjalne wejście na polski rynek gazu silnych międzynarodowych konkurentów, co może być szczególnym wyzwaniem dla
spółki po uwolnieniu cen gazu dla gospodarstw domowych od roku 2024 r.
Równocześnie zmiany w otoczeniu spółki generują szereg szans, które spółka wykorzystuje lub zamierza wykorzystywać. Należą do
nich w głównej mierze:
Przypisanie gazowi ziemnemu roli paliwa przejściowego na najbliższe dekady w związku z założeniami i celami polityki
neutralności klimatycznej do 2050 r., uwzględnienie gazu ziemnego w taksonomii UE.
Wykorzystanie inwestycji przemysłowych i elektroenergetycznych w Polsce do zwiększenia sprzedaży paliwa gazowego.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 56 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Coraz szersze wykorzystanie potencjału sprzedażowego do aktualnej bazy Klientów B2C poprzez m.in. wprowadzanie kolejnych
produktów dodatkowych.
Digitalizacja i wykorzystanie potencjału już istniejących kanałów sprzedaży i obsługi Klienta – rozwój w kierunku wielokanałowej
obsługi, bazującej na ogólnopolskiej sieci Biur Obsługi Klienta przy coraz większej roli elektronicznych kanałów obsługi Klienta,
w tym aplikacji mobilnej.
Rosnące zapotrzebowanie Klientów B2B na rozwój zaawansowanych produktów w zakresie gazu (w tym LNG) i energii
elektrycznej oraz usług i produktów około-energetycznych, w tym usług doradczych i innych rozwiązań pozwalających na
optymalizacje kosztowe.
Rozwój oferty w obszarze rozwiązań hybrydowych, nowych modeli zaspokajania potrzeb energetycznych także w zakresie
rozwiązań OZE - w odpowiedzi na zmieniające się oczekiwania Klientów oraz możliwości dofinansowania inwestycji.
Rozwój zapotrzebowania na paliwa dla niskoemisyjnego transportu lądowego i morskiego.
Działania samorządów mające na celu ograniczanie niskiej emisji oraz rosnąca świadomość potencjalnych Klientów w tym
zakresie, przyszłe oraz już dostępne na rynku programy i mechanizmy dofinansowania walki ze smogiem.
Magazynowanie
Spółka Gas Storage Poland (GSP) prowadzi działalność gospodarczą w zakresie magazynowania paliw gazowych w instalacjach
magazynowych stanowiących własność PGNiG: PMG Husów, PMG Wierzchowice, PMG Strachocina, PMG Swarzów, PMG
Brzeźnica, KPMG Mogilno i KPMG Kosakowo.
Rysunek 5 Podziemne magazyny gazu
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji i Gas Storage Poland.
GSP w ramach wykonywanej działalności posiada koncesję na magazynowanie paliwa gazowego w instalacjach magazynowych.
Rozliczenia w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego prowadzone były w oparciu o następujące taryfy:
zmianę Taryfy w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2020, obowiązującą w okresie od godz. 6:00 dnia 1
stycznia 2021 r. do godz. 6:00 dnia 16 czerwca 2021 r.;
Taryfę w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2021, obowiązującą w okresie od godz. 6:00 dnia 16 czerwca
2021 r. do godz. 6:00 dnia 1 września 2021 r.;
zmianę Taryfy w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2021, obowiązującą w okresie od godz. 6:00 dnia 1
września 2021 r. do godz. 6:00 dnia 15 października 2021 r.;
Zmianę nr 2 Taryfy w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2021, obowiązującą w okresie od godz. 6:00 dnia
15 października 2021 r. do godz. 6:00 dnia 1 stycznia 2022 r.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 57 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
KPMG Mogilno i Kosakowo są magazynami utworzonymi w kawernach solnych o szczytowym charakterze pracy, mogą być
wykorzystywane m.in. do niwelowania krótkookresowych zmian zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny. PMG Wierzchowice,
Husów, Strachocina, Swarzów oraz Brzeźnica są magazynami o sezonowym charakterze pracy. Wykorzystywane są one przede
wszystkim do kompensacji nierównomierności zapotrzebowania na gaz ziemny w sezonie letnim i zimowym, jak również do realizacji
zobowiązań wynikających z kontraktów importowych zawierających klauzulę take or pay oraz zapewnienia ciągłości i bezpieczeństwa
dostaw gazu.
GSP pełniąc funkcję operatora systemu magazynowania świadczy usługi magazynowania paliw gazowych na rzecz użytkowników
instalacji magazynowej w ramach zestandaryzowanych procedur, na zasadzie niedyskryminacji i równoprawnego traktowania
zleceniodawców usługi magazynowania, z uwzględnieniem optymalnego i wydajnego wykorzystania instalacji magazynowych.
Świadczenie usług magazynowania odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług magazynowania (USUM),
Oferta produktowa zbudowana jest w oparciu o Instalacje Magazynowe (IM) i Grupy Instalacji Magazynowych (GIM), tj:
GIM Kawerna (obejmuje KPMG Mogilno i KPMG Kosakowo),
GIM Sanok (obejmuje PMG Husów, PMG Strachocina, PMG Swarzów i PMG Brzeźnica),
Instalacja Magazynowa PMG Wierzchowice.
Na dzień 31 grudnia 2021 r., w ramach długoterminowych USUM, GSP rozdysponowała zdolności magazynowe w ilości 172,2 tys.
pakietów, w tym 70,3 tys. pakietów w usługach magazynowania na warunkach ciągłych oraz 101,9 tys. pakietów na warunkach
przerywanych. Natomiast w ramach krótkoterminowych usług magazynowania na warunkach przerywanych na dzień 31 grudnia
2021 r., GSP rozdysponowała zdolności magazynowe w ilości 474 pakietów elastycznych.
Udostępnione pojemności magazynowe
Na dzień 31 grudnia 2021 r. GSP dysponowała łącznie 3 174,8 mln m
3
pojemności magazynowych czynnych instalacji
magazynowych. W ramach tych pojemności GSP udostępniła na zasadach TPA oraz na potrzeby operatora systemu przesyłowego
gazowego łącznie 3 139,6 mln m
3
pojemności czynnych w ramach usług długoterminowych oraz 18 mln m
3
z 30,0 mln m
3
pojemności
czynnej w ramach usług krótkoterminowych na warunkach przerywanych, ze względu na warunki techniczne. Ponadto, GSP
przeznaczyła 5,2 mln m
3
pojemności czynnej na potrzeby zużycia własnego instalacji technologicznej KPMG Mogilno i KMPG
Kosakowo.
Usługa biletowa magazynowania - PGNiG
Usługa biletowa świadczona przez PGNiG umożliwia podmiotom importującym gaz ziemny do Polski lub dokonującym obrotu z
zagranicą wywiązanie się z ustawowego obowiązku utrzymywania zapasu obowiązkowego. Spółka realizowała umowy na
świadczenie usługi biletowej zawarte na rok gazowy 2020/2021, podpisane z 6 przedsiębiorstwami energetycznymi oraz realizuje na
rok gazowy 2021/2022, zawarte z 9 przedsiębiorstwami energetycznymi. Łączny wolumen zapasów gazu utrzymywanych przez
PGNiG na rzecz innych podmiotów to ponad 310 GWh gazu ziemnego w roku gazowym 2020/2021 i ponad 315 GWh gazu ziemnego
w roku gazowym 2021/2022.
PGNiG w ramach usługi biletowej utrzymuje zapasy gazu w magazynach gazu, których operatorem jest GSP.
Kluczowe projekty i wydatki inwestycyjne w obszarze magazynowania
W 2021 r. w KPMG Kosakowo kontynuowano budowę klastra B w celu uzyskania dodatkowej pojemności czynnej. W 2021 r.
kontynuowano proces budowy komór K-7, K-10. Przeprowadzono procesu I zatłaczania gazu komór. Ostatnie komory zostały
ukończone i oddane do eksploatacji 13 września 2021 r. Projekt został zakończony w grudniu 2021 r.
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość w obszarze magazynowania
Zgodnie z założonym harmonogramem dla projektu „KPMG Kosakowo Budowa 5 komór klaster B” w 2021 r. zakończono proces
budowy komór K-7 i K-10 w KPMG Kosakowo w celu uzyskania kolejnych pojemności magazynowych. Po zakończeniu budowy ww.
komór klastra B, w KPMG Kosakowo jest eksploatowanych 10 komór magazynowych o pojemność czynnej 299,7 mln m3.
Ponadto GSP planuje rozszerzyć działalność w obszarze magazynowania, w szczególności energii (w postaci wodoru), wodoru,
biometanu, sprężonego powietrza i paliw płynnych w celu poszerzenia swojej bazy klientów i zagwarantowania nowych źródeł
przychodów. Oferowane usługi będą związane z przygotowaniem, realizacją i nadzorem inwestycji w zakresie budowy podziemnych
magazynów energii i paliw płynnych, a następnie oferowania pojemności magazynowych.
Zgodnie z wstępną decyzją kierunkową PGNiG SA GSP będzie w 2022 r. kontynuowało prace przy projektach związanych z
magazynowaniem wodoru, biometanu, sprężonego powietrza i LPG. Na 2022 r. zaplanowane są prace w obszarze administracyjno-
prawnym i środowiskowym oraz przygotowanie do wykonania odpowiednich badań geologicznych w wybranej lokalizacji. W 2022 r.
będzie kontynuowana nowa usługa w ramach działalności nieregulowanej związana z obsługą instalacji osuszania gazu w
Mikanowie.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 58 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
4.3 Segment Dystrybucja
Podstawową działalność segmentu stanowi dostarczanie siecią dystrybucyjną gazu wysokometanowego i zaazotowanego, a także
niewielkich ilości gazu koksowniczego do klientów detalicznych i korporacyjnych. Ponadto, segment prowadzi prace związane z
rozbudową i modernizacją sieci gazowej oraz dokonuje przyłączeń nowych klientów. Dystrybucją gazu ziemnego zajmuje się Polska
Spółka Gazownictwa sp. z o.o. (PSG), która jako operator systemu dystrybucyjnego prowadzi działalność gospodarczą na terenie
wszystkich województw. Spółka ma dominujący udział w rynku, należy do niej większość sieci dystrybucyjnej oraz przyłączy
zlokalizowanych w Polsce.
Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 29 Wolumen dystrybucji gazów
mln m
3
w jednostkach naturalnych
2021
2020
2019
2018
2017
Razem wolumen dystrybucji gazów, w tym:
13 138
11 570
11 531
11 747
11 645
gaz wysokometanowy (E)
11 488
10 194
9 976
9 918
9 797
gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E)
1 150
1 061
1 048
971
989
Tabela 30 Długość sieci dystrybucyjnych
tys. km
2021
2020
2019
2018
2017
Długość sieci dystrybucyjnych
201
195,18
191
186
183
W całym 2021 r. zgazyfikowano 32 nowych nowe gminy, a stopień pokrycia geograficznego pod kątem liczby zgazyfikowanych gmin
na koniec roku wyniósł 68,51% (1 697 z 2 477).
Działalność w 2021 r.
PSG jako operator systemu dystrybucyjnego zobowiązana jest zapewnić wszystkim odbiorcom oraz przedsiębiorstwom zajmującym
się sprzedażą paliw gazowych, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług dystrybucji paliwa gazowego na
zasadach i w zakresie określonym w ustawie Prawo energetyczne oraz obowiązującym dla PSG Programie zapewnienia
niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu dystrybucyjnego (Programie zgodności). Świadczenie przez PSG usług
dystrybucji odbywa się na podstawie stosownych umów dystrybucyjnych. Na koniec 2021 r. PSG dostarczała paliwo gazowe do 7,4
mln odbiorców. W 2021 r. PSG zawarła łącznie 6 umów dystrybucyjnych oraz 2 Międzyoperatorskie Umowy Dystrybucyjne. W tym
samym okresie miało miejsce ok. 19 tys. zmian sprzedawcy.
Rysunek 6 Gminy, w których PSG świadczy usługę dystrybucji paliwa gazowego
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PSG.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 59 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
PSG realizuje działania, które w 2021 r. zaowocowały zawarciem ponad 119,3 tys. umów przyłączeniowych, których efektem będzie
budowa kolejnych 135,9 tys. przyłączy do sieci gazowej. W 2021 r. PSG planowała budowę ponad 67,9 tys. sztuk nowych przyłączy.
Do końca 2021 r. wydano prawie 260,0 tys. warunków przyłączeniowych (o 17% więcej niż w roku poprzednim) i wybudowano 119,2
tys. sztuk przyłączy o łącznej długości 1 133,7 km.
W 2021 r. PSG odebrała 31 stacji regazyfikacji LNG, a dodatkowo odkupiła od PGNiG S.A. 2 stacje regazyfikacji LNG w Ełku i
Olecku, które z dniem 01.12.2021 r. przeszły na własność PSG.
W 2021 r. PSG uzyskała 33 koncesje na skraplanie i regazyfikację LNG. Jednocześnie, w związku z nowelizacją ustawy Prawo
Energetyczne z dnia 20 maja 2021 r. udostępniono 6 stacji regazyfikacji LNG o zdolności regazyfikacyjnej do 200 m
3
/h, które zgodnie
z nowelizacją Prawa Energetycznego nie wymagają koncesji. Tym samym liczba koncesjonowanych i udostępnionych instalacji
regazyfikacji LNG na koniec roku wzrosła do 91.
Wolumen dystrybucji gazu z wykorzystaniem stacji regazyfikacji LNG (w tym stacji wspomagających system dystrybucyjny), w 2021
r. wyniósł 226,3 GWh (wzrost o około 43,5% r/r), a liczba PZD (pojedyncze zlecenie dystrybucji) na koniec grudnia 2021 r. wynosiła
22 490, co oznacza wzrost o około 3% r/r.
Wykres 11 Ilość gazu przesyłanego systemem dystrybucyjnym w latach 2017-2021 w mln m
3
Wykres 12 Długość sieci własnych z przyłączami oraz liczba odbiorców
* Odbiorca - każdy, kto otrzymuje lub pobiera paliwa gazowe na podstawie umowy ze sprzedawcą.
Istotnym zdarzeniem mającym wpływ na realizację obowiązków operatorskich było zawarcie przez PSG umów kompleksowych
zawierających postanowienia umowy sprzedaży rezerwowej ze sprzedawcą z urzędu oraz sprzedawcami rezerwowymi, w imieniu i
na rzecz odbiorców końcowych dla 3 931 punktów wyjścia, w związku z zaprzestaniem dostarczania paliw gazowych przez
sprzedawców paliw gazowych do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
Działalność PSG jest regulowana, poprzez koncesjonowanie działalności związanej z dystrybucją paliw gazowych oraz usługą
regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego, jak również poprzez zatwierdzanie przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki taryf dla
usług dystrybucji. W 2021 r. obowiązywały poniższe taryfy:
Taryfa Nr 8, w okresie od 3 kwietnia 2020 r. do 31 stycznia 2021 r., skutkująca wzrostem średniej stawki za usługę dystrybucji o
3,5% w stosunku do wcześniej obowiązującej;
Taryfa Nr 9, od 1 lutego do 31 grudnia 2021 r., skutkująca wzrostem średniej stawki za usługę dystrybucji o 3,6% w stosunku do
wcześniej obowiązującej.
Jednym z kluczowych elementów reżimu prawno-regulacyjnego, w którym funkcjonuje OSD (Operat Systemu Dystrybucji), jest
Program zgodności. Program zgodności jest dokumentem, który określa przedsięwzięcia, jakie powinien podjąć OSD, w celu
zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników i potencjalnych użytkowników systemu dystrybucyjnego. Obowiązek
posiadania tego dokumentu przez OSD wynika wprost z art. 9d ust. 4 ustawy Prawo energetycznego. Należy wskazać, że w 2021 r.
miała miejsce istotna zmiana obowiązującego dla PSG Programu zgodności zatwierdzona decyzją Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki będąca efektem nowych „Wytycznych do treści Programów zgodności” opublikowanych przez Prezesa Urzędu Regulacji
9 797
9 918
9 976
10 194
11 488
989
971
1 048
1 061
1 150
859
858
507
315
501
0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000
2017
2018
2019
2020
2021
Gaz wysokometanowy Gaz zaazotowany Gaz koksowniczy
183,0
186,2
190,6
195,2
200,7
7,0 7,0
7,1
7,3
7,4
6,7
6,8
6,9
7,0
7,1
7,2
7,3
7,4
170
175
180
185
190
195
200
205
2017 2018 2019 2020 2021
Długość sieci z przyłączami (lewa oś) Liczba odbiorców gazu (prawa oś)*
tys. km
mln
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 60 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Energetyki w lutym 2019 r. W efekcie przedmiotowej aktualizacji Programu zgodności zostały wzmocnione reguły unbundlingu w
poszczególnych obszarach funkcjonowania PSG, m.in.: w zakresie zarządzania infrastrukturą teleinformatyczną, obsługą klienta,
komunikacją, sponsoringiem a także w zakresie badań i rozwoju, outsourcingiem i centralizacją usług oraz zakupów.
Otoczenie konkurencyjne
Na polskim rynku dystrybucji gazu funkcjonuje 49 konkurencyjnych OSD, z czego:
17 podmiotów to podmioty, których podstawową działalnością jest pełnienie funkcji OSD;
32 podmioty nie pełnią funkcji OSD w ramach swojej podstawowej działalności.
Łącznie na terenie 295 gmin prowadzą działalność konkurencyjne OSD oraz podmioty związane z regazyfikacją skroplonego gazu
ziemnego (bez koncesji na dystrybucję gazu ziemnego), natomiast w obszarach 154 gmin funkcjonują zarówno PSG, jak i
konkurencyjni OSD.
Wykres 13 Liczba gmin, na terenie których funkcjonują firmy konkurencyjne
* UNIMOT System Sp. z o.o. oraz Blue LNG Sp. z o.o.
** Pozostali OSD, którzy funkcjonują na terenie dwóch i mniej gmin.
Do firm o największym oddziaływaniu na rynek dystrybucji w Polsce zalicza się podmioty, które posiadają (głównie niezależne od
PSG) punkty wejścia do własnych systemów dystrybucyjnych, w tym stacje regazyfikacji LNG i działają na obszarze ok. 42% gmin,
w których funkcjonuje konkurencja bezpośrednia PSG. Należą do nich m.in. Duon Dystrybucja, G.EN. GAZ Energia, Novatek Green
Energy i UNIMOT System. Pozostali konkurenci charakteryzują się lokalnym obszarem działania lub mniejszą dynamiką ekspansji.
Kluczowe projekty i inwestycje
Łączne poniesione nakłady inwestycyjne w segmencie Dystrybucji w 2021 r. wyniosły ok. 3,24 mld zł. PSG przeznaczyła ok. 2,18
mld zł na rozbudowę sieci i przyłączanie nowych odbiorców. Spółka przeznaczyła również ok. 0,84 mld zł na przebudowę i
modernizację sieci gazowej, z czego nieco ponad 0,30 mld zł na wymianę i legalizację gazomierzy oraz elementów układów
pomiarowych.
W 2021 r. w PSG realizowane były projekty wspierające realizację Strategii PSG na lata 2016-2022 w obszarze dystrybucji i
infrastruktury, mające na celu wdrożenie rozwiązań technologiczno-organizacyjnych w obszarze obsługi klienta, w obszarze
odczytów, zarządzania majątkiem sieciowym, rozliczania usług dystrybucyjnych i bezpieczeństwa.
PSG jako dystrybutor gazu podejmuje szereg działań wspierających walkę ze smogiem i zanieczyszczeniem powietrza. W 2021 r.
kontynuowano realizację szeregu inicjatyw proekologicznych we współpracy z samorządami. Należą do nich m.in.:
projekt „Nieczynne przyłącza”, którego celem było zaktywizowanie klientów posiadających nieczynne przyłącze gazowe,
zwłaszcza na terenach o dużym stopniu niskich emisji. Projekt realizowany był w latach 2019-2021 i został zamknięty w
listopadzie 2021 r.;
projekt o charakterze edukacyjno-promocyjnym „Przyłącz się, liczy się każdy oddech”, który ma uświadamiać zagrożenia dla
zdrowia związane z zanieczyszczeniem powietrza oraz promować paliwo gazowe jako ekologiczną alternatywę dla paliw stałych.
W 2021 r. PSG kontynuowała działania mające na celu pozyskiwanie dofinansowania w ramach perspektywy budżetowej Unii
Europejskiej na lata 2014-2020. W ramach działania 7.1. – Rozwój inteligentnych systemów magazynowania, przesyłu i dystrybucji
energii oś priorytetowa VII – Poprawa bezpieczeństwa energetycznego, PSG zawarła z Instytutem Nafty i Gazu - Państwowym
Instytutem Badawczym umowy o dofinansowanie na realizację projektów inwestycyjnych. Planowany całkowity koszt realizacji 10
projektów to ponad 675,2 mln zł brutto (przy kwocie dofinansowania ponad 257,4 mln zł). Łączna długość planowanych do
wybudowania lub zmodernizowania gazociągów dystrybucyjnych w ramach projektów wynosi ok. 489 km.
Jednocześnie w 2021 r. PSG kontynuowała zawartą z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju umowę o dofinansowanie na realizację
projektu badawczo-rozwojowego realizowanego w konsorcjum z Politechniką Świętokrzyską w Kielcach. Efektem realizacji będzie
nowa precyzyjna technologia oceny stanu technicznego gazociągów poprzez zastosowanie metody emisji akustycznej i badań
georadarowych. PSG stale analizuje możliwość pozyskania dofinansowania na nowe działania rozwojowe. Uczestniczy w pracach
62
51
42
23
13
12
11
8 8
6
5
3
51
G.EN. GAZ
Energia
EWE energia
sp. z o.o.
Duon
Dystrybucja Sp.
z o.o.
SIME Polska
Sp. z o.o.
Grupa Unimot*
Novatek Polska
Sp z o.o.
Cryogas M&T
Poland S.A.
Anco Sp. z o.o.
Barter S.A.
Avrio Media Sp.
z o.o.
Fenice Poland
Sp. z o.o.
ArcelorMittal
Poland S.A.
pozostałe firmy
konkurencyjne**
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 61 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
związanych z przygotowaniem do pozyskiwania dofinansowania i zabezpieczenia interesów branży gazowniczej w nowej
perspektywie UE na lata 2021-2027. W tym zakresie prowadzona jest współpraca z PGNiG oraz Izbą Gospodarczą Gazownictwa
oraz właściwymi ministerstwami.
W 2021 r. kontynuowane były działania związane z rozwojem obszaru B+R+I, prowadzące do wzrostu innowacyjności PSG.
PSG bierze aktywny udział w programach oraz przedsięwzięciach innowacyjnych. Do najważniejszych z nich w dziedzinie badań i
rozwoju realizowanych w 2021 r. zaliczyć należy m.in.:
działania na rzecz opracowania wymogów dla zatłaczania do sieci PSG palnych gazów domieszkowych, w tym wodoru;
realizację opisanego powyżej projektu z dofinansowaniem UE pn. „Innowacyjny system automatycznej identyfikacji i lokalizacji
defektów infrastruktury gazowej wykorzystujący zjawisko emisji akustycznej (SIildig AE);
pilotażowe wdrożenie i badanie alternatywnego systemu telemetrycznych odczytów danych z układów pomiarowych;
przeprowadzenie pilotażowego wdrożenia innowacyjnego systemu do detekcji nieszczelności sieci gazowej.
Kontynuowano działania w celu pozyskania innowacyjnych rozwiązań wspierających działalność podstawową PSG oraz wzrost
zaangażowania pracowników w oparciu o wdrożone uprzednio rozwiązania proceduralne takie jak np. „System Innowacyjności PSG”
czy w formule doktoratów wdrożeniowych takich jak uruchomiony w mijającym roku o tematyce dotyczącej jakości biometanu.
Badanie i Rozwój
PSG obserwuje nowe technologie ważne dla sektora energetycznego oraz wprowadzane przez Rząd zachęty wspierające rozwój
energetyki niskoemisyjnej, opartej na ekologicznych źródłach wytwarzania oraz infrastrukturze o wysokiej efektywności. Bierze udział
w pracach zespołów roboczych krajowych i międzynarodowych organizacji koncentrując się na nurtach tematycznych dotyczących
Infrastruktury Gazowej, Zrównoważonego Rozwoju i Wykorzystania Gazu Ziemnego. Planuje koncentrować wysiłki B+R+I na
przedsięwzięciach dotyczących zagadnień poszerzenia funkcjonalności sieci gazowej i przygotowania do dystrybucji gazów
„zdekarbonizowanych”, podnoszenia efektywności dystrybucji paliw gazowych czy bezpieczeństwa eksploatacji infrastruktury
gazowej i ciągłości dostaw paliw gazowych. PSG jest stroną porozumień o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu
oraz na rzecz rozwoju gospodarki wodorowej, w których B+R+I zaliczane są do celów oraz działań o znaczeniu strategicznym w
horyzoncie do 2030 r.
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
W perspektywie krótkoterminowej PSG podejmuje działania, które poprzez budowę sieci gazowej i przyłączanie odbiorców
końcowych (przede wszystkim w ramach „zagęszczania sieci”, czyli przyłączenia do istniejącej sieci gazowej) wpisuje się w działania
„walki ze smogiem”. Równolegle PSG bierze udział w kampanii pt. „Przyłącz się, bo liczy się każdy oddech”.
W ujęciu średnioterminowym PSG podejmuje działania związane z przebudową, modernizacją i budową nowej sieci gazowej celem
zachowania bezpieczeństwa i ciągłości dostaw paliwa gazowego oraz długoterminowej przepustowości dla możliwości przyłączeń
nowych odbiorców przemysłowych, w tym w szczególności ciepłownictwa zawodowego poniżej 50 MW. Wiąże się to z ustaleniami
wynikającymi z Dyrektywy MCP, która zaostrza normy emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów
energetycznego spalania. Ustalenia te wskazują, że istniejące instalacje o mocy większej niż 5 MW mają na dostosowanie do nowych
standardów emisyjnych czas do 2025 r., a te o mocy do 5 MW do 2030 r. Przejście na paliwo gazowe, poprzez przyłączenie do sieci
gazowej, stanowi dla tych obiektów możliwość obniżenia emisji szkodliwych substancji.
Dostrzegany jest potencjał biznesowy związany z rozwojem rynku nowych produktów gazowych ze źródeł odnawialnych i docelową
wielkością transportowanych wolumenów tych gazów, które mogą kompensować (w stopniu zależnym od czynników ekonomicznych
i regulacyjnych), zmniejszające się znaczenie energetyczne gazu ziemnego w gospodarce „Zielonego Ładu”. Dlatego PSG prowadzi
w formule projektowej wieloaspektowe analizy w zakresie przygotowania infrastruktury gazowej do dystrybucji gazów odnawialnych.
W minionym roku PSG aktywnie uczestniczyła w inicjatywach koordynowanych przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska dotyczących
rynków gazów odnawialnych i ziemnego oraz wodoru, a w 2022 r. będzie prowadzić działania wynikające z zawartego:
w dniu 23.11.2021 r. Porozumienia o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu;
w dniu 14.10.2021 r. Porozumienia sektorowego na rzecz rozwoju gospodarki wodorowej.
Doceniając szansę na wniesienie wkładu w realizację celów strategicznych nakreślonych w ww. Porozumieniach PSG aktywnie
zaangażuje się w prowadzone działania przewidziane dla przedstawicieli przedsiębiorców/podmiotów.
PSG w dalszym ciągu będzie wydawać Warunki przyłączenia lub Oświadczenia o możliwości przyłączenia instalacji do wytwarzania
biometanu zgodnie z opracowanymi standardami. Wprowadzenie w II połowie 2022 r. zaplanowanych przez Rząd rozwiązań
prawnych regulujących rynek biogazu i biometanu oraz uwarunkowania powstające w otoczeniu PSG dotykające aspektów
biznesowych, technicznych oraz społecznych, wynikających z realizacji polityki energetycznej Polski znajdować będą
odzwierciedlenie w aktualizacjach rozwiązań procesowych oraz związanych z nimi dokumentów. Opracowywane rozwiązania będą
komunikowane na bieżąco do wszystkich pracowników jednostek organizacyjnych PSG biorących udział w procesie przyłączenia
biometanowni do dystrybucyjnej sieci gazowej PSG.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 62 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Mając na uwadze długofalową politykę Unii Europejskiej, tzw. Europejski Zielony Ład, zakładającą osiągnięcie neutralności
klimatycznej do 2050 r. oraz priorytet w wytwarzaniu energii z Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) PSG prowadzić będzie w formule
projektowej dalsze analizy zagadnień dotyczących poszerzenia funkcjonalności infrastruktury gazowej o zdolność do transportu gazu
ziemnego z domieszką innych gazów, przede wszystkim gazów ze źródeł OZE tj. biometanu, wodoru oraz syntetycznego gazu
ziemnego, zarówno pod kątem technologicznym, jak i regulacyjnym. Aby uzyskać zdolność organizacyjną i techniczną do efektywnej
ekonomicznie dystrybucji tych gazów trzeba przeanalizować szereg zagadnień o charakterze strategicznym, polityki energetycznej,
ekonomicznym, społecznym, środowiskowym, technicznym oraz prawno – organizacyjnym i biznesowym. Kontynuowana będzie
także współpraca i wymiana doświadczeń z podmiotami zagranicznymi i krajowymi realizującymi działania w zakresie Power to Gas
i przygotowaniem/eksploatacją sieci gazowych do transportu gazu ziemnego z domieszką wodoru lub realizacją transportu 100%
wodoru. W obszarze B+R analizy koncentrować się będą na możliwych do uruchomienia przedsięwzięciach dotyczących zagadnień
poszerzenia funkcjonalności sieci gazowej i przygotowania do dystrybucji gazów „zdekarbonizowanych”, podnoszenia efektywności
dystrybucji paliw gazowych czy bezpieczeństwa eksploatacji infrastruktury gazowej i ciągłości dostaw paliw gazowych.
Ponadto, PSG angażuje się we współpracę z GK PGNiG i podmiotami z sektora paliwowego, celem wypracowania modelu
biznesowego, który z uwzględnieniem warunków rynkowych i polityki państwa, pozwoli na rozwój infrastruktury paliw alternatywnych
i stworzy warunki dające możliwość zaoferowania użytkownikom pojazdów odpowiedniej oferty tankowania sprężonym gazem CNG.
Aktualnie w końcowej fazie realizacji są wszystkie zadania inwestycyjne na rzecz rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych
przewidziane w ramach „Programu budowy stacji gazu ziemnego oraz przedsięwzięć w sprawie modernizacji, rozbudowy albo
budowy sieci niezbędnych do przyłączenia tych stacji w latach 2019-2022”. W trakcie realizacji są 23 stacje tankowania CNG, w tym
2 stacje LCNG. Do końca 2021 r. dokonano 20 odbiorów technicznych stacji CNG, w tym 2 stacji LCNG. Obecnie inwestycje te
zgłaszane są przez wykonawców do Nadzoru Budowlanego w celu pozyskania decyzji administracyjnej o użytkowaniu. Opracowano
szczegółowe zasady Odbiorów Końcowych inwestycji wraz z testami funkcjonalnymi parametrów technicznych stacji.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 63 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
4.4 Segment Wytwarzanie
Podstawową działalnością segmentu jest wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, dystrybucja ciepła oraz realizacja dużych
przedsięwzięć elektroenergetycznych, ukierunkowanych głównie na wykorzystanie gazu ziemnego jako paliwa. Centrum
kompetencyjnym GK PGNiG w tym zakresie jest Grupa Kapitałowa PGNiG TERMIKA (dalej: Grupa PGNiG TERMIKA), do której
należą: PGNiG TERMIKA (wraz ze spółkami zależnymi), PGNiG TERMIKA EP (wraz ze spółkami zależnymi).
Kluczowe wskaźniki operacyjne
Tabela 31 Wolumeny sprzedaży regulowanej ciepła z produkcji poza GK PGNiG w segmencie Wytwarzanie
TJ
2021
2020
2019
2018
2017
Razem wolumen sprzedaży ciepła z produkcji
41 174
38 940
39 263
40 659
42 611
w PGNiG TERMIKA*
38 395
36 495
36 880
38 290
40 037
w PGNiG TERMIKA EP
2 779
2 445
2 383
2 369
2 574
Tabela 32 Wolumeny sprzedaży energii elektrycznej z produkcji łącznie w segmencie Wytwarzanie
GWh
2021
2020
2019
2018
2017
Razem wolumen sprzedaży energii elektrycznej z
produkcji
3 480
3 638
3 948
3 974
3 882
w PGNiG TERMIKA*
2 992
3 202
3 493
3 535
3 593
w PGNiG TERMIKA EP
488
436
455
439
289
* Dane bez uwzględnienia sprzedaży ciepła i energii elektrycznej z rozruchu nowych jednostek wytwórczych w EC Żerań (Kotłowni gazowej i Bloku Gazowo-Parowego) –
okres poprzedzający uzyskanie właściwych koncesji.
Tabela 33 Moce osiągalne wg koncesji, zakładu produkcyjnego i oddziału
Jednostka wytwórcza
Ciepło [MW]
Energia
Elektryczna [MW]
Energia Chłodnicza
[MW]
Zdolności
wytwórcze w
sprężonym
powietrzu
[tys.m3/h]
PGNiG TERMIKA
5 177
1 567
-
-
EC Siekierki
2 068
650
-
-
EC Żerań*
2 131
908
-
-
EC Pruszków
164
9
-
-
C Kawęczyn
465
-
-
-
C Wola
349
-
-
-
PGNiG TERMIKA EP
773
185
17
240
Oddział Zofiówka
279
113
-
117
Oddział Zofiówka lokalizacja Borynia
4
2
-
-
Oddział Moszczenica
121
39
-
-
Oddział Pniówek
72
14
17
123
Oddział Suszec lokalizacja Suszec
38
11
-
-
Oddział Suszec lokalizacja Częstochowa
3
3
-
-
Oddział Wodzisław
55
2
-
-
Oddział Wodzisław lokalizacja Niewiadom
3
2
-
-
Oddział Racibórz lokalizacja Racibórz
87
-
-
-
Oddział Racibórz lokalizacja Kuźnia Raciborska
4
-
-
-
Oddział Żory
88
-
-
-
Oddział Żory lokalizacja Czerwionka-Leszczyny
15
-
-
-
Biuro Dystrybucji
4
-
-
-
* W EC Żerań likwidacja 4 kotłów wodnych węglowych WP120 (9, 10, 11, 12) w związku z dostosowaniem zakładu do nowych wymagań emisyjnych, do koncesji
wprowadzono trzy kotły gazowe wodne o mocy 130 MW każdy oraz blok gazowo-parowy - obowiązuje koncesja zatwierdzona decyzją z 09.12.2021 r.).
Działalność w 2021 r.
PGNiG TERMIKA S.A. jest centrum kompetencyjnym GK PGNiG w dziedzinach wytwarzania ciepła i energii elektrycznej oraz
realizacji projektów z zakresu elektroenergetyki i ciepłownictwa. Podstawową działalnością PGNiG TERMIKA jest wytwarzanie ciepła
i energii elektrycznej w źródłach kogeneracyjnych.
Głównymi źródłami przychodów spółki są sprzedaż ciepła, energii elektrycznej i usług systemowych. Spółka zaspokaja większość –
rzędu 80% potrzeb cieplnych rynku warszawskiego i niemal całe zapotrzebowanie na ciepło przez miejską sieć ciepłowniczą. PGNiG
TERMIKA jest także wytwórcą i dostawcą ciepła oraz jednocześnie właścicielem źródła i sieci cieplnej na terenie m. Pruszkowa, m.
Piastowa i gm. Michałowice.
Spółka jest jednym z największych w Polsce wytwórców energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnej kogeneracji.
Podstawową działalnością PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A. jest wytwarzanie, dystrybucja i obrót ciepłem, a także
dystrybucja energii elektrycznej, sprężonego powietrza oraz chłodu. PGNiG TERMIKA EP jest centrum kompetencyjnym GK PGNiG
TERMIKA w zakresie energetyki przemysłowej oraz eksploatacji metanu z odmetanowania kopalń węgla kamiennego. Struktura
spółki PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa obejmuje instalacje wytwórcze o łącznej mocy osiągalnej ok. 773 MWt i 185 MWe
oraz ok. 318 km sieci ciepłowniczych. Spółka prowadzi działalność na terenie gmin: Jastrzębie-Zdrój, Czerwionka-Leszczyny,
Knurów, Racibórz, Kuźnia Raciborska, Pawłowice, Rybnik, Wodzisław-Śląski, Żory oraz Częstochowa i sprzedaje swoje produkty
głównie na potrzeby spółdzielni mieszkaniowych, wspólnot, ZGM oraz kopalń.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 64 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
W 2021 r. do najważniejszych inwestycji należały: realizacja kontraktu na budowę bloku gazowo-parowego oraz kotłowni szczytowej
w Ec Żerań (oddane do eksploatacji w grudniu 2021 r.), program inwestycyjny dotyczący modernizacji Ec Pruszków (faza realizacji)
oraz program modernizacji Ciepłowni Kawęczyn (etap rozstrzygnięć postępowań przetargowych). Kontynuowane są prace przy
projekcie budowy jednostki wielopaliwowej w Ec Siekierki. W 2021 r. zrewidowano projekt pod kątem miksu paliwowego i
zdecydowano o całkowitym odejściu od spalania węgla. W lutym 2021 r. zostało wszczęte postępowanie w sprawie wydania
warunków zabudowy. Wykonano i zatwierdzono dokumentację geologiczno-inżynierską oraz finalizowane są prace w zakresie
projektu budowlanego. W ramach przyszłych inwestycji w Ec Siekierki w 2021 r. wykonano studium wykonalności modernizacji
elektrociepłowni w zakresie: budowy bloku gazowo-parowego (BGP) o mocy elektrycznej od 300 do 550 MWe, kotłowni gazowej
(KG) o mocy od 520 do 650 MWt, akumulatora ciepła o pojemności od 30 000 do 60 000 m
3
oraz kotłów elektrodowych.
W 2021 r. PGNiG TERMIKA dostarczała ciepło do dwóch sieci miejskich: w Warszawie, będącej własnością Veolia Energia
Warszawa S.A. oraz własnej, położonej na terenie Pruszkowa, Piastowa i Michałowic. Wyprodukowane w Warszawie ciepło w 2021
r. odpowiadało wymaganiom zawartym w uzgodnieniu rocznym z Veolia Energia Warszawa S.A. w ramach „Wieloletniej umowy
sprzedaży ciepła z obiektów wytwórczych PGNiG TERMIKA SA” z okresem obowiązywania do dnia 31 sierpnia 2028 r. Siecią Veolia
Energia Warszawa S.A. dostarczano również ciepło do własnych odbiorców końcowych (przyłączonych do własnych lokalnych sieci
PGNiG TERMIKA oraz przyłączonych do sieci Veolia Energia Warszawa S.A.), zasilanych w ramach zawartej z umowy przesyłowej
i rozliczanych wg osobnej grupy taryfowej (OKW) PGNiG TERMIKA.
W skład Grupy PGNiG TERMIKA wchodzi spółka PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o., której podstawową działalnością
jest wytwarzanie ciepła. Zawiązana w dniu 4 grudnia 2020 r. spółka zasila sieć ciepłowniczą należącą do Miejskiego Przedsiębiorstwa
Energetyki Cieplnej w Przemyślu. W dniu 21 kwietnia 2021 r. PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl i Miejskiego Przedsiębiorstwa
Energetyki Cieplnej w Przemyślu podpisały Wieloletnią Umowę Dzierżawy Ciepłowni Zasanie w Przemyślu, na podstawie której
spółka przejęła do eksploatacji ww. ciepłownię w dniu 1 września 2021 r., rozpoczynając tym samym działalność operacyjną.
Koncesje (taryfy)
PGNiG TERMIKA posiada koncesje: na wytwarzanie energii elektrycznej, na wytwarzanie ciepła, na przesył ciepła, na obrót energią
elektryczną. W pierwszych 3 kwartałach 2021 r. obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG
TERMIKA, tj. EC Żerań, EC Siekierki, EC Pruszków, C Wola i C Kawęczyn oraz przesyłu i dystrybucji ciepła sieciami ciepłowniczymi
w rejonie Pruszkowa (zasilana z własnego źródła ciepła EC Pruszków) oraz w rejonach: Annopol, Chełmżyńska, Jana Kazimierza,
Marsa Park oraz Marynarska zatwierdzona decyzją Prezesa URE 13 sierpnia 2020 r.
Od 1 czerwca 2021 r. obowiązywały nowe stawki ciepła w zakresie wytwarzania – na mocy przeprowadzonej procedury korekty taryfy
i uzyskania decyzji Prezesa URE w dniu 10 maja 2021 r. W dniu 10 września 2021 r. Prezes URE wydał decyzję zatwierdzającą
taryfę dla ciepła spółki na sezon 2021/2022 w zakresie wytwarzania oraz przesyłu i dystrybucji. Nowe stawki wynikające z ww. decyzji
wprowadzono do stosowania od dnia 1 października 2021 r.
W związku z przekazaniem do eksploatacji nowej jednostki kogeneracyjnej w EC Żerań, wystąpiono z wnioskiem o zmianę taryfy dla
ciepła, uwzględniającym blok gazowo-parowy w układzie urządzeń wytwórczych EC Żerań. Decyzja zatwierdzająca została wydana
przez Prezesa URE w dniu 17 grudnia 2021 r., a skorygowane w niej stawki za ciepło wprowadzono do stosowania od 1 stycznia
2022 r. Taryfy wprowadzone i obowiązujące w 2021 r.:
od 1 września 2020 r. do 30 września 2021 r. - skutkująca wzrostem średnich cen o 3,21%;
od 1 czerwca 2021 r. do 30 września 2021 r. - korekta taryfy skutkująca wzrostem średnich cen na wytwarzaniu o 9,03 %;
od 1 października 2021 r. do 30 września 2022 r. – skutkująca wzrostem średnich cen o 0,12%;
od 1 stycznia 2022 do 30 września 2022 r. – korekta taryfy skutkująca wzrostem średnich cen na wytwarzaniu o 15,54%.
PGNiG TERMIKA EP posiada koncesje: na wytwarzanie energii elektrycznej, na wytwarzanie ciepła, na przesyłanie i dystrybucję
ciepła, obrót ciepłem, obrót energią elektryczną oraz dystrybucję energii elektrycznej.
W roku 2021, dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA EP, obowiązywały następujące taryfy:
od 1 stycznia 2021 r. do 31 lipca 2021 r. – taryfa dla ciepła zatwierdzona decyzją prezesa URE w dniu 9 czerwca 2020 roku;
od 1 sierpnia 2021 r. do 30 listopada 2021 r. – taryfa dla ciepła zatwierdzona decyzją prezesa URE w dniu 14 lipca 2021 roku;
od 1 grudnia 2021 r. do 31 grudnia 2021 r. – zmiana taryfy dla ciepła dla dwóch źródeł wytwórczych zatwierdzona decyzja prezesa
URE w dniu 8 listopada 2021 r.
Zatwierdzony średni wskaźnik wzrostu cen ciepła ukształtował się na poziomie 8,49% (dla wytwarzania ciepła wskaźnik ten wyniósł
9,92%, natomiast dla przesyłu ciepła 5,34%).
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 65 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Podsumowanie aukcji Rynku Mocy na lata 2021-2026
W 2021 r. odbyła się kolejna aukcja główna rynku mocy, która dotyczyła dostaw na 2026 r. oraz w 2021 r. aukcja dodatkowa na
dostawy kwartalne 2022 r. W wyniku trzech aukcji głównych zorganizowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. w 2018
r., 2019 r., 2020 r. oraz aukcji dodatkowych w 2020 r. i 2021 r. PGNiG TERMIKA i PGNiG TERMIKA EP zawarły następujące umowy:
blok gazowo-parowy EC Żerań 2: 17-letnia umowa na dostawy w latach 2021-2037, moc netto 433,3 MW;
blok nr 7 oraz nr 8 EC Siekierki: roczne umowy na dostawy w latach 2021-2024, łączna moc netto 140 MW;
blok nr 9 oraz nr 10 EC Siekierki roczną umowę, ograniczoną z uwagi na wymogi emisyjne, na dostawę od 1 stycznia 2025 do
30 czerwca 2025, łączna moc netto 140 MW;
blok nr 7 oraz nr 8 EC Siekierki: umowy na dostawy w pierwszym i czwartym kwartale 2021 r. oraz 2022 r., łączna moc netto 43
MW.
Jednostki PGNiG TERMIKA przekazane do dysponowania przez PGNiG:
EC Żerań 1: umowy w pierwszym i czwartym kwartale 2021 r. oraz 2022 r., moc netto 140 MW;
blok nr 9 oraz nr 10 EC Siekierki: umowy w pierwszym kwartale 2021 r., łączna moc netto 171 MW;
blok nr 9 EC Siekierki: umowy w pierwszym kwartale 2022 r., łączna moc netto 86 MW.
Jednostki PGNiG TERMIKA EP:
blok EC Moszczenica: roczne umowy na dostawy na 2022 r., moc netto 7 MW oraz w 2023 r. 6,4 MW;
blok EC Wodzisław – Częstochowa roczne umowy na dostawy w latach 2022-2023, moc netto 1,2 MW;
blok EC Moszczenica – Wodzisław roczne umowy na dostawy w 2024 r., moc netto 8 MW oraz w latach 2025-2026, moc netto
8,2 MW
blok CFB (Kogeneracyjny blok fluidalny) w EC Zofiówka umowy kwartalne na 2022 r., moc netto 65 MW oraz roczna umowa na
dostawy w 2024 r., moc netto 65,1 MW i półroczna umowa na dostawy w 2025 r, moc netto 65,7 MW.
Dodatkowo, w 2018 r. Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. (projekt budowy bloku gazowo-parowego realizowany przez PGNiG
TERMIKA oraz TAURON Polska Energia S.A.) zawarła 7 letnią umowę na dostawy w latach 2021-2027 (moc netto 386 MW).
Otoczenie konkurencyjne
Ciepło
PGNiG TERMIKA w obszarze produkcji ciepła usytuowana jest na rynkach ograniczonych zasięgiem dwóch niepołączonych ze sobą
miejskich sieci ciepłowniczych: na terenie Warszawy oraz na terenie Pruszkowa, Piastowa i Michałowic. Udział w produkcji ciepła w
Warszawie oraz Pruszkowie sytuuje PGNiG TERMIKA w roli naturalnego monopolisty. Istotnym obszarem konkurencji jest sprzedaż
ciepła do klientów końcowych, gdzie prowadzona jest działalność w oparciu o zasady TPA (tzw. dostępu stron trzecich).
Energia elektryczna
PGNiG TERMIKA w zakresie sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej działa niemal wyłącznie na rynku hurtowym (sprzedaż
klientom końcowym ma znaczenie marginalne). W 2020 r., podobnie jak w latach poprzednich, głównymi podmiotami działającymi
na rynku hurtowym były trzy grupy kapitałowe PGE Polska Grupa Energetyczna S.A., TAURON Polska Energia S.A., ENEA S.A.,
dysponujące łącznie ok. 67% zainstalowanej mocy wytwórczej i generujące ok. 70% ogólnej ilości produkcji w kraju. Największy
udział w wytwarzaniu energii elektrycznej posiada grupa kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Wymienione podmioty, z
uwagi na ich udział w rynku hurtowym niewątpliwie mają przeważający wpływ na tworzenie się cen energii w kontraktach
terminowych.
Kluczowe projekty i inwestycje
Nakłady inwestycyjne w segmencie Wytwarzanie w 2021 r. wyniosły ok. 2 135 mln zł (w tym z tytułu CO
2
– w PGNiG TERMIKA i
PGNiG TERMIKA EP – ok. 582 mln zł) i zostały poniesione na modernizacje i budowę jednostek wytwórczych.
Elektrociepłownia Żerań (Ec Żerań)
Jednym z kluczowych projektów inwestycyjnych realizowanych w 2021 r. była budowa bloku gazowo-parowego o mocy elektrycznej
ok. 500 MW w EC Żerań (BGP Żerań). Efektem I etapu prac rozruchowych było pierwsze rozpalenie turbiny gazowej w dniu 17
czerwca 2021 r., pierwsza synchronizacja turbozespołu gazowego z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym w dniu 28 czerwca
2021 r. oraz pierwsza generacja energii elektrycznej.
Ponadto, 29 kwietnia 2021 r. podpisano przed mediatorem ugodę dotyczącą roszczeń wykonawcy (konsorcjum w składzie Mitsubishi
Hitachi Power Systems Europe GmbH, Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd., Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Ltd. i
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 66 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Polimex-Mostostal S.A.) w związku z pandemią COVID-19. Zgodnie z ugodą zmianie uległa data przekazania BGP Żerań do
eksploatacji tj., na 30 września 2021 r. W IV kwartale 2021 r. przeprowadzono ruch próbny oraz próby odbiorowe zgodne Instrukcją
Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP). W dniu 6 grudnia 2021 r. BGP Żerań został przekazany do eksploatacji. Natomiast
9 grudnia 2021 r. uzyskano koncesję na wytwarzanie energii. Całkowite wydatki inwestycyjne na BGP Żerań wyniosły ok. 1,5 mld zł.
Kotłownia szczytowa (Ec Żerań)
W ramach projektu budowy kotłowni szczytowej w Ec Żerań w 2021 r. realizowano budowę kotłowni szczytowej podpisanego z
konsorcjum (w składzie Przedsiębiorstwo Budowy Kopalń PeBeKa SA, Varia TECh sp. z o.o. i Ekolog sp. z o.o.) oraz na budowę
stacji redukcyjno-pomiarowej gazu dla kotłowni szczytowej realizowanego przez spółkę PGNiG Technologie S.A. W ramach realizacji
umów wykonano kompletną kotłownię składającą się z 3 kotów o mocy 130 MWt każdy, stację rozładunku i magazynowania wody
amoniakalnej dla instalacji odazotowania spalin, komin trójprzewodowy, pylon komunikacyjny oraz kompletną stację redukcyjno-
pomiarową wraz ze wszystkimi niezbędnymi instalacjami. W dniu 3 grudnia 2021 r. przekazano do eksploatacji zmodernizowane
kotły K15 oraz K16. Były to ostatnie instalacje do przekazania w ramach inwestycji budowy kotłowni szczytowej.
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. (ECSW)
ECSW to blok gazowo-parowy przyjęty do eksploatacji we wrześniu 2020 r., w którego skład wchodzą dwa turbozespoły o łącznej
mocy zainstalowanej ok. 460 MW, w tym jedna turbina gazowa z kotłem odzyskowym, o mocy zainstalowanej ok. 300 MW oraz jedna
turbina parowa upustowo – kondensacyjna o mocy zainstalowanej 160 MW. Moc cieplna bloku wynosi 240 MW. Moc osiągalna
jednostki w kogeneracji wynosi 431 MW. Rezerwowe źródło ciepła, w skład którego wchodzą cztery kotły wodne o łącznej
zainstalowanej mocy cieplnej ok. 125 MW oraz jeden kocioł parowy o zainstalowanej mocy cieplnej ok. 10 MW, opalane gazem
ziemnym, zostało przyjęte do eksploatacji w listopadzie 2020 r.
W 2021 r. ESCW prowadziła działalność operacyjną polegającą na wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej. W dniu 14 stycznia
2021 r. spółka otrzymała zatwierdzoną przez Prezesa URE taryfę na ciepło, a w dniu 9 lutego 2021 r. koncesję na obrót energią
elektryczną. Wcześniej w 2020 r. ECSW otrzymała koncesję na wytwarzanie ciepła i koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej.
W dniu 31 grudnia 2021 r. ECSW oraz Abener Energia S.A. (pierwotny Generalny Wykonawca budowy bloku gazowo – parowego)
zawarły ugodę pozasądową celem określenia zasad na jakich dokonają wzajemnych rozliczeń wynikających z wszelkich sporów
sądowych i arbitrażowych toczących się pomiędzy Stronami, wynikających z kontraktu zawartego w kwietniu 2012 r. na budowę
bloku gazowo-parowego.
Elektrownia w Ostrołęce
W dniu 24 lutego 2021 r. PGNiG, Energa S.A. oraz Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A strony umowy złożyły wniosek do Urzędu
Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK) w sprawie utworzenia wspólnego przedsiębiorcy, CCGT Ostrołęka Sp. z o.o.
powołanego dla realizacji projektu budowy bloku energetycznego z zastosowaniem technologii zasilania paliwem gazowym.
Natomiast decyzję Prezesa UOKiK w sprawie wyrażenia zgody na dokonanie koncentracji otrzymano 14 kwietnia 2021 r.
W dniu 29 listopada 2021 r. zawarły aneks do umowy inwestycyjnej dotyczącej kierunkowych zasad współpracy przy budowie bloku
energetycznego zasilanego paliwem gazowym w Elektrowni Ostrołęka „C” z dnia 22 grudnia 2020 r.
W efekcie zawarcia aneksu, strony umowy potwierdziły gotowość do kontynuowania współpracy przy projekcie budowy Elektrowni
Ostrołęka „C” (Projekt Gazowy) identyfikując jednakże konieczność dostosowania zasad współpracy do warunków, w jakich Projekt
Gazowy ma być realizowany. Strony będą dążyć do uzgodnienia, aby docelowa forma zaangażowania PGNiG w realizację Projektu
Gazowego przyjęła postać udziału finansowego Spółki. Wysokość i sposób wniesienia finansowania przez PGNiG powinny zostać
określone w kolejnej umowie, która zostanie zawarta do końca 2022 r.
Elektrociepłownia Pruszków
W ramach projektu modernizacji Ec Pruszków zakończono prace przy realizacji zadań inwestycyjnych mających na celu przebudowę
istniejącej infrastruktury nawęglania oraz dwóch kotłów wodnych wraz z budową instalacji ochrony środowiska. Następnie podpisano
umowę przyłączeniową gazu, uzyskano warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej oraz podpisano umowę przyłączeniową
do sieci. Aktualnie oczekuje się na uprawomocnienie uzyskano decyzję środowiskową.
Dodatkowo, otrzymano oferty w postępowaniach przetargowych na budowę nowej kotłowni węglowej. Jednak podjęto decyzję o
rezygnacji z budowy nowej kotłowni węglowej i przystąpieniu do prac związanych z budową (w miejsce tego źródła) nowej kotłowni
biomasowej i silnika kogeneracyjnego. Trwają prace koncepcyjne związane z przygotowaniem tego zadania do realizacji.
Odnawialne źródła energii
W ramach budowy własnych źródeł OZE spółka kontynuuje projekt budowy instalacji fotowoltaicznej w C Kawęczyn. Instalacja będzie
mieć moc ok. 1 MWe. Jej oddanie do użytkowania planowane jest w trzecim kwartale 2022 r.
Inwestycje PGNiG TERMIKA EP
Do najważniejszych inwestycji prowadzonych w PGNiG TERMIKA EP w 2021 r. należą m.in:
inwestycja związana z zaopatrzeniem miasta Rybnik w ciepło z własnych źródeł wytwórczych;
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 67 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
rozbudowa i modernizacja sieci ciepłowniczych na terenie miasta Jastrzębie-Zdrój, dotowanych ze środków pomocowych;
budowa silnikowych agregatów prądotwórczych opalanych gazem z odmetanowania kopalń w Zakładzie Zofiówka, dotowana ze
środków pomocowych;
wymiana wyeksploatowanych silnikowych agregatów prądotwórczych opalanych gazem z odmetanowania kopalń w Zakładzie
Pniówek, zasilających w ciepło chłodziarki absorpcyjne instalacji klimatyzacji wyrobisk KWK Pniówek, dotowana ze środków
pomocowych;
dostosowanie instalacji ciepłowni w Zakładzie Żory i w Zakładzie Racibórz do wymagań dyrektywy MCP (ang. Medium
Combustion Plants) dotyczącej ograniczenia emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza dla średnich obiektów
energetycznego spalania (Medium Combustion Plants).
połączenie systemów ciepłowniczych Zakładów Jastrzębie-Zdrój i Pniówek.
Opis wyników zaangażowania kapitałowego w Polską Grupę Górniczą S.A.(PGG)
PGNiG TERMIKA jest właścicielem akcji PGG, stanowiących 20,43% kapitału zakładowego. Łączna inwestycja PGNiG TERMIKA w
akcje PGG wyniosła 800 mln zł. Aktualna wartość bilansowa posiadanych akcji z uwzględnieniem utworzonych odpisów
aktualizacyjnych wynosi 0 zł. W dniu 28 maja 2021 r. pomiędzy rządem a stroną społeczną została podpisana umowa społeczna,
dotycząca transformacji sektora górnictwa węgla kamiennego oraz wybranych procesów transformacji województwa śląskiego.
Strona rządowa zobowiązała się niezwłocznie wystąpić z wnioskiem notyfikacyjnym do Komisji Europejskiej o ocenę zaproponowanej
w Umowie społecznej pomocy publicznej dla jednostek produkcyjnych spółek górnictwa węgla kamiennego i wyrażenie zgody na
planowane mechanizmy wsparcia publicznego (pomoc na koszty nadzwyczajne i dopłaty do redukcji zdolności produkcyjnych),
których celem będzie zapewnienie stabilności funkcjonowania górnictwa węgla kamiennego do momentu jego zamknięcia. Umowa
społeczna ustala również terminy zakończenia eksploatacji węgla kamiennego w poszczególnych kopalniach w perspektywie do
końca 2049 r., a także określa gwarancje zatrudnienia oraz pakiet świadczeń socjalnych dla pracowników likwidowanych jednostek
produkcyjnych objętych systemem wsparcia.
W 2021 r. rozpoczął się proces sprzedaży akcji PGG przez wszystkich akcjonariuszy na rzecz Skarbu Państwa – w związku z
realizacją Umowy społecznej, Skarb Państwa zamierza nabyć akcje PGG od wszystkich akcjonariuszy. W celu notyfikacji pomocy
publicznej Komisja Europejska wymaga, aby Skarb Państwa stał się bezpośrednim właścicielem całego górnictwa węgla
kamiennego, które będzie objęte pomocą publiczną.
Badania i rozwój
W 2021 r. spółka kontynuowała działalność w obszarze badań, rozwoju i innowacji realizując m.in.:
projekt pn. „Elektroredukcja CO
2
do metanu – wytwarzanie syntetycznego paliwa z CO
2
”, którego celem jest opracowanie,
konstrukcja i przetestowanie instalacji elektroredukcji dwutlenku węgla do metanu w skali laboratoryjno-pilotażowej i ocena
możliwości zastosowania opracowanej technologii w procesie ograniczenia emisji CO
2
, poprzez jego konwersję do
syntetycznego paliwa – metanu, z ewentualną możliwością jego magazynowania. Projekt jest realizowany we współpracy z
Politechniką Wrocławską.
projekt pn. „Opracowanie metody dokładnego wyznaczania żywotności katalizatorów deNOx oraz budowa narzędzia
predykcyjnego reaktorów SCR”. Produktem projektu będzie narzędzie informatyczne, dedykowane katalitycznej redukcji emisji
tlenków azotu ze spalin kotłów węglowych i uczenie maszynowe, służące do oceny żywotności katalizatorów deNOx w czasie
rzeczywistym, w zależności od historii oraz aktualnych warunków ich eksploatacji. Celem projektu jest obniżenie kosztów
eksploatacyjnych poprzez optymalizację gospodarki remontowej oraz wydłużenie czasu eksploatacji warstw katalitycznych SCR.
Projekt jest realizowany we współpracy z Instytutem Energetyki - Instytutem Badawczym w Warszawie.
Ponadto w 2021 r. Spółka zrealizowała we współpracy z PGNiG dwa projekty pilotażowe polegające na przetestowaniu
innowacyjnych przedsięwzięć – start-upów:
pilotaż zrealizowany przez ReliaSol w obszarze predykcji potencjalnej awarii wybranych urządzeń w celu zabezpieczenia działań
w kierunku utrzymania ruchu. Startup zrealizowano na przykładzie kotła gazowego o mocy 130 MWt w Elektrociepłowni Żerań.
Celem pilotażu było m.in. wykonanie modeli predykcyjno-analitycznych kotła, modelu wykrywania stanów awaryjnych i
weryfikacja skuteczności działania modeli na bazie danych historycznych oraz finalnie wdrożenie modeli do systemu ReliaSol
celem przygotowania demonstracji rozwiązania.
pilotaż zrealizowany przez PHOTO SURVEY polegający na weryfikacji przydatności do spalania w kotle biomasowym w
Elektrociepłowni Siekierki nowego rodzaju biomasy rolnej – zrębków z osadki kukurydzy (pozostałości po odziarnowaniu kolb
kukurydzy). Wyniki pilotażu potwierdziły ewentualną możliwość współspalania tego rodzaju biomasy w kotle biomasowym, przy
uwzględnieniu ryzyk technologicznych
Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
PGNiG TERMIKA będzie kontynuowała realizację projektów strategicznych oraz będzie aktywnie poszukiwać projektów
akwizycyjnych w obszarze elektroenergetyki i ciepłownictwa. Spółka zamierza istotne zwiększyć wolumen sprzedaży energii
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 68 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
elektrycznej poprzez realizację inwestycji ukierunkowanych na budowę nowych, efektywnych kosztowo mocy wytwórczych oraz
modernizację istniejących źródeł przy zastosowaniu niskoemisyjnych technologii.
W 2022 r. PGNiG TERMIKA będzie kontynuowała prace związane z realizacją inwestycji, m.in.: budowy kotłowni szczytowej etap II
w EC Żerań, przygotowaniem budowy jednostki wielopaliwowej o mocy 75 MWe w EC Siekierki oraz przygotowaniem budowy bloku
gazowo-parowego w EC Siekierki.
Natomiast planowane nakłady inwestycyjne w obszarze nakładów środowiskowych obejmą w 2022 r. m.in: dostosowanie C
Kawęczyn do konkluzji BAT, modernizację EC Pruszków, modernizację absorbera 1 i 2 w EC Siekierki oraz program wyciszenia
zakładów i modernizację instalacji kanalizacji sanitarnej.
PGNiG TERMIKA będzie realizowała program inwestycyjny, w tym modernizację istniejących aktywów wytwórczych, ukierunkowany
na budowę nowych, wysokosprawnych i efektywnych kosztowo mocy wytwórczych przy zastosowaniu nisko i zero emisyjnych
technologii dostosowanych do zaostrzających się wymagań środowiskowych. Będą prowadzone działania rozszerzające obszar
działalności spółki oraz projekty B+R+I, dotyczące wykorzystania wodoru w energetyce, budowę akumulatorów ciepła i energii
elektrycznej, zwiększenia wykorzystania odnawialnych źródeł energii w jednostkach wytwórczych oraz zastosowania technologii
Power-to-Heat, czyli technologie przetwarzające energię elektryczną na ciepło (kotły elektrodowe, pompy ciepła).
W najbliższych latach PGNiG TERMIKA zamierza kontynuować działania w zakresie monitorowania potencjalnych akwizycji
podmiotów w obszarze dystrybucji ciepła oraz wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, a także dążyć do poprawy efektywności
funkcjonowania spółki poprzez wykorzystanie nowoczesnych metod zarządzania produkcją i majątkiem.
Do zadań stojących przed PGNiG TERMIKA EP w 2022 r. należą: kontynuowanie i sfinalizowanie projektu zabezpieczenia dostaw
ciepła dla miasta Rybnik, realizacja zadania dotyczącego połączenia systemów ciepłowniczych EC Zofiówka i EC Pniówek oraz
intensyfikacja pozyskiwania nowych klientów na centralne ogrzewanie i ciepłą wodę użytkową (c.w.u.) oraz chłód. Spółka podejmuje
działania w kierunku znaczącego poszerzenia rynku ciepłowniczego, w tym o sprzedaż całoroczną c.w.u., w szczególności w
miastach Kuźnia Raciborska, Jastrzębie-Zdrój, Rybnik i Żory. W dłuższej perspektywie spółka dostrzega potencjał instalacji ITPO
(instalacja termicznego przekształcania odpadów) w związku z czym prowadzone są analizy lokalizacyjne, technologiczne oraz
ekonomiczne (budowa ITPO w Raciborzu i współspalanie RDF w kotle CFB).
Równolegle spółka prowadzi działania nakierowane na obniżanie emisyjności poszczególnych źródeł poprzez: wyjście z systemu
ETS źródeł w Suszcu i Moszczenicy, zmianę paliwa na biomasę bądź współspalanie węgla i biomasy w Żorach, Wodzisławiu oraz
EC Zofiówka, a także wykorzystanie instalacji OZE, tj. fotowoltaiki w Jastrzębiu-Zdrój, Raciborzu i Żorach (zrealizowane w 2021 r.)
oraz planowane do realizacji w latach następnych, w Moszczenicy.
Do największych wyzwań stojących przed realizacją planów strategicznych w GK PGNiG TERMIKA można zaliczyć:
realizacja planu inwestycyjnego zapewniającego dostosowanie majątku wytwórczego do obecnych i przyszłych wymagań
środowiskowych;
zwiększeniu udziału paliw zero i niskoemisyjnych do produkcji ciepła i energii elektrycznej w celu ograniczenia emisji gazów
cieplarnianych;
zwiększenie wolumenu sprzedaży energii elektrycznej poprzez realizację inwestycji ukierunkowanych na budowę nowych,
efektywnych kosztowo mocy wytwórczych oraz modernizację istniejących źródeł przy zastosowaniu nisko i zero emisyjnych
technologii.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 69 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
4.5 Pozostała działalność
Spółki wspierające i poboczna działalność Grupy PGNiG
4.5.1.1 Działalność w 2021 r.
PGNiG Technologie
PGNiG Technologie S.A. działa przede wszystkim na krajowym rynku sektora naftowo-gazowego oraz w mniejszym zakresie na
rynkach zagranicznych. Działalność spółki można podzielić na trzy główne obszary: gazociągi i infrastruktura gazowa, poszukiwanie
i wydobycie oraz magazynowanie gazu. W ramach pierwszego obszaru spółka świadczy usługi budowlano-montażowe oraz
dostarcza wyroby gotowe związane z budową, rozbudową, pracami remontowymi sieci gazowych oraz obiektów infrastruktury
gazowej. W zakresie poszukiwania i wydobycia jest dostawcą usług budowlano-montażowych oraz wyrobów gotowych
wyspecjalizowanych w kierunku eksploatacji oraz poszukiwania złóż węglowodorów. W ramach obszaru magazynowania jest
dostawcą wyrobów i usług związanych z rozbudową, remontami oraz eksploatacją magazynów gazu.
W 2021 r. spółka w ramach dywersyfikacji działalności kontynuowała realizację zleceń w nowych obszarach związanych z dostawą
zestawów sprężających. Dodatkowo nowością w ofercie PGNiG Technologie, jak również dla inwestora PGNiG, było wykonanie 2
zestawów mobilnych ośrodków wydobywczych (MOW 100) do prowadzenia testów produkcyjnych oraz wydobycia z odwiertów. W
2021 r. świadczono usługi dla spółek z GK PGNiG oraz dla podmiotów zewnętrznych, takich jak: GAZ-SYSTEM, ORLEN Upstream
Sp. z o.o oraz DC Goryzonty i MHWirth AS. Istotnym zadaniem w 2021 r. była kontynuacja realizacji inwestycji związanej
z zagospodarowaniem złoża ropy naftowej Kamień Mały dla PGNiG, którego odbiór techniczny przewidziano na I kwartał 2022 r.
PGNiG Serwis
Podstawową działalnością PGNiG Serwis Sp. z o.o. jest świadczenie kompleksowych usług finansowo-księgowych, kadrowo-
płacowych, teleinformatycznych, bezpośredniej ochrony fizycznej, obsługi zabezpieczeń technicznych, zarządzania
nieruchomościami i obsługa terenów przyległych dla spółek z GK PGNiG.
GAZOPROJEKT
PGNiG GAZOPROJEKT S.A. specjalizuje się w kompleksowym przygotowywaniu dokumentacji przedprojektowej i projektowej w
branży gazowniczej, paliwowo-energetycznej i ogólnobudowlanej. Po okresie wysokiego nasycenia rynku w zakresie popytu na prace
projektowe w ramach dużych strategicznych inwestycji dla głównych klientów spółki tj. PERN S.A., OGP GAZ-SYSTEM S.A. i Polska
Spółka Gazownictwa Sp. z o.o., trwa obecnie okres realizacji inwestycji budowlanych. Ze względu na sytuację na rynku paliw pewien
potencjał nowych projektów wykazuje rynek magazynowania i dystrybucji paliw płynnych. Toczą się również prace nad decyzjami o
budowie nowych podziemnych magazynów gazów i ropy.
Geovita
Geovita S.A. prowadzi działalność o profilu wypoczynkowym, odnowy biologicznej, profilaktyki leczniczej, rehabilitacji leczniczej i
konferencyjno-szkoleniowym. Obiekty spółki Geovita położone są w: Dąbkach, Mrzeżynie, Dźwirzynie, Jadwisinie koło Serocka,
Płotkach koło Piły, Gronowie koło Łagowa, Jugowicach, Lądku Zdroju, Zakopanem, Wiśle, Złockiem koło Muszyny, Krynicy-Zdroju,
Czarnej koło Ustrzyk Dolnych oraz Krakowie. W 2021 r. zawarto warunkową umowę sprzedaży obiektu w Jugowicach i ogłoszono
przetargi na sprzedaż nierentownych obiektów w Płotkach koło Piły oraz w Gronowie koło Ługowa. W 2021 r. kontynuowano
zapoczątkowany w 2017 r. proces restrukturyzacji zmierzający do zwiększenia wartości spółki.
W dniu 16 grudnia 2021 r. GK PGNiG podpisała z Polskim Holdingiem Hotelowym Sp. z o.o. umowę warunkową dotyczącą sprzedaży
obiektów wypoczynkowych spółki Geovita. Z dniem 28 lutego 2022 r. spełnił się ostatni z warunków zawieszających, a w dniu 4
marca 2022 r. doszło do przeniesienia własności akcji do Polskiego Holdingu Hotelowego Sp. z o.o.
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych (Polski Gaz TUW)
Polski Gaz TUW oferuje ochronę ubezpieczeniową spółkom z GK PGNiG, obejmującą m.in.: ubezpieczenia mienia, komunikacyjne,
OC, ochronę prawną, jak również gwarancje ubezpieczeniowe. Polski Gaz TUW ubezpiecza również podmioty spoza GK PGNiG, w
szczególności z sektora energetycznego. W 2021 r. kontynuowano współpracę w zakresie umów ubezpieczenia dla spółek w Grupie
PGNiG.
Kluczowym projektem zrealizowanym w okresie sprawozdawczym był projekt związany z przejmowaniem aktywów zgromadzonych
w ramach PPE (Pracownicze Programy Emerytalne) przez Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na Życie, tj. podmiot
zależny od Polski Gaz TUW, którego obecnie głównym obszarem działalności jest oferowanie PPE w formie grupowego
ubezpieczenia na życie z ubezpieczeniowym funduszem kapitałowym. Do końca 2021 r. Polski Gaz TUW na Życie zarządzało 16
programami PPE spółek z GK PGNiG.
W 2021 r. Polski Gaz TUW kontynuowało sprzedaż ubezpieczeń dystrybuowanych za pośrednictwem PGNiG Obrót Detaliczny tj.
Doradcy Prawnego dla Ciebie oraz Doradcy Prawnego dla Firmy. Dodatkowo, we współpracy z PGNiG OD, Polski Gaz TUW
przygotowało produkt ubezpieczeniowy z obszaru cyber, który jest spójny z prowadzonymi przez PGNIG OD działaniami w obszarze
bezpieczeństwa klientów tj. akcją pod nazwą „świadomy klient” oraz zapewnia pierwsze w Polsce rozwiązania w obszarze „consumer
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 70 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
cyber”. Nowy produkt będzie łączył w swoim zakresie ryzyka kradzieżowe, wypadkowe oraz ryzyka finansowe na skutek zdarzeń
cybernetycznych.
W 2021 r. w związku z trwającą pandemią SARS-CoV-2, wychodząc naprzeciw oczekiwaniom Klientów Towarzystwo przygotowało
oraz wdrożyło do sprzedaży ubezpieczenie antycovidowe dla pracodawców oferując kompleksowy pakiet usług w trosce o zdrowie i
bezpieczeństwo pracowników doświadczanych skutkami pandemii.
PGNiG Ventures
Strategia spółki PGNiG Ventures Sp. z o.o. zakłada alokowanie środków w spółki z przewidywanym potencjałem wzrostu lub w
podmioty będące w fazie szybkiego wzrostu i wykazujące gotowość do kontynuowania wzrostu. Inwestycje dotyczą spółek, które
działają w sektorze przemysłowym i operują w szybko rosnących segmentach rynku, posiadają przewagę konkurencyjną oraz
potencjał rozwoju produktowego lub geograficznego. W 2021 r. PGNiG Ventures przeanalizowała 122 projekty, w tym do procesu
inwestycyjnego wyselekcjonowała 3 projekty inwestycyjne z obszaru predictive maintenance (Przemysł 4.0), smart metering
(digitalizacja infrastruktury pomiarowej – energetyka) oraz usługa SaaS wspierająca sprzedaż w obszarze związanym z fotowoltaiką,
pompami ciepła itp.
4.5.1.2 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość
PGNiG Technologie
W latach 2022-2024 spółka skupi się na kontynuacji rozwoju w ramach dotychczasowych sektorów, w szczególności w zakresie
inwestycji oraz dostaw dla górnictwa węglowodorów. Podjęto działania rozwojowe, mające na celu budowę nowych kompetencji
związanych z pozyskiwaniem zadań w zakresie dostaw zestawów sprężających gaz, mobilnych ośrodków wydobywczych oraz
energetyki cieplno-gazowej.
Dodatkowo celem dywersyfikacji przychodów i uzupełnienia portfela zamówień kontynuowane będą starania o kontrakty w zakresie
przesyłu i dystrybucji gazu ziemnego, budowy stacji redukcyjnych, dostaw dla kolejnictwa oraz rozwój sprzedaży eksportowej
wyrobów gotowych (Norwegia, Ukraina).
PGNiG Serwis
W 2022 r. PGNiG Serwis planuje kontynuować udział w realizacji planów strategicznych GK PGNiG. PGNiG Serwis dostrzega szanse
w zapotrzebowaniu na działania optymalizacji i redukcji kosztów operacyjnych, czemu sprzyjają procesy przejmowania przez spółkę
obowiązków w zakresie działalności pomocniczej oraz świadczenie usług wsparcia dla kolejnych spółek z GK PGNiG. PGNiG Serwis
zamierza również rozszerzać działalność w obszarze IT, bezpośredniej ochrony fizycznej osób i mienia oraz zarządzania i obsługi
nieruchomości.
Gazoprojekt
W 2022 r. należy się spodziewać kontynuacji trendu spadkowego w zakresie ilości nowych, dużych inwestycji przesyłowych.
Natomiast powinna rosnąć ilość inwestycji związanych z przyłączaniem do sieci gazowej układów generacyjnych energii elektrycznej
i ciepła. W dużej mierze zależeć to będzie od sposobu prowadzenia polityki energetycznej państwa, a także zmian w podejściu do
tego typu inwestycji w UE tj. formalnym i faktycznym uznaniu gazu ziemnego za paliwo przejściowe i przyznaniu dofinansowania do
inwestycji gazowych. Ze względu na sytuację na rynku paliw pewien potencjał nowych projektów wykazuje również rynek
magazynowania i dystrybucji paliw płynnych, budowy podziemnych magazynów gazów i paliw płynnych. Planowana rewolucja
energetyczna wraz z narzędziami jej finansowania oraz tendencje konsolidacyjne w polskiej energetyce mogą być dla spółki szansą
na rozwój rynkowy
Geovita
W najbliższym okresie Geovita będzie kontynuować działania restrukturyzacyjne w obszarze optymalizacji kosztowej, poprawę
efektywności we wszystkich obszarach działalności biznesowej oraz procedurę sprzedaży nierentownych obiektów.
Ponadto, po spełnieniu warunków zawieszających umowę sprzedaży Geovity pomiędzy GK PGNiG i PHH, spółka zostanie
wydzielona z Grupy, a następnie przeniesiona do nowego właściciela.
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych (Polski Gaz TUW)
Strategia na okres 2021-2025 zakłada dalsze funkcjonowanie Polski Gaz TUW jako podmiotu zależnego od PGNiG zapewniającego
jego kompleksową i efektywną obsługę ubezpieczeniową. W zakresie produktowym w 2022 r. Polski Gaz TUW na Życie planuje
wdrożenie do sprzedaży, w modelu agencyjnym indywidualnego produktu ochronnego zapewniającego świadczenia pielęgnacyjne
dla ubezpieczonych.
PGNiG Ventures
Spółka PGNiG Ventures przewiduje kontynuację działań mających na celu dokonanie inwestycji kapitałowych w 2022 r. Spółka
przewiduje, że w I kwartale 2022 r. zamknie proces inwestycyjny rozpoczęty w 2021 r. W kolejnych kwartałach 2022 r. spółka będzie
kontynuować poszukiwania projektów inwestycyjnych i planuje przygotowanie dokumentacji inwestycyjnej dla 1-2 projektów.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 71 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Badania, rozwój i innowacje, Centrum Korporacyjne PGNiG
Głównym zadaniem obszaru jest dążenie do budowania sprawnego modelu organizacji i zarządzania działalnością badawczo-
rozwojową i innowacyjną w GK PGNiG, która ma zapewniać Grupie stabilną pozycję konkurencyjna na zmieniającym się rynku. W
tym celu realizowane są przedsięwzięcia badawczo-rozwojowe oraz innowacyjne, których celem jest długofalowa poprawa
efektywności operacyjnej GK PGNiG oraz budowa wizerunku Grupy. W skład Centrum Korporacyjnego wchodzi Centrala PGNiG,
składająca się z 16 Departamentów oraz 1 Biura.
W Centrali PGNiG działalność w obszarze badań i rozwoju oraz innowacji (identyfikacja rozwiązań, rozwój,
wdrożenia/komercjalizacja), w tym współpracę z jednostkami naukowo-badawczymi oraz kwestie praw własności intelektualnej
(będących produktami działalności badawczo-rozwojowej) nadzoruje Departament Badań i Innowacji. Jednostkami merytorycznymi
w tym obszarze są Departament Badań i Innowacji, Departament Rozwoju Biznesu oraz Oddziały PGNiG – m.in. Centralne
Laboratorium Pomiarowo-Badawcze (CLPB).
4.5.2.1 Działalność w 2021 r.
Departament Badań i Innowacji
W 2021 r. nadzorowano przebieg 106 przedsięwzięć badawczo – rozwojowo – innowacyjnych. Na projekty badawcze, rozwojowe i
innowacyjne oraz z zakresu identyfikacji i poszukiwania węglowodorów w GK PGNiG wydano na dzień 31 grudnia 2021 r. łącznie
ok. 332,6 mln zł, w tym: w spółkach GK PGNiG - ok. 111,1 mln zł, w PGNiG - ok. 221,5 mln zł (w tym ok. 18,5 mln zł na projekty
badawcze, rozwojowe i innowacyjne oraz ok. 203,0 mln zł w ramach Oddziału Geologii i Eksploatacji na projekty badawcze z zakresu
identyfikacji i poszukiwania węglowodorów).
W 2021 r. prowadzona była bieżąca współpraca z instytucjami naukowymi i instytutami badawczymi w zakresie realizowanych i
planowanych - wpisujących się w obszar zainteresowań GK PGNiG - przedsięwzięć B+R+I.
W ramach Wspólnego Przedsięwzięcia INGA (INnowacyjne GAzownictwo) zorganizowanego we współpracy z Narodowym Centrum
Badań i Rozwoju (NCBiR) i OGP GAZ-SYSTEM S.A. w 2021 r. kontynuowano realizację 4 projektów badawczo-rozwojowych
wybranych w I Konkursie Wspólnego Przedsięwzięcia INGA (WP INGA), w tym: dwa projekty z zakresu poszukiwań i wydobycia
(INNKARP, SYNERGA), jeden projekt z zakresu poeksploatacyjnego pozyskiwania metanu (AMMUSCB) i jeden projekt z zakresu
paliw alternatywnych (DME). Natomiast w ramach II Konkursu WP INGA wyłoniono i przyjęto do realizacji kolejne 2 projekty, jeden z
obszaru „Podziemne magazynowanie węglowodorów” (KAWSOL) dot. integracji OZE z podziemnym magazynem energii w
kawernach solnych i jeden z obszaru „Poszukiwanie, wydobycie węglowodorów oraz produkcja paliw gazowych” (Miocen 3D) dot.
poszukiwań niekonwencjonalnych złóż węglowodorów.
Wszystkie projekty są realizowane przy dofinansowaniu NCBiR. Łączny budżet projektów to ok. 74,4 mln zł, w tym dofinansowanie
NCBiR wynosi 36,4 mln zł. Celem Wspólnego Przedsięwzięcia INGA jest wzrost innowacyjności i konkurencyjności przedsiębiorstw
GK PGNiG w Polsce i na rynku globalnym w długookresowej perspektywie, poprzez ukierunkowaną i nastawioną na komercjalizację
realizację projektów badawczo-rozwojowych oraz współpracę z jednostkami naukowymi.
W 2021 r. kontynuowano również realizację projektu MiniDrill Faza II. Celem projektu jest opracowanie technologii pozwalającej na
wykonanie z istniejącego odwiertu wielu małośrednicowych, rozchodzących się w różnych kierunkach otworów bocznych, które
umożliwią pozyskanie dodatkowych (w stosunku do metod obecnie używanych) ilości węglowodorów. W ten sposób technologia ma
umożliwić intensyfikację istniejących odwiertów i optymalizację działalności wydobywczej.
Do najważniejszych zdarzeń 2021 r. należy uruchomienie Programu Cyfryzacji „Procesor”. Łączny budżet objętych I Transzą
Programu przedsięwzięć wyniósł 137 mln zł. Celem programu jest maksymalizacja korzyści osiągniętych w wyniku zastosowania
innowacji cyfrowych. Głównym założeniem inicjatywy jest również identyfikacja obszarów w GK PGNiG, gdzie wdrożenie rozwiązań
opartych na nowych technologiach cyfrowych pozwoli na szybkie osiągnięcie korzyści w działalności biznesowej w GK PGNiG.
Program będzie realizowany w kilku transzach, pierwszą objęto realizację 11 przedsięwzięć, w tym z obszarów zaawansowanej
analityki danych i modeli predykcyjnych, tworzenia bliźniaków cyfrowych, obrazowania 3D połączonego z paszportyzacją czy też
przygotowania do pracy w środowisku chmury prywatnej.
Jednym z projektów objętych I Transzą Programu Cyfryzacji jest – koordynowany przez Oddział Geologii i Eksploatacji – projekt
Smart Field. W efekcie realizacji projektu ma powstać elastyczne środowisko w chmurze obliczeniowej do dynamicznego
modelowania złoża. Wykorzystanie możliwości obliczeniowej chmury hybrydowej zapewni skrócenie czasu przygotowania analizy
dla złóż gazu/ropy oraz całkowitą automatyzację procesu. Powyższe działania mają na celu zwiększenie bazy zasobów
wydobywalnych gazu ziemnego w Polsce oraz utrzymanie poziomu krajowego wydobycia na stabilnym poziomie. Wpływają również
na ochronę środowiska poprzez optymalizację zużycia energii i ograniczenie śladu węglowego w całym łańcuchu wartości.
W 2021 r. obszar B+R+I realizował systemowe podejście do pozyskiwania finansowania preferencyjnego w Grupie Kapitałowej.
Realizowano schematy postępowań porządkujące kwestie identyfikacji programów pomocowych, podziału odpowiedzialności przy
ubieganiu się o środki preferencyjne i komunikacji zewnętrznej z resortami. Dzięki temu spółki GK PGNiG na bieżąco weryfikują
źródła finansowania w bieżącej i przyszłej perspektywie finansowej UE oraz podejmują działania aplikacyjne dla najciekawszych
projektów B+R oraz innowacyjnych i inwestycyjnych.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 72 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Kontynuowano również aktywności w ramach Komitetu ds. Strategicznych Projektów Obszaru Badań, Rozwoju i Innowacji GK
PGNiG. Komitet stanowi ważne forum strategicznych działań w obszarze B+R+I, wymiany wiedzy i dyskusji dla osiągnięcia synergii
w kluczowych obszarach działalności.
Jedną z najważniejszych inicjatyw promujących działalność innowacyjną w branży energetycznej była zorganizowana w 2021 r.
Konferencja „INNOWATORZY PGNiG”. Konferencja skierowana była do pracowników Grupy Kapitałowej PGNiG i odbyła się w
formie on-line w dniach 16-17 czerwca 2021 r. W trakcie konferencji wskazano na rolę i znaczenie innowacyjności dla działalności
całej Grupy Kapitałowej i budowania jej konkurencyjność. Przedstawiając zagadnienie innowacji na tle zjawisk i trendów o
charakterze ogólnogospodarczym i zasięgu światowym, zwrócono uwagę nie tylko na potrzebę, ale wręcz konieczność poszukiwania
nowości – bycia innowacyjnym w dynamicznie zmieniającym się świecie. W konferencji udział wzięło ponad 2 tys. pracowników ze
wszystkich spółek Grupy.
Program Wodorowy
W 2021 r. kontynuowano prace projektowe w ramach zainicjowanego w 2020 r. Programu Wodorowego “Hydrogen – a Clean Fuel
for the Future. Budowanie kompetencji wodorowych w GK PGNiG”. Program realizuje cele strategiczne firmy i Grupy. Celem
Programu jest weryfikacja i rozpoczęcie implementacji (pilotaże / demonstracje) technologii wodorowych w poszczególnych
obszarach działalności GK PGNiG, w tym przede wszystkim: dystrybucji, magazynowania wielkoskalowego i produkcji, na podstawie
zidentyfikowanych kompetencji technologicznych oraz nowych doświadczeń, nabywanych na drodze uruchamianych sukcesywnie
projektów badawczo-rozwojowych i innowacyjnych. Program ma również na celu zaangażowanie zespołu specjalistów ze wszystkich
sektorów działalności GK PGNiG, w których można zidentyfikować biznesowe uzasadnienie do wdrożenia technologii
wodorowych. Współpraca pomiędzy interesariuszami z różnych obszarów działań firmy, przy tworzeniu jednego, spójnego łańcucha
wartości, przyczyni się do zaangażowania oraz zwiększenia odpowiedzialności za rozwój i wzrost innowacyjności GK PGNiG, obniży
koszty realizacji przedsięwzięć, poprawi rentowność potencjalnych inwestycji oraz polepszy alokacje kapitałów (finansowego,
rzeczowego i ludzkiego).
W ramach Programu realizowane są następujące projekty:
InGrid, P2G – wyspowa sieć badawcza pozwalająca na dodawanie zielonego wodoru do gazu ziemnego oraz sprawdzenie
wpływu wodoru na infrastrukturę gazową sieci dystrybucyjnej. W 2021 r. zakończono prace projektowe, uzyskano pozwolenie
na budowę instalacji w Odolanowie, rozstrzygnięto przetargi na dostawcę elektrolizera i wykonawcę instalacji PV i magazynu
energii w technologii bateryjnej;
H2020 – budowa podziemnych magazynów wodoru z wykorzystaniem kawern solnych. W 2021 r. PGNiG złożyło wniosek
przedstawionym Komisji Europejskiej do IPCEI (ang. Important Projects of Common European Interest – projektu będących
przedmiotem wspólnego europejskiego zainteresowania) o dofinasowane projektu budowy magazynów energii w Mogilnie i
Kosakowie, oraz budowy kawerny badawczej w Mogilnie. Projekt jest realizowany przez wspólny zespół PGNiG i GSP;
Blue H2 – projekt został zainicjowany w 2021 r. Celem projektu jest opracowania technologii produkcji niebieskiego wodoru (w
parametrach odpowiadających wymaganiom transportowym) na bazie reformingu gazu ziemnego zintegrowanego z instalacją
wychwytu CO
2
– dostosowywanego do parametrów produktu rynkowego oraz umożliwiającego jego magazynowanie.
W przypadku projektu „Hydra Tank. Budowa badawczej stacji tankowania wodorem”, w związku z brakiem możliwości realizacji
przedsięwzięcia w terminie oraz lokalizacji ujętej w umowie, po dokonaniu dodatkowych analiz, w tym prawnych, podjęto decyzje
rozwiązania umowy z wykonawcą.
Aktywność w ramach Programu dotyczy również działań pozaprojektowych. W październiku 2021 r. PGNiG przystąpiło do
Porozumienia Sektorowego na rzecz rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce, koordynowanego przez Ministerstwo Klimatu i
Środowiska. PGNiG jest również aktywnym uczestnikiem Stowarzyszenia Hydrogen Europe - samoorganizacja interesariuszy rynku
wodorowego), oraz Sojuszu European Clean Hydrogen Alliance (ECH2A) – gremium skoordynowane z poziomu Komisji
Europejskiej. Są to kluczowe platformy do szerokiej współpracy przy tworzeniu całego wodorowego łańcucha wartości, które mają
umożliwić zbudowanie w ciągu trzech dekad wodorowego ekosystemu w Europie.
Departament Rozwoju Biznesu
W 2021 r. w Departamencie Rozwoju Biznesu realizowano projekty i zadania rozwojowe, skupiające się na następujących,
kluczowych obszarach: Odnawialne Źródła Energii, Paliwa Alternatywne, Efektywność Energetyczna oraz Centrum Startupowe Inn-
Vento.
Odnawialne Źródła Energii (OZE)
W 2021 r. kontynuowano projekt „Fotowoltaika Biznes”, którego celem jest rozpoczęcie działalności GK PGNiG w obszarze
fotowoltaiki prosumenckiej. W ramach projektu wyselekcjonowano krótką listę spółek świadczącymi takie usługi, mając na uwadze
potencjalne przejęcie jednej z nich w 2022 r.
Równolegle, w ramach projektu „Fotowoltaika Instalacje” dokonano inwentaryzacji dachów i gruntów własnych, spełniających kryteria
do budowy instalacji i farm fotowoltaicznych w PGNiG oraz GK PGNiG. Efektem projektu są pierwsze instalacje dachowe, a kolejne
będą oddawane w kolejnych latach. Opracowano także koncepcję rozwoju projektów wielkopowierzchniowych farm fotowoltaicznych,
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 73 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
polegającą na warunkowym nabywaniu spółek celowych rozwijających takie projekty. W tym obszarze opracowano techniczne i
komercyjne kryteria docelowych projektów i nawiązano wstępne rozmowy z deweloperami takich projektów.
W ramach projektu „WIND” na bieżąco analizowane są potencjalne akwizycje gotowych do budowy oraz operacyjnych farm
wiatrowych. PGNiG w 2021 r. przystąpiła do wyselekcjonowanych procesów akwizycyjnych – zakłada się analogiczne podejście do
tego obszaru w 2022 r.
Paliwa Alternatywne
W 2021 r. realizowano projekty w obszarze paliw alternatywnych, ze szczególnym uwzględnieniem wykorzystania LNG, bioLNG,
CNG:
w ramach Programu ssLNG (ang. small scale LNG – LNG małej skali)/CNG uruchomiono projekt „ISOLA” dotyczący
wypracowania optymalnego modelu biznesowego dla obszaru gazyfikacji wyspowej i bilansowania LNG, w ramach którego
wykonano modele procesu gazyfikacji wyspowej oraz analizę prawno-regulacyjną;
realizowano II etap projektu „Magellan”, który zakładał przystąpienie do zakupu urządzenia do bunkrowania. Aktualnie projekt
kontynuowany jest w ramach przedsięwzięcia o nazwie KOLUMB II w PGNiG OD;
kontynuowano projekt „Gepard”, który zakładał zwiększenie zasięgu oferty PGNiG w zakresie sprzedaży LNG i CNG na cele
kołowego transportu ciężkiego. Aktualnie projekt realizowany jest w ramach przedsięwzięcia związanego z rozwojem segmentu
LNG i CNG bezpośrednio w spółce PGNiG OD;
zrealizowano II etap projektu „bioLNG TANK”, który zakładał m.in. nawiązanie kontaktów z dostawcami instalacji
parametryzująco – skraplających biogaz rolniczy do postaci bioLNG, określenie warunków współpracy z partnerem projektu, tj.
inwestorem w biogazownię rolniczą wraz z przygotowaniem projektów długoterminowych umów o współpracy, sprzedaży
biogazu oraz dzierżawy gruntu. II etap projektu zakończył się pozyskaniem wewnętrznej decyzji inwestycyjnej na realizację
budowy.
Efektywność Energetyczna
W 2021 r. na skutek realizacji przedsięwzięć poprawiających efektywność energetyczną, Prezes URE przyznał PGNiG świadectwa
efektywności energetycznej w ilości ok. 250 toe, o wartości ok. 500 tys. zł. Dzięki systematycznej poprawie efektywności
energetycznej średnioroczne oszczędności w zużywanej energii wynoszą ok. 13,8 tys. toe, co stanowi 160 GWh.
Zaktualizowano do wymagań normy PN-EN ISO:50001:2018 System Zarządzania Energią, co zostało potwierdzone stosownym
certyfikatem, wydanym przez Bureau Veritas Certification. Wdrożony system jest narzędziem, które umożliwia systemową
identyfikację przedsięwzięć poprawiających efektywność energetyczną i eliminuje konieczność wykonywania co 4 lata
obowiązkowego audytu energetycznego wykonywanego przez podmioty zewnętrzne. Łącznie w Oddziałach PGNiG w Sanoku,
Zielonej Górze i Odolanowie zidentyfikowano 17 nowych przedsięwzięć poprawiających efektywność energetyczną.
Ponadto kontynuowano program „Poprawy Efektywności Energetycznej w GK PGNiG”, który ma na celu skoordynowanie działań
nakierowanych na osiągnięcie korzyści w obszarze gospodarki energetycznej. W ramach Programu uruchomiono w Spółce kolejne
przedsięwzięcia, których oczekiwanym skutkiem jest poprawa wyniku energetycznego. Zakończono realizację dwóch przedsięwzięć:
Projekt Dębno 4.0 – wdrożenie systemu do monitorowania i zarządzania mediami w Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno
oraz kolejną modernizację silnika gazowego w tłoczni gazu w Odolanowie.
Centrum Startupowe InnVento
W 2021 r. aktywność InnVento koncentrowała się na współpracy z akceleratorem HugeTech, operatorem programu akceleracyjnego
IDEA Global, współfinansowanego ze środków publicznych (działanie 2.5 POIR – Program Inteligenty Rozwój, Programy
akceleracyjne). Zawarto również analogiczną umowę o współpracy z Krakowskim Parkiem Technologicznym (KPT), operatorem
programu akceleracyjnego KPT ScaleUp. W ramach tej współpracy PGNiG może realizować projekty pilotażowe z wyłonionymi
startupami w obszarach działalności, które zostały zidentyfikowane jako perspektywiczne dla wdrożenia technologii pochodzących
od małych firm technologicznych. InnVento zostało ponadto partnerem akceleratora Space3ac, w ramach którego międzynarodowe
zespoły startupowe, które zgłoszą się do programu Space3ac Poland Prize II, otrzymają szansę otrzymania wsparcia finansowego i
realizacji projektów pilotażowych dla PGNiG.
W 2021 r. w InnVento zostały zawarte umowy na 6 pilotaży w następujących obszarach:
budowa prototypu aplikacji wspierającej zarządzanie podatnościami systemów informatycznych (vulnerability management) dla
PGNiG – startup Proessence;
demonstrator (PoC) rozwiązania umożliwiającego świadczenie profesjonalnej usługi automatycznego bilansowania energii
elektrycznej pochodzącej z rozproszonych instalacji wytwórczych, także poprzez umożliwienie zarządzania rozproszonymi
odbiornikami energii elektrycznej dla PGNiG – startup TruBlu;
wykonanie modeli predykcyjnych stanów awaryjnych kotła gazowego, ich weryfikacja na podstawie danych historycznych oraz
wdrożenie demonstracyjne dla PGNiG Termika – startup ReliaSol;
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 74 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
wytworzenie aplikacji o nazwie LeadGen (generator leadów – potencjalnych klientów do sprzedaży produktów i usług, zarówno
gazowych, jak i pozagazowych (instalacje PV) dla PGNiG OD; zadanie w ramach programu cyfryzacji Processor – startup
BitPeak;
wykorzystanie rdzeni kolb kukurydzy w procesie produkcji energii, ciepła oraz CO2 do zastosowań przemysłowych, jako nowego
źródła odnawialnej energii dla PGNiG Termika – startup Photo Survey;
rozwiązanie umożliwiające automatyczną i inteligentną klasyfikację zgłoszeń (ticketów) pracowników w narzędziu Jira, co
umożliwi wdrożenie automatycznego bota do rozwiązywania zapytań pracowników dla PGNiG OD – startup Alphamoon
Services.
Dodatkowo, we współpracy z CLPB został zorganizowany konkurs na rozwiązanie technologiczne, w ramach którego pozyskano
ofertę na opracowanie skutecznej, wysokoefektywnej ekonomicznie i technologicznie metody – w postaci urządzenia lub czujnika –
pomiaru stężenia wodoru w gazie ziemnym, gwarantującej dokładność, powtarzalność wyników i stabilność przy jednoczesnej
szybkiej i poprawnej detekcji.
Oddział PGNiG - Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze (CLPB)
Celem podstawowej działalności CLPB jest utrzymanie i wzrost rynkowej pozycji wiodącego, akredytowanego przez Polskie Centrum
Akredytacji laboratorium wzorcującego, badawczego i punktu legalizacyjnego urządzeń, systemów pomiarowych stosowanych w
przemyśle gazu ziemnego oraz laboratorium kontroli jakości gazów ziemnych w zakresie wszystkich rodzajów gazów ziemnych, w
tym również ich form CNG i LNG. W tym obszarze CLPB kontynuuje świadczenie usług w zakresie m.in. badania poprawności i
wiarygodności pomiarów jakości i ilości gazu ziemnego, badania urządzeń i systemów pomiarowych oraz analiz, opinii, a także
ekspertyz technicznych. Kluczowymi klientami Oddziału CLPB są odbiorcy wewnętrzni oraz zewnętrzni działający na terenie Polski.
Do największych należą: spółki z grupy kapitałowej PGNiG (m.in. Gas Storage Poland Sp. z o.o., Polska Spółka Gazownictwa Sp. z
o.o., PGNiG Termika S.A., Oddział w Sanoku i Zielonej Górze), GAZ-SYSTEM S.A., EuRoPolGaz S.A., KGHM Polska Miedź S.A.
oraz spółki z grupy kapitałowej Grupa Azoty.
Oddział świadczy usługi w zakresie metrologii urządzeń do pomiarów oraz oceny jakości gazu ziemnego. Ocenie poddawane są
procesowe analizatory chromatograficzne służące do oceny jakości gazu ziemnego, przyrządy do pomiaru poziomu stopnia
zawilgocenia paliwa gazowego oraz wyznaczania jego gęstości. W CLPB wykonywane są również analizy składu gazu ziemnego,
zawartość środka nawaniającego oraz zawartość związków siarki.
Dla zwiększenia efektywności działań i możliwości podjęcia nowych wyzwań badawczo-rozwojowych w strukturze Oddziału w 2020
r. utworzono dedykowaną komórkę organizacyjną: Biuro Badań, Rozwoju i Innowacyjnych Technologii. Kluczowe inicjatywy
projektowe realizowane od 2020 r. w biurze to:
projekt New Fuel Lab (NFL) dotyczący rozszerzenia działalności laboratoryjnej CLPB PGNiG o wykonywanie badań ilościowych
i jakościowych czystości wodoru przeznaczonego do napędu pojazdów, mieszanin gazu ziemnego z wodorem oraz biometanu;
projekt Bio-CNG: Energetyczne Zagospodarowanie Biodegradowalnej Frakcji Odpadów Komunalnych to inicjatywa w zakresie
gospodarki obiegu zamkniętego dotycząca opracowania technologii w zakresie efektywnego przygotowania, przetwarzania
i zagospodarowania frakcji organicznej odpadów komunalnych.
W 2021 r. zostały uruchomione kolejne inicjatywy z zakresu paliw alternatywnych, jak:
Projekt B+R Mikrokogeneracja H2, którego celem jest pozyskanie fachowej wiedzy technicznej i ekonomicznej procesu produkcji
oraz doświadczeń eksploatacyjnych w zakresie technologii stałotlenkowych ogniw paliwowych (SOFC) i następnie rozwój oraz
wdrożenie technologii wysokosprawnych układów kogeneracyjnych małej mocy (mCHP-SOFC) opartej o stałotlenkowe ogniwa
paliwowe.
Zostały przygotowane koncepcje oraz pełna dokumentacja projektowa dla przedsięwzięć:
projekt B+R HyCogen dotyczący opracowania innowacyjnej, efektywnej ekonomicznie, sprawnej energetycznie i unikalnej
technologii silnika gazowego w zabudowie zespołu kogeneracyjnego zasilanego mieszaniną gazu ziemnego i wodoru w
dowolnych proporcjach (docelowo czystym wodorem), umożliwiając dostarczenie do użytkowników końcowych energii
elektrycznej i ciepła ze źródeł możliwie jak najmniej emisyjnych (docelowo zeroemisyjnych);
zadanie projektowe Biometanizacja dotyczące pozyskania gotowych do przejścia na poziom prac przedwdrożeniowych
rezultatów w postaci know-how i praw do technologii w zakresie biometanizacji wewnątrz reaktora fermentacji metanowej;
zadanie projektowe ReFOOD dotyczące opracowania skutecznego rozwiązania technicznego i modelu biznesowego
opierającego się o założenia Gospodarki Obiegu Zamkniętego i produkcję alternatywnego paliwa transportowego z
przeterminowanej żywności.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 75 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
4.5.2.2 Perspektywy rozwoju i wyzwania na przyszłość w obszarze badań, rozwoju i innowacji
Departament Badań i Innowacji
Działania PGNiG zakładają przede wszystkim umocnienie pozycji GK PGNiG w obszarze technologii wodorowych, dalszą
digitalizację prowadzonego biznesu oraz zastosowanie nowych rozwiązań w tradycyjnej działalności – szczególnie Poszukiwania i
Wydobycia oraz Magazynowania.
Priorytetem będzie prawidłowa (zgodnie z harmonogramami i w założonych budżetach) realizacja rozpoczętych projektów B+R+I i
przekazanie do komercjalizacji kolejnych produktów. Równolegle stale będą analizowane nowe obszary biznesu, które mogą
zwiększyć konkurencyjność spółek oraz wzmocnić ich pozycję rynkową. Działania zaplanowane zostały w dwóch horyzontach
czasowych.
Horyzont krótkoterminowy (do końca 2022 r.):
umocnienie pozycji GK PGNiG w obszarze technologii wodorowych m.in. poprzez przygotowanie aktualizacji Programu
Wodorowego uwzględniającego cele wynikające z przyjętej przez Rząd „Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z
perspektywą do roku 2040”;
w ramach projektu InGrid Power to Gas (PtG) uruchomienie w II kwartale 2022 r. instalacji paneli fotowoltaicznych z magazynem
energii w Odolanowie i IV kwartale 2022 r. – elektrolizera i wyspowej sieci badawczej wodoru w Odolanowie – co oznaczać
będzie zakończenie budowy instalacji i rozpoczęcie prac badawczych;
w ramach projektu H2020 nastąpi w III kwartale 2022 r. uruchomienie kompletnego samochodu pomiarowego przystosowanego
do badań infrastruktury magazynowania, w której znajduje się wodór i mieszaniny gaz ziemny-wodór;
w ramach projektu „Blue H2” m.in.: przygotowanie studium wykonalności pełnego układu reformingu gazu, wychwytu i
kondycjonowania CO
2
oraz zastosowania wodoru oraz podpisanie porozumień z partnerami przemysłowymi zainteresowanymi
odbiorem produktów procesu (wodór i CO
2
).
zaprojektowanie i zbudowanie w Odolanowie opartego na krajowym know-how i technologii innowacyjnego turbo expandera;
implementacja rozwiązania dot. paszportyzacji obiektu energetycznego na obiekcie produkcyjnym z podłączeniem
produkcyjnych baz danych i ich prezentacją w czasie rzeczywistym;
uzyskanie notyfikacji Komisji Europejskiej dla przedsięwzięcia budowy kawern solnych jako wielkoskalowych magazynów energii
w wodorze.
Horyzont średnioterminowy (w latach 2022-2024) gdzie planowane i podejmowane będą następujące działania:
rozwój i ekspansja na rynku technologii wodorowych, w tym m.in.: magazynowanie energii PtG, magazynowanie wodoru;
realizacja Programu Cyfryzacji obejmującego projekty innowacji cyfrowych - m.in. analityki dużych ilości danych (big data) czy
też algorytmów wspierających decyzje (sztuczna inteligencja, uczenie maszynowe) oraz automatyzujące procesy -
opracowywanych, testowanych i wdrażanych we wszystkich obszarach łańcucha wartości GK PGNiG;
komercjalizacja / wdrożenie do działalności GK PGNiG rezultatów projektów B+R w tym produktów i technologii wytworzonych
na bazie projektów INGA – na bieżąco weryfikowanych, w trakcie realizacji pod kątem zasadności komercjalizacji;
Departament Rozwoju Biznesu
W 2022 r. podejmowane będą działania związane przede wszystkim ze sprawnym wdrożeniem nowych produktów biznesowych w
GK PGNiG oraz identyfikowane i rozwijane będą nowe przedsięwzięcia.
OZE
W obszarze OZE w 2022 r. planowane jest wejście GK PGNiG w obszar prosumenckiego rynku fotowoltaiki poprzez potencjalne
nabycie dedykowanej spółki świadczącej takie usługi. Kolejnym elementem rozwoju w obszarze OZE w 2022 r. są dalsze działania
zmierzające do zbudowania i eksploatacji portfela odnawialnych źródeł energii elektrycznej, w tym w segmencie fotowoltaiki: rozwój
instalacji fotowoltaicznych na terenach i obiektach własnych, akwizycje farm fotowoltaicznych oraz rozwój projektów
wielkopowierzchniowych farm fotowoltaicznych zgodnie z opracowaną koncepcją biznesową; natomiast w segmencie farm
wiatrowych: potencjalne akwizycje projektów farm wiatrowych gotowych do wybudowania oraz operacyjnych farm wiatrowych.
Paliwa Alternatywne
W 2022 r. zaplanowane są dalsze prace w ramach projektu bioLNG TANK. Nastąpi uruchomienie postępowania zakupowego
dotyczącego „Budowy pod klucz instalacji do produkcji bioLNG”, podpisanie umowy z wykonawcą wyłonionym w ramach
postępowania zakupowego, podpisanie umowy z biogazownią rolniczą oraz pozyskanie zgód administracyjnych związanych z
realizacją procesu budowlanego: decyzji środowiskowej, warunków zabudowy, technicznych warunków przyłączenia, pozwolenia na
budowę. Nastąpi dalsza identyfikacja i analiza nowych projektów w zakresie skroplonego biometanu oraz odbędą się dalsze
poszukiwania nowych lokalizacji pod inwestycję.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 76 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
W ramach projektu „ISOLA” wypracowany zostanie optymalny model biznesowy gazyfikacji wyspowej wraz z zapisami dotyczącymi
zoptymalizowanych procesów, zostaną oszacowane korzyści materialne wynikające z optymalizacji obszaru gazyfikacji wyspowej
oraz zostanie wypracowany dokument regulujący obszar gazyfikacji wyspowej.
Zostaną prowadzone prace nad „wodorem z odpadów”, a także nastąpi zebranie informacji na temat potencjału produkcji innych
paliw alternatywnych z odpadów: amoniak, metanol, etanol oraz ich możliwego wykorzystania, badanie rynku pod kątem zbytu na
inne rodzaje paliw alternatywnych oraz poszukiwanie innych rozwiązań technologicznych dotyczących produkcji wodoru.
Efektywność Energetyczna
W obszarze Efektywności Energetycznej, w 2022 r.:
sukcesywnie będą wdrażane w GK PGNiG, wypracowane w projekcie ESCO, produkty rynku usług okołoenergetycznych przez
spółki GK PGNiG, w tym kontynuacja projektu Stop SMOG;
sukcesywnie będzie realizowany Program Poprawy Efektywności Energetycznej, wstępnie oszacowana średnioroczna
oszczędność energii dzięki realizacji 17 zidentyfikowanych przedsięwzięć wyniesie ok. 44 GWh;
planowane jest utrzymanie certyfikowanego Systemu Zarządzania Energią zgodnego z normą PN-EN ISO 50001:2018.
Centrum Startupowe InnVento
W 2022 r. planowane jest zwiększenie skali projektów testowych ze startupami w GK PGNiG, w oparciu o współpracę z zewnętrznymi
partnerami (akceleratorami). W tym celu będą uruchamiane działania związane z pogłębioną identyfikacją i weryfikacją potrzeb
technologicznych i biznesowych PGNiG oraz kluczowych spółkach z Grupy, jak również działania wspomagające efektywne
zarządzanie tego typu projektami w GK PGNIG. Będzie również zrealizowany kolejny konkurs na rozwiązanie technologiczne.
Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze
W 2022 r. planowany jest wzrost aktywności w zakresie pomiarowo-badawczym poprzez pozyskanie nowych klientów, rozszerzenie
usług, zwiększenie wykorzystania potencjału merytorycznego i posiadanej infrastruktury oraz intensywne działania marketingowe, w
tym m.in.: przeprowadzanie akcji ofertowej do wszystkich podmiotów, dysponujących infrastrukturą wymagającą certyfikacji oraz
rozwojowe związane z rozszerzeniem kompetencji i rozbudową infrastruktury CLPB do prowadzenia usług badań jakościowo-
ilościowych dla paliw alternatywnych.
W swoich najbliższych planach oferowanych usług CLPB zamierza rozszerzyć kompetencje o zakres dot. analiz jakości wodoru, jako
niskoemisyjnego paliwa do pojazdów. Aktualnie brak jest tego typu laboratorium w Polsce, a perspektywa jego organizacji staje się
bardzo istotnym elementem rozwoju CLPB w kontekście powstającego rynku paliwa wodorowego, jak również wykonywanie badań
ilościowych i jakościowych mieszanin gazu ziemnego z wodorem oraz biometanu.
Ponadto zaplanowana jest modernizacja wzorcowego stanowiska pomiarowego NSG-T01, które umożliwia, jako jedyne w Polsce
(poza Głównym Urzędem Miar) komercyjne wzorcowanie w zakresie pomiarowym (0,16 ÷ 6500 m
3
/h) różnego typu gazomierzy np.
turbinowych, ultradźwiękowych, wirowych. Wymiana istniejącego systemu sterowania oraz aparatury kontrolno-pomiarowej umożliwi
rozszerzenie możliwości pomiarowych w dziedzinie przepływu o przepływomierze turbinowe, ultradźwiękowe, termiczno-masowe.
W obszarze projektowym w 2022 r. planowane jest uruchomienie w ramach Programu Wodorowego projektów innowacyjnych z
obszaru technologii wodorowych, mających na celu rozwój technologii silnika gazowego do bezpiecznego i niskoemisyjnego spalania
mieszanin gazu ziemnego z wodorem. Trwają prace koncepcyjne nad uruchomieniem projektu związanego z produkcją zielonego
wodoru.
W 2022 r. przewidywane jest zaangażowanie CLPB w następujących pracach w ramach budowy i wykorzystania infrastruktury
badawczej w Odolanowie m.in.:
weryfikacja wybranych w wyniku konkursu Zmierz H2 dla PGNiG selektywnych czujników do pomiaru stężenia wodoru w gazie
ziemnym, jako alternatywy dla rozbudowy analizatorów chromatograficznych a przede wszystkim, jako czujnika w instalacjach
mieszania w celu obniżenia kosztów modernizacji sieci;
współudział przy projektowaniu i budowie oraz badania laboratoryjne i terenowe systemów dozowania wodoru;
badanie poprawności wskazań dotychczas stosowanych analizatorów chromatograficznych (PGC) przy obecności wodoru;
badania laboratoryjne wpływu wodoru na czujniki ciśnienia w przelicznikach i przetwornikach ciśnienia;
pomoc przy rozruchu technologicznym instalacji badawczej gazomierzy średniego ciśnienia w tym wykonanie testów szczelności
przy udziale wodoru i sprawdzenie możliwości uzyskania zadanych wartości strumienia gazu.
W 2022 r. planowane jest uruchomienie programu „Gospodarka Obiegu Zamkniętego w GK PGNiG”, którego głównym celem będzie
stopniowe wdrożenie modelu biznesowego typu CBM (ang. Circular economy business model) w GK PGNiG opartego o gospodarkę
z obiegiem zamkniętym w celu wykreowania możliwości długotrwałego wzrostu przychodów GK PGNiG oraz zwiększenia
efektywności wykorzystywanych surowców, produktów i generowanych odpadów.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 77 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
5. Sytuacja finansowa Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG w 2021 r.
5.1 Sytuacja makroekonomiczna
Sytuacja gospodarcza i kursy walut
Wykres 14 Produkt Krajowy Brutto nierównany sezonowo prezentowany w ujęciu kwartalnym w latach 2019-2021
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z GUS oraz Komisji Europejskiej.
Według wstępnego szacunku Głównego Urzędu Statystycznego produkt krajowy brutto (PKB) w 2021 r. był realnie wyższy o 5,7%
w porównaniu z 2020 r., wobec spadku o 2,5% w 2020 r. W efekcie postpandemicznego ożywienia gospodarczego, o 8,2% wzrósł
popyt krajowy, a w tempie 8% r/r wzrosły inwestycje. Przemysł był największym kontrybutorem wzrostu i wygenerował 14,1% wartości
dodanej brutto.
Wykres 15 Kurs walut EUR/PLN
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Narodowego Banku Polskiego.
Wykres 16 Kurs walut USD/PLN
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Narodowego Banku Polskiego.
Kursy wskazanych walut są istotnym wskaźnikiem z punktu widzenia Grupy PGNiG głównie ze względu na ich wpływ na koszty
pozyskania gazu w segmencie Obrót i Magazynowanie. Kurs dolara wpływa głównie na rozliczenia z dostawcami gazu w kontraktach
długoterminowych i przychody ze sprzedaży ropy, a kurs euro ma wpływ na zakup gazu z kierunku zachodniego.
Tendencje na rynku gazu ziemnego
Ceny gazu w Europie i na świecie
W 2021 r. ceny gazu ziemnego w Europie zanotowały bardzo silny wzrost w stosunku do cen notowanych na amerykańskim Henry
Hub. Średnia cena gazu ziemnego na holenderskim hubie TTF wyniosła w tym czasie 47,14 EUR/MWh - wzrost o ponad 390% w
5,5
5,4
4,5
3,7
2,2
-8,2
-1,5 -1,5
-0,8
11,2
5,3
7,3
-15,0
-5,0
5,0
15,0
kw. I 2019 kw. II 2019 kw. III 2019 kw. IV 2019 kw. I 2020 kw. II 2020 kw. III 2020 kw. IV 2020 kw. I 2021 kw. II 2021 kw. III 2021 kw. IV 2021
2,8
3,3
3,8
4,3
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
USD/PLN 2017-2019 USD/PLN 2020 USD/PLN 2021
3,9
4,2
4,5
4,8
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
EUR/PLN 2017-2019 EUR/PLN 2020 EUR/PLN 2021
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 78 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
porównaniu do analogicznego okresu r/r. Porównując te same okresy, notowania gazu ziemnego na Henry Hub wzrosły o 4,43
EUR/MWh do poziomu średnio 10,75 EUR/MWh. Średnia cena surowca w Stanach Zjednoczonych wzrosła więc w tym czasie o
70,2%. Tym samym, w minionym roku spread między tymi dwoma obszarami handlu zwiększył się o ponad 1000%, tj. o 33,39
EUR/MWh i wyniósł w 2021 średnio 36,39 EUR/MWh. Największy spread cenowy odnotowano w grudniu 2021 r.: 103,14 EUR/MWh.
Wykres 17 Średnie miesięczne fronth month gazu ziemnego na hubach Henry Hub i TTF w 2020 i 2021 r.
Żródło: Opracowanie własna na postawie danych NYMEX oraz ICE. Notowania kontraktu ang. fronth month – kontrakt z datą wykonania w następnym miesiącu.
Ceny gazu w Polsce
W 2021 r. średnia spotowa (RDNiBg) cena gazu w Polsce wyniosła 48,78 EUR/MWh, 37,37 EUR/MWh więcej niż w 2020 r. Ceny
gazu były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech i szerzej, na rynkach europejskich. Średni spread pomiędzy spotowymi
cenami (dla produktu Day Ahead) na TGE oraz na THE (Gaspool) w 2021 r. wyniósł 2,48 EUR/MWh i wzrósł o 0,71 EUR/MWh (40%)
r/r. Zanotowany wzrost spreadu pomiędzy średnimi cenami zamknięcia na rynkach w Polsce i w Niemczech nie był rezultatem zmian
sytuacji fundamentalnej (np. wzrostu kosztów przesyłu), a wynikał z gwałtownych zmian cen jakie wystąpiły na rynku gazu,
szczególnie w 4 kwartale 2021 r., gdy byliśmy świadkami silnego trendu wzrostowego. Zmiany te, połączone z wcześniejszą godziną
zamknięcia giełdy TGE względem giełd zachodnich powodowały, że ceny zamknięcia w Polsce „nie nadążały” za wzrostami cen.
Cena notowana na TGE „wyrównywała się” w rezultacie z cenami notowanymi na hubach zachodnioeuropejskich dopiero następnego
dnia, w momencie otwarcia rynku.
Wykres 18 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego w Polsce i w Niemczech w 2020 i 2021 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.
Wykres 19 Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i THE w 2020 i 2021 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.
Sytuacja na rynku gazu ziemnego w Europie i na świecie ma przełożenie na wyniki finansowe Grupy PGNiG głównie ze względu na
jego wpływ na segment Obrót i Magazynowanie zarówno po stronie kosztowej, jak i przychodowej.
Tendencje na rynku ropy naftowej
Rok 2021 na rynku ropy naftowej upłynął pod znakiem wzrostu cen surowca. Średnia cena spot ropy Brent wyniosła w 2021 r.
$71/bbl, natomiast w 2020 r. było to $42/bbl. Wzrosty cen wynikały przede wszystkim z odbicia gospodarczego po globalnej pandemii
koronawirusa. M.in. dzięki wprowadzeniu szczepień w wielu regionach świata zniesiono obostrzenia, a mobilność powróciła do
poziomów zbliżonych do tych sprzed pandemii. Wzrost światowego popytu na ropę przewyższał krótkoterminowy wzrost wydobycia,
co spowodowało spadek globalnych zasobów tego surowca.
0
20
40
60
80
100
0
50
100
150
01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020 01.2021 03.2021 05.2021 07.2021 09.2021 11.2021
Spread TTF-HH Henry Hub TTF
Spread EUR/MWh
Cena EUR/MWh
0,0
2,0
4,0
6,0
0,0
50,0
100,0
150,0
01 2020 03 2020 05 2020 07 2020 09 2020 11 2020 01 2021 03 2021 05 2021 07 2021 09 2021 11 2021
Spread TGE-THE/Gaspool TGE THE/Gaspool
Cena EUR/MWh
Spread EUR/MWh
0
50
100
150
200
01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020 01.2021 03.2021 05.2021 07.2021 09.2021 11.2021
TTF THE/GPL TGE
EUR/MWh
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 79 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wysoką nerwowością inwestorów na rynku ropy naftowej charakteryzował się IV kwartał 2021, w którym ceny oscylowały w szerokim
zakresie: $65-86/bbl. Powodem zmienności cen była m.in. niepewność odnośnie nowego wariantu koronawirusa – Omikron i jego
wpływu na zapotrzebowanie na ropę. Po stronie podażowej do obniżenia cen ropy przyczyniło się zwiększenie produkcji ze strony
członków OPEC+, natomiast na wzrosty miały wpływ zakłócenia w dostawach ropy z Libii oraz Kazachstanu.
Wykres 20 Cena ropy Brent i WTI, kontrakt month ahead w 2020 i 2021 r.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE oraz NYMEX; ang. month ahead – kontrakt z datą wykonania w następnym miesiącu.
Średnie zapotrzebowanie na ropę naftową w 2021 r. wzrosło o 5,2% względem roku poprzedniego i wyniosło 96,64 mln baryłek
dziennie. Zapotrzebowanie na ropę w grupie największych światowych konsumentów spoza OECD (ang. Organisation for Economic
Cooperation and Development – Organizacja Współpracy Gospodarczej i Rozwoju) wzrosło o 5,1%. Pozostałe kraje azjatyckie
również zanotowały wzrost zapotrzebowania. Podaż ropy na świecie została zwiększona w 2021 r. o 1,45% względem roku
poprzedniego, a zatem nie odbiła się wystarczająco względem popytu. Produkcja najmocniej wzrosła w grupie OPEC – o 2,69%.
Chiny tymczasem zwiększyły swoje wydobycie o 2,6%, a Stany Zjednoczone o 0,99%.
Tabela 34 Globalny popyt na rynku ropy
Popyt (w mln bbl/dzień)
2021
2020
OECD
41,93
47,52
w tym Stany Zjednoczone
18,2
20,7
Spoza OECD
50,29
53,66
w tym Chiny
14,3
14,76
Razem Świat
92,22
101,18
Źródło: Opracowanie właśnie na podstawie danych z EIA.
Tabela 35 Globalna podaż na rynku ropy
Popyt (w mln bbl/dzień)
2021
2020
OECD
41,93
47,52
w tym Stany Zjednoczone
18,2
20,7
Spoza OECD
50,29
53,66
w tym Chiny
14,3
14,76
Razem Świat
92,22
101,18
Źródło: Opracowanie właśnie na podstawie danych z EIA.
Tabela 36 Bilans popytu i podaży na rynku ropy
Nadwyżka/Niedobór (mln bbl/dzień)
2021
2020
Razem Świat
0,36
-0,42
Żródło: Opracowanie właśnie na podstawie danych z EIA.
Sytuacja na rynku ropy naftowej w Europie i na świecie ma przełożenie na wyniki finansowe GK PGNiG głównie ze względu na jej
wpływ na segment Poszukiwanie i Wydobycie (głównie sprzedaż ropy naftowej wydobywanej w Norwegii) oraz koszt pozyskania
gazu z importu w segmencie Obrót i Magazynowanie.
-40
0
40
80
01.2020 03.2020 05.2020 07.2020 09.2020 11.2020 01.2021 03.2021 05.2021 07.2021 09.2021 11.2021
USD/bbl
Brent WTI
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 80 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Średnie miesięczne temperatury
W miesiącach zimowych temperatura w 2021 r. kształtowała się poniżej średniej sezonowej i wyniosła średnio 2 st. Celsjusza. W I
kwartale temperatura była niższa o blisko 3 st. Celsjusza, natomiast w IV – ponad 1,5 st.. W sezonie wiosenno-letnim temperatury
oscylowały średnio w okolicy 13 st. Celsjusza w II kwartale i 17 st. Celsjusza w III kwartale, natomiast w 2020 r. analogicznie - 13 i
18 st. Czynnik temperaturowy wpływa na wyniki dla GK PGNiG głównie w segmentach Obrót i Magazynowanie, Dystrybucja i
Wytwarzanie.
Wykres 21 Średnie miesięczne temperatury
Punkt referencyjny pomiaru temperatury: Rzeszów.
Źródło: Opracowanie własne.
5.2 Sytuacja finansowa GK PGNiG w 2021 r.
Tabela 37 Wybrane dane finansowe GK PGNiG w latach 2020 - 2021 r.
Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania
finansowego
w mln PLN
w mln EUR
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2021
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2020
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2021
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2020
Przychody ze sprzedaży
69 964
39 197
15 284
8 761
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
15 593
13 009
3 406
2 908
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
11 562
9 585
2 526
2 142
Zysk przed opodatkowaniem
10 982
9 025
2 399
2 017
Zysk netto akcjonariuszy jednostki dominującej
6 014
7 340
1 314
1 641
Zysk netto
6 014
7 340
1 314
1 641
Łączne całkowite dochody przypadające akcjonariuszom jednostki
dominującej
3 240
6 285
708
1 405
Łączne całkowite dochody
3 240
6 285
708
1 405
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
3 470
14 118
758
3 155
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej
(8 092)
(6 254)
(1 768)
(1 398)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
8 628
(3 653)
1 885
(816)
Przepływy pieniężne netto
4 006
4 211
875
941
Zysk na akcję podstawowy i rozwodniony (odpowiednio w PLN i w
EUR)
1,04
1,27
0,23
0,28
Dane dotyczące skonsolidowanego sprawozdania
finansowego
w mln PLN
w mln EUR
Stan na 31 grudnia
2021
Stan na 31 grudnia
2020
Stan na 31 grudnia
2021
Stan na 31 grudnia
2020
Aktywa razem
101 576
62 871
22 085
13 624
Zobowiązania razem
57 197
18 746
12 436
4 062
Zobowiązania długoterminowe
20 107
11 666
4 372
2 528
Zobowiązania krótkoterminowe
37 090
7 080
8 064
1 534
Kapitał własny razem
44 379
44 125
9 649
9 562
Kapitał podstawowy (akcyjny)
5 778
5 778
1 256
1 252
Średnia ważona liczba akcji zwykłych (mln szt.)
5 778
5 778
5 778
5 778
Wartość księgowa i rozwodniona wartość księgowa na jedną akcję
(odpowiednio w PLN i w EUR)
7,68
7,64
1,68
1,65
Zadeklarowana lub wypłacona dywidenda na jedną akcję
(odpowiednio w PLN i w EUR)
0,21
0,09
0,05
0,02
-6,0
-1,0
4,0
9,0
14,0
19,0
24,0
styczeń luty marzec kwiecień maj czerwiec lipiec sierpień wrzesień październik listopad grudzień
C
min °C 2017-2021
max °C 2017-2021
2020
2021
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 81 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Omówienie skonsolidowanego rachunku zysków i strat GK PGNiG
Przychody ze sprzedaży
Wykres 22 Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty działalności w latach 2020-2021
PiW: wzrost przychodów ze sprzedaży gazu E i Ls/Lw r/r o 9 904 mln zł
(398%) oraz wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i
kondensatu o 1 074 mln zł (76% r/r).
OiM: wzrost przychodów ze sprzedaży gazu E i Ls/Lw (z uwzgl. korekty
sprzedaży gazu z tytułu transakcji zabezpieczających) o 27 698 mln zł
(103% r/r).
Dystrybucja: wyższe o 699 mln zł (16%) przychody z tytułu świadczenia
usługi dystrybucyjnej w Polsce przy wyższej o 3,6% stawce taryfy
dystrybucyjnej.
Wytwarzanie: wyższe przychody ze sprzedaży ciepła o 284 mln zł (10%
r/r) przy niższej średniej temperaturze r/r i wyższych wolumenach
sprzedaży ciepła o 6% r/r; wyższe przychody ze sprzedaży energii
elektrycznej z segmencie Wytwarzanie o 186 mln zł (18% r/r) przy
niższym wolumenie sprzedaży o 4%.
Koszty działalności operacyjnej
Wykres 23 Podziały kosztów operacyjnych w latach 2020-2021
Wzrost kosztów gazu o 23 950 mln zł (121% r/r). Wzrost kosztów
gazu nie uwzględnienia wpływu aneksu zawartego z PAO
Gazprom/OOO Gazprom Export na koszty gazu w latach 2014-
2019 na poziomie 4 915 mln zł.
Wzrost kosztów zużycia innych surowców i materiałów o 944 mln
zł (29% r/r), w tym energii elektrycznej na cele handlowe o 898
mln zł (50% r/r).
Wzrost kosztów z tytułu świadczeń pracowniczych o 99 mln zł (3%
r/r), w tym wynagrodzeń o 142 mln zł (6% r/r).
Koszty 13 odwiertów negatywnych i sejsmiki wyniosły 625 mln zł
w 2021 r. vs 198 mln zł (8 odwiertów negatywnych) w 2020 r.
Rozwiązanie odpisu na majątek trwały w 2021 r. na poziomie +1
017 mln zł wobec zawiązania odpisu w 2020 r. na poziomie -1 588
mln zł.
Wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu w kwocie -89 mln zł.
W 2020 r. rozwiązanie odpisu na zapasie gazu na poziomie +358
mln zł.
Amortyzacja w 2021 r. na poziomie 4 031 mln zł, w Norwegii 751
mln zł.
Dystrybucja
6,4%
Poszukiwanie i
Wydobycie
18,6%
Wytwarzanie
4,0%
Pozostałe
0,7%
Obrót i
Magazynowanie
70,3%
10,8%
10,7%
6,4%
1,1%
70,9
%
2021
2020
12,7%
11,6%
12,0%
6,4%
3,9%
4,6%
85,6%
-36,7%
Amortyzacja
6,8%
Zużycie innych
surowców i
materiałów
7,1%
Świadczenia
pracownicze
5,9%
Pozostałe
usługi
3,6%
Usługi
przesyłowe
2,0%
Pozostałe
-0,5%
Koszt gazu
74,1%
Wpływ aneksu
zawartego z
PAO
Gazprom/OOO
Gazprom
Export na
koszty gazu
0,0%
2020
2021
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 82 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
EBITDA
Wykres 24 Zmiany w EBITDA w latach 2020-2021
Wykres 25 Zmiany w skorygowanym wyniku EBITDA w latach 2020-2021
Koszty finansowe netto i wynik netto
Koszty finansowe netto w 2021 r. wyniosły -587 mln zł, z czego kluczową pozycję stanowił odpis aktualizujący udzielone pożyczki,
(głównie spółce Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.) na poziomie -394 mln zł.
Po uwzględnieniu wyniku z inwestycji wycenianych metodą praw własności na poziomie +7 mln zł oraz wyższych r/r obciążeń
podatkowych (głównie z uwagi na podatki z tytułu działalności PGNiG UN) w kwocie 4 795 mln zł, zysk netto Grupy za 2021 r. wyniósł
6 187 mln zł i był niższy o 1 153 mln zł r/r (istotny wpływ aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export w 2020 r.).
Szczegółowe noty w zakresie przychodów i kosztów finansowych (nota 3.4), inwestycji w jednostkach wycenianych metodą praw
własności (nota 2.4) oraz podatku dochodowego (nota 4.1) są dostępne w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy
Kapitałowej PGNiG za 2021 r.
Omówienie wyników segmentów
Wykres 26 Zmiany EBITDA pomiędzy latami 2020-2021
13 009
+12 603
-11 282
+736
+204
+323
15 593
EBITDA 2020 r. PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje EBITDA 2021 r.
mln zł
14 597
-1 588
27 247
3 520
-28 865
-944
-99
+1 725
-1 017
14 576
skorygowana
EBITDA 2020
r.
Odpisy
aktualizujące
majątek trwały
w 2020 r.
Przychody ze
sprzedaży
gazu łącznie
Pozostałe
przych.
Koszt gazu
(wraz z
wpływem
aneksu w 2020
r.)
Zużycie innych
surowców i
materiałów
Świadczenia
pracownicze
Pozostałe
koszty
Odpisy
aktualizujące
majątek trwały
w 2021 r.
skorygowana
EBITDA 2021
r.
mln zł
13 009
+12 603
-11 282
+736
+204
+323
15 593
EBITDA 2020 r. PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie Pozostałe i eliminacje EBITDA 2021 r.
mln zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 83 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Poszukiwanie i Wydobycie (PiW)
Tabela 38 Przychody ze sprzedaży w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2021
Poszukiwanie i Wydobycie dane finansowe
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
4 354
2 754
3 351
3 795
Przychody ze sprzedaży między segmentami
11 536
1 858
2 471
3 876
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
15 890
4 612
5 822
7 671
gaz wysokometanowy, zaazotowany i LNG
12 455
2 512
3 117
4 574
ropa naftowa, kondensat i NGL
2 683
1 491
2 112
2 554
usługi geofizyczne, geologiczne, wiertnicze, serwisowe
302
227
277
275
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
13 530
927
3 360
5 019
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
12 078
-321
2 304
3 956
Tabela 39 Koszty operacyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2021
2021
2020
2019
2018
Koszty ogółem, w tym:
-3 812
-4 933
-3 518
-3 715
zużycie surowców i materiałów
-455
-313
-357
-380
świadczenia pracownicze
-928
-910
-890
-867
usługi przesyłowe
-290
-210
-223
-262
pozostałe usługi
-852
-618
-590
-667
podatki i opłaty
-606
-389
-297
-270
pozostałe przychody i koszty operacyjne
-32
-55
19
-227
koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
378
493
489
505
koszt odwiertów negatywnych
-607
-185
-252
-687
koszt spisanych aktywów dot. poszukiwania i oceny zasobów mineralnych -
sejsmika
-18
-13
-6
0
odpis aktualizujący wartość składników majątku trwałego
1 050
-1 485
-355
203
amortyzacja
-1 452
-1 248
-1 056
-1 063
Wykres 27 Zmiany w EBITDA PiW pomiędzy latami 2020-2021
wzrost przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego łącznie w segmencie o 9 943 mln zł (396% r/r) przy wyższej cenie gazu Rynku
Dnia Następnego na Towarowej Giełdzie Energii o 343% r/r i wyższej cenie TTF o 391%;
wolumeny wydobycia gazu w Polsce niższe o 3% r/r, w Norwegii i Pakistanie wyższe odpowiednio o 197% r/r i 10% r/r;
wzrost przychodów ze sprzedaży ropy naftowej i kondensatu (76% r/r, o 1 074 mln zł) przy spadku wolumenu sprzedaży w
Polsce o 10% r/r, wzroście w Norwegii o 13% r/r oraz wyższej średniej ceny ropy naftowej Brent w USD/bbl o 66% r/r wyrażonej
w USD;
wolumeny wydobycia ropy naftowej i NGL w Norwegii wyższe o 19% r/r na poziomie 732 tys. ton, w Polsce niższe o 9% r/r na
poziomie 643 tys. ton;
spisane koszty odwiertów negatywnych i sejsmiki: -625 mln zł w 2021 r. wobec -198 mln zł w 2020 r.;
rozwiązanie odpisów na majątek trwały: +1 025 mln zł w 2021 r. wobec zawiązania odpisu na poziomie -1 485 mln zł w 2020 r.;
pozycja overlift / underlift w Norwegii w 2021 r. – wpływ wyceny na wynik w 2021 r. na poziomie +73 mln zł. W 2020 r. odnotowano
wpływ wyceny pozycji overlift / underlift na wynik w wysokości +16 mln zł.
Tabela 40 Nakłady inwestycyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2021
w mln PLN
2021 r.
2020 r.
2019 r.
2018 r.
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
2 108
2 557
2 506
2 232
Norwegia **
1 227
1 572
114
1 149
Pakistan
64
75
136
94
Libia
4
4
4
9
* W tym m.in. skapitalizowane koszty finansowania zewnętrznego.
** Nie uwzględniono wydatków na akwizycje INEOS E&P Norge AS na poziomie 1 309 mln zł na dzień 31.12.2021 r.
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.1.3. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
927
9 943
1 192
+143
-422
2 535
-788
13 530
EBITDA 2020 Przychody ze
sprzedaży gazu
łącznie
Przychody ze
sprzedaży ropy
naftowej i
kondensatu
Pozostałe
przychody
Koszty odwiertów
negatywnych i
sejsmik
Odpis aktualizujący
wartość składników
majątku
Pozostałe koszty EBITDA 2021
mln zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 84 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 41 Wyniki finansowe PGNiG UN
PGNiG UN (mln NOK)
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
13 315
2 180
2 358
3 569
EBITDA
11 840
436
1 515
2 247
EBIT
10 174
(945)
721
1 343
Zysk/strata netto
1 938
(183)
143
157
Aktywa ogółem
33 590
15 219
13 244
10 145
Kapitał własny
4 150
1 711
1 894
751
Obrót i Magazynowanie (OiM)
Tabela 42 Przychody ze sprzedaży w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2021
Obrót i Magazynowanie dane finansowe
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
57 807
29 850
32 415
31 038
Przychody ze sprzedaży między segmentami
2 140
793
835
666
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
59 947
30 643
33 250
31 704
gaz wysokometanowy, zaazotowany, LNG, CNG, korekta na transakcjach
zabezpieczających
55 126
27 135
30 008
29 220
energii elektrycznej
3 778
2 858
2 488
2 010
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
-1 702
9 580
-470
-848
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
-1 913
9 357
-684
-1 037
Tabela 43 Koszty operacyjne w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2021
2021
2020
2019
2018
Koszty ogółem, w tym:
-61 860
-21 286
-33 934
-32 741
koszt gazu
-55 148
-16 717
-29 181
-28 971
zużycie surowców i materiałów
-3 813
-2 782
-2 489
-1 970
świadczenia pracownicze
-431
-441
-401
-384
usługi przesyłowe
-185
-171
-175
-143
pozostałe usługi
-805
-824
-745
-707
podatki i opłaty
-39
-48
-38
-35
pozostałe przychody i koszty operacyjne
-1 156
-466
-457
-365
koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
17
28
22
29
amortyzacja
-211
-223
-214
-189
Wykres 28 Zmiany EBITDA OiM pomiędzy latami 2020-2021
wzrost przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego łącznie w segmencie (z uwzględnieniem wpływu transakcji zabezpieczających)
o 27 991 mln zł (103% r/r).
wzrost kosztów sprzedanego gazu w segmencie o 38 431 mln zł (230% r/r) w wyniku wzrostów cen gazu na towarowych giełdach
europejskich;
w 2020 r. ujęcie wpływu rozliczenia wynikającego z zawarcia aneksu do kontraktu jamalskiego w kwocie 5 689 mln zł (ok. 4 915
mln zł dotyczy kosztów gazu w latach 2014-2019) oraz dodatni wynik na różnicach kursowych z wyceny bilansowej wzajemnych
rozliczeń (ok. 300 mln zł);
wynik na wycenie i realizacji instrumentów zabezpieczających odniesiony w wynik z działalności operacyjnej łącznie na poziomie
+1 415 mln zł, w tym:
(1) ujęty w przychodach ze sprzedaży w wysokości -697 mln zł (za 2020 r.: +1 062 mln zł),
(2) ujętych w kosztach gazu +1 590 mln zł (w 2020 r.: -296 mln zł),
(3) ujęty w pozostałych kosztach operacyjnych netto +522 mln zł (za 2020 r.: +233 mln zł);
wyższy wolumen importu gazu do Polski r/r z kierunku wschodniego (2021 r.: 9,9 mld m
3
vs 2020 r.: 9,0 mld m
3
), łącznie z
kierunku zachodniego i południowego (2021 r.: 2,28 mld m
3
vs 2020 r.: 2,04 mld m
3
), a także wyższy wolumen importu LNG
(2021 r.: 3,94 mld m
3
vs 2020 r.: 3,76 mld m
3
);
9 580
29 749
-1 758
920
393
-38 431
-578
-1 124
-1 702
EBITDA 2020 Przychody ze
sprzedaży gazu
Korekta sprzedaży
gazu z tytułu
transakcji
zabezpieczających
Przychody ze
sprzedaży energii
elektrycznej
Pozostałe przychody Koszt gazu Zużycie innych
surowców i
materiałów
Pozostałe koszty EBITDA 2021
mln zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 85 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w segmencie łącznie: 3 778 mln zł, wzrost o 920 mln zł r/r (32%) przy jednoczesnym
wzroście kosztów energii na cele handlowe o 1 023 mln zł (37% r/r);
wpływ zawiązania odpisu na zapasie gazu w kwocie -89 mln zł. W 2020 r. rozwiązanie odpisu na zapasie gazu na poziomie +358
mln zł;
wpływ zawiązania rezerwy na opłatę zastępczą dot. świadectw efektywności energetycznej: -302 mln zł w 2021 r. wobec -233
mln zł w 2020 r.
Nakłady inwestycyjne poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2021 r. w segmencie Obrót i Magazynowanie wyniosły
80 mln zł.
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.2.3. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
Tabela 44 Wyniki finansowe PGNiG OD
PGNiG OD (mln zł)
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
13 941
9 667
10 965
9 097
EBITDA
-601
930
561
76
EBIT
-637
897
534
67
Zysk/strata netto
-530
721
425
54
Aktywa ogółem
5 898
3 107
3 445
3 183
Kapitał własny
229
1 475
1 188
809
Tabela 45 Wyniki finansowe GK PST
GK PST (mln EUR)
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
4 659
1 036
1 671
1 531
EBITDA
8
3
3
0
EBIT
8
2
2
0
Zysk/strata netto
2
0
0
(1)
Aktywa ogółem
1 614
233
350
418
Kapitał własny
8
6
6
6
Dystrybucja
Tabela 46 Przychody ze sprzedaży w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2021
Dystrybucja wyniki finansowe
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
5 304
4 603
4 481
4 604
Przychody ze sprzedaży między segmentami
109
81
106
323
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
5 413
4 684
4 587
4 927
dystrybucja gazu
5 088
4 389
4 208
4 414
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
2 893
2 157
1 995
2 385
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
1 675
1 063
980
1 458
Tabela 47 Koszty operacyjne w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2021
2021
2020
2019
2018
Koszty ogółem, w tym:
-3 738
-3 621
-3 607
-3 469
zużycie surowców i materiałów
-221
-72
-247
-436
świadczenia pracownicze
-1 566
-1 495
-1 394
-1 178
usługi przesyłowe
-684
-667
-655
-634
pozostałe usługi
-244
-233
-250
-259
podatki i opłaty
-490
-394
-369
-409
pozostałe przychody i koszty operacyjne
299
-33
-23
86
koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
386
367
346
288
odpisy rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich
odwrócenie
-5
-5
6
-2
amortyzacja
-1 218
-1 094
-1 015
-927
Wykres 29 Zmiany w EBITDA Dystrybucji pomiędzy latami 2020-2021
wyższy o 14% wolumen dystrybuowanego gazu sięgający 13,14 mld m
3
, przy niższej o -1,3C średniej temperaturze r/r;
przychody ze świadczenia usługi dystrybucyjnej w Polsce wyższe o 699 mln zł (16% r/r), na skutek wyższego poziomu taryfy o
3,6% w porównaniu do wcześniej taryfy;
2 157
+699
+30
-149
-71
+227
2 893
EBITDA 2020 Przychody z usług
dystrybucji
Pozostałe przychody Zużycie surowców i
materiałów razem
Świadczenia
pracownicze
Pozostałe koszty EBITDA 2021
mln zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 86 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
wzrost kosztów świadczeń pracowniczych o 71 mln zł (+5% r/r) ze względu na wzrost wynagrodzeń oraz innych składników tj.
premii i ubezpieczeń społecznych.
Nakłady inwestycyjne poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2021 r. w segmencie Dystrybucja wyniosły 3 227 mln zł.
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.3.2. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
Tabela 48 Wyniki finansowe GK PSG
GK PSG (mln zł)
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
5 413
4 684
4 587
4 927
EBITDA
2 862
2 126
1 953
2 337
EBIT
1 634
1 018
924
1 398
Zysk/strata netto
1 221
738
671
1 110
Aktywa ogółem
22 198
19 754
17 564
15 149
Kapitał własny
13 730
12 406
11 686
12 088
* Dane zawierają Korektę dostosowującą wyniki Spółki do polityki rachunkowości GK PGNiG. Korekta dotyczy wartości budynku skorygowanej do wartości kosztu
wytworzenia.
Wytwarzanie
Tabela 49 Przychody ze sprzedaży w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2021
Wytwarzanie wyniki finansowe
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży poza GK PGNiG
2 381
1 844
1 606
1 617
Przychody ze sprzedaży między segmentami
1 042
929
959
770
Przychody ze sprzedaży ogółem, w tym:
3 423
2 773
2 565
2 387
ciepło
1 753
1 469
1 330
1 322
energia elektryczna
1 239
1 053
997
802
dystrybucja ciepła
96
78
75
74
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
1 134
930
856
788
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
55
135
149
316
Tabela 50 Koszty operacyjne w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2021
2021
2020
2019
2018
Koszty ogółem, w tym:
-3 368
-2 638
-2 416
-2 071
zużycie surowców i materiałów
-1 636
-1 166
-1 120
-1 034
świadczenia pracownicze
-238
-234
-219
-205
usługi obce
-244
-207
-195
-191
podatki i opłaty
-76
-65
-65
-77
pozostałe przychody i koszty operacyjne
-95
-171
-111
-93
koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
0
0
1
1
odpisy rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich
odwrócenie
0
-7
0
16
amortyzacja
-1 079
-795
-707
-472
Wykres 30 Zmiany w EBITDA Wytwarzania pomiędzy latami 2018-2021
wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej z wytwarzania o 19% r/r do poziomu 1 084 mln zł przy wyższych cenach
rynkowych i niższym wolumenie sprzedaży o 4% r/r;
wyższe przychody ze sprzedaży ciepła (19% r/r) na poziomie 1,75 mld zł przy niższej średniej temperaturze i wyższych o 6% r/r
wolumenach sprzedaży;
stabilne r/r koszty zakupu węgla na poziomie 808 mln zł w 2021 r. i niższe o 9 mln zł r/r koszty biomasy na poziomie 71 mln zł w
2021 r.;
wzrost kosztów amortyzacji o 284 mln zł r/r., w tym z tytułu amortyzacji CO
2:
972 mln zł.
Nakłady inwestycyjne poniesione na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2021 r. w segmencie Wytwarzanie wyniosły 2 135 mln zł
(w tym z tytułu CO
2
:582 mln zł).
Więcej informacji na temat kluczowych projektów i wydatków inwestycyjnych w segmencie w rozdziale 4.4.2. w sekcji Kluczowe
projekty i inwestycje.
930
+284
+186
+180
-470
+-24
1 134
EBITDA 2020 Przychody ze
sprzedaży ciepła
Przychody ze
sprzedaży energii
elektrycznej
Pozostałe przychody Zużycie pozostałych
surowców i materiałów
Pozostałe koszty EBITDA 2021
mln PLN
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 87 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 51 Wyniki finansowe PGNiG TERMIKA
Wahania wyników finansowych
Obrót, dystrybucja i magazynowanie paliw gazowych, jak również wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji, stanowiące
oprócz poszukiwań i wydobycia węglowodorów, podstawowy przedmiot działalności GK PGNiG, w dużym stopniu podlegają
wahaniom sezonowym.
W przypadku sprzedaży gazu ziemnego i ciepła, przychody w miesiącach zimowych (I i IV kwartał roku) znacznie przewyższają
wartości osiągane w miesiącach letnich (II i III kwartał roku). Sezonowość jest przede wszystkim skutkiem zmiennych warunków
klimatycznych w Polsce, a zakres wahań wyznaczają wartości temperatur – niskie zimą i wyższe latem. Sezonowość tej części
przychodów w znacznie większym stopniu dotyczy odbiorców indywidualnych, kupujących powyższe produkty na cele grzewcze,
aniżeli odbiorców z sektora produkcyjnego.
Z uwagi na konieczność zapewnienia nieprzerwanych dostaw w okresie szczytowego zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny
oraz ze względu na konieczność utrzymania bezpieczeństwa dostaw gazu, wymagane jest zapełnienie podziemnych magazynów
gazu w okresie letnim oraz zwiększenie zamówień na moce w systemie przesyłowym oraz dystrybucyjnym w okresie zimowym.
Wyniki segmentów podlegają również znaczącym wahaniom spowodowanym zmianami cen produktów. Ponadto, wyniki segmentu
Poszukiwanie i Wydobycie odzwierciedlają zmienność profili produkcji ze złóż węglowodorów.
Wykres 31 Wahania przychodów ze sprzedaży GK PGNiG w latach 2020-2021
Wykres 32 Wahania EBITDA GK PGNiG w latach 2020-2021
Tabela 52 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2021 r.
2021
mln zł
GK PGNiG
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
EBITDA I kw
3 393
1 348
493
1 011
463
Skor. EBITDA I kw.
3 117
1 079
493
1 010
463
EBITDA II kw
1 801
1 406
-221
542
171
Skor. EBITDA II kw.
1 536
1 110
-222
541
171
EBITDA III kw
2 197
2 670
-915
545
-22
Skor. EBITDA III kw.
2 159
2 633
-915
544
-22
EBITDA IV kw
8 202
8 106
-1 058
796
522
Skor. EBITDA IV kw.
7 764
7 659
-1 056
803
522
0,0
5 000,0
10 000,0
15 000,0
20 000,0
25 000,0
30 000,0
35 000,0
GK PGNiG PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie
Q1 2020
Q2 2020
Q3 2020
Q4 2020
Q1 2021
Q2 2021
Q3 2021
Q4 2021
mln
-2 000,0
0,0
2 000,0
4 000,0
6 000,0
8 000,0
10 000,0
GK PGNiG PiW OiM Dystrybucja Wytwarzanie
Q1 2020
Q2 2020
Q3 2020
Q4 2020
Q1 2021
Q2 2021
Q3 2021
Q4 2021
mln
PGNiG TERMIKA (mln zł)
2021
2020
2019
2018
Przychody ze sprzedaży
2 894
2 357
2 176
2 016
EBITDA
985
836
777
687
EBIT
68
150
147
286
Zysk/strata netto
7
(519)*
(89)
208
Aktywa ogółem
7 543
6 533
6 876
5 949
Kapitał własny
2 656
2 612
3 133
3 415
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 88 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 53 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2020 r.
2020
mln zł
GK PGNiG
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
EBITDA I kw
2 078
71
909
771
416
Skor. EBITDA I kw.
2 835
829
909
769
416
EBITDA II kw
7 274
173
6 646
405
117
Skor. EBITDA II kw.
7 371
267
6 647
408
117
EBITDA III kw
1 333
478
632
362
35
Skor. EBITDA III kw.
1 288
433
632
362
35
EBITDA IV kw
2 324
207
1 392
618
362
Skor. EBITDA IV kw.
3 104
883
1397
623
369
Omówienie sprawozdania z sytuacji finansowej GK PGNiG
Bilans na dzień 31 grudnia 2021 r. wykazuje sumę bilansową w wysokości 101 576 mln zł, która jest wyższa od wartości na koniec
2020 r. o 38 705 mln zł, czyli ok. 62%.
Aktywa
Wykres 33 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej - Aktywa
Największą pozycję aktywów GK PGNiG stanowią rzeczowe aktywa trwałe, których wartość na dzień 31 grudnia 2021 r. wyniosła 57
480 mln zł i była o 11 237 mln zł (ok. 24% r/r) wyższa od stanu na dzień 31 grudnia 2020 r. Wartości niematerialnie wzrosły z 693
mln zł do 1 826 mln zł na koniec 2021 r., natomiast aktywa z tytułu podatku odroczonego wynosiły łącznie 1 494 mln zł – głównie za
sprawą wyższej wyceny instrumentów pochodnych. Pozycja inwestycje w jednostkach wycenianych metodą praw własności, w
stosunku do końca poprzedniego roku, wzrosła o +18 mln zł (ok. 2% r/r).
Aktywa obrotowe GK PGNiG na koniec 2021 r. wynosiły 44 096 mln zł i były o 27 468 mln zł (ok. 169% r/r) wyższe niż na koniec
2020 r. Wzrost odnotowano głównie na pozycjach: należności 16 462 mln zł, czyli wyższe o 11 174 mln zł – ok. 211% r/r, pochodnych
instrumentów finansowych 7 572, czyli wyżej o 6 262 mln zł – ok. 478% r/r oraz środków pieniężnych i ich ekwiwalentów 11 410,
czyli wyżej o 4 312 mln zł – ok. 61% r/r.
Kapitał własny i zobowiązania
Wykres 34 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej - Pasywa
Podstawowym źródłem finansowania aktywów GK PGNiG jest kapitał własny, którego wartość na koniec 2021 r. wynosiła 44 379
mln zł, co oznacza wzrost o 254 mln zł (1% r/r) w relacji do 2020 r. Na zmianę poziomu kapitałów własnych wpływ miała przede
wszystkim wartość zysku zatrzymanego, która r/r wzrosła o 4 801 mln zł (ok. 13% r/r) oraz spadek wartości kapitału z tytułu
stosowania rachunkowości zabezpieczeń o -4 582 mln zł r/r (ok. -285x r/r).
62 871
+7 627
+18
+3 592
+5 551
+6 262
+4 312
+11 343
101 576
Aktywa
31.12.2020
Rzeczowe
aktywa trwałe
Inwestycje w
jednostkach
wycenianych
metoda praw
własności
Pozostałe aktywa Zapasy Pochodne
instrumenty
finansowe
Środki pieniężne
i ich ekwiwalenty
Pozostałe aktywa
obrotowe
Aktywa
31.12.2021
mln zł
Aktywa trwałe +11 237 Aktywa obrotowe +27 468
62 871
+254
+10 453
+27 998
101 576
Pasywa 31.12.2020 Kapitał własny Zobowiązania z tytułu zadłużenia Pozostałe pasywa Pasywa 31.12.2021
mln zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 89 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Stan zobowiązań długoterminowych na koniec 2021 r. wyniósł 20 107 mln zł i był wyższy od poziomu z dnia 31 grudnia 2020 r. o
8 441 mln zł (ok. 72% r/r). Zmiana poziomu zobowiązań długoterminowych wynika m.in. ze zwiększonej wartości pochodnych
instrumentów finansowych o 4 582 mln zł (16x r/r) oraz wzrostu zobowiązań z tytułu podatku odroczonego o 3 344 (ok. 150% r/r).
Największy wzrost odnotowano na pozycji zobowiązań krótkoterminowych. Na dzień 31 grudnia 2021 r. ich wartość wyniosła 37 090
mln zł, czyli o 30 010 mln zł więcej niż w relacji do końca 2020 r. (ok. 424%). Duży wzrost na omawianej pozycji związany jest głównie
ze zwiększeniem zobowiązań z tytułu zadłużenia krótkoterminowego o 9 823 mln zł (ok. 29x r/r), zobowiązań z zobowiązań z tytułu
dostaw i podatków o 9 627 mln zł (292% r/r) oraz zobowiązań z tytułu pochodnych instrumentów finansowych o 9 051 mln zł (ok.
813% r/r).
Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania z sytuacji finansowej dostępna jest w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym
Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.
Omówienie sprawozdania z przepływów pieniężnych GK PGNiG
Wykres 35 Wybrane pozycje sprawozdania z przepływów pieniężnych
Na sprawozdanie z przepływów pieniężnych GK PGNiG w 2021 r. wpływ miały w zakresie z działalności operacyjnej: wyższe ujemne
przepływy w związku ze zmianą stanu kapitału obrotowego na poziomie -10,0 mld zł (w 2020 r. +1,0 mld zł), pomimo osiągnięcia
wyższych wyników operacyjnych, a w konsekwencji wyższe zapotrzebowanie na kapitał obrotowy na zakup gazu po znacząco
wyższych cenach niż w poprzednich kwartałach i latach.
Na sprawozdanie z przepływów pieniężnych GK PGNiG w 2021 r. w zakresie z działalności inwestycyjnej wpływ miały wyższe wydatki
na rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne w wysokości 8,3 mld zł, w tym m.in. 3,4 mld zł w segmencie Poszukiwanie i
Wydobycie (w tym akwizycja aktywów INEOS), 3,2 mld zł w segmencie Dystrybucja i 1,2 mld zł w segmencie Wytwarzanie (bez
uwzględnienia wydatków na CO
2
).
Natomiast na sprawozdanie z przepływów pieniężnych wpływ miały w zakresie z działalność finansowej:
wzrost zadłużenia GK PGNiG spowodowany wyższym zapotrzebowaniem na kapitał obrotowy oraz koniecznością uzupełniania
depozytów zabezpieczających transakcje giełdowe i finansowe związane z instrumentami pochodnymi;
stan zadłużenia z tytułu kredytów, obligacji i leasingu na koniec 2021 r. wyniósł 14,6 mld zł (wzrost o 10,5 mld zł r/r);
zadłużenie netto (łączne zadłużenie z tytułu kredytów, obligacji i leasingu pomniejszone o środki pieniężne i ich ekwiwalenty)
wyniosło 3,2 mld zł (na koniec 2020 r. zadłużenie netto wynosiło -2,9 mld zł);
Wypłacona dywidenda w kwocie 1 213 mln zł, czyli 0,21 zł na akcję.
Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania z przepływów pieniężnych dostępna jest w Skonsolidowanym Sprawozdaniu
Finansowym Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.
Wskaźniki rentowności
Wykres 36 ROE
ROE liczone jako zysk netto do stanu kapitałów
własnych na koniec okresu.
Niższy poziom wskaźnika ROE i ROA w
2021 r. spowodowany niższym wzrostem
zysku netto w porównaniu do 2020 r.
Wykres 37 ROA
ROA liczone jako zysk netto w relacji do stanu
aktywów na koniec okresu.
Niższy poziom wskaźnika ROE i ROA w
2021 r. spowodowany niższym wzrostem
zysku netto w porównaniu do 2020 r.
Wykres 38 Rentowność sprzedaży
netto (ROS)
Rentowność sprzedaży netto liczone jako zysk
netto odniesiony do przychodów ze sprzedaży.
Niższy poziom wskaźnika ROS w 2021 r.
spowodowany wzrostem poziomu
sprzedaży w porównaniu do 2020 r.
7 098
+3 470
-8 092
+8 628
+306
11 410
Środki pieniężne i ich
ekwiwalenty 31.12.2020
Działalność operacyjna Działalność inwestycyjna Działalność finansowa Różnice kursowe i odpisy Środki pieniężne i ich
ekwiwalenty 31.12.2021
mln zł
3,6%
16,6%
13,6%
2019 2020 2021
2,3%
11,7%
5,9%
2019 2020 2021
3,3%
18,7%
8,6%
2019 2020 2021
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 90 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Przewidywana sytuacja finansowa oraz tendencje na rynku kluczowych produktów
Przewidywana sytuacja finansowa GK PGNiG
Na sytuację finansową GK PGNiG w przyszłych okresach będą w istotnym stopniu oddziaływać zmiany cen węglowodorów na
rynkach surowców oraz zmiany kursów walut. Powyższe czynniki będą szczególnie istotne dla wyników generowanych przez GK
PGNiG w segmentach Poszukiwanie i Wydobycie oraz Obrót i Magazynowanie. Zmiana notowań cen węglowodorów przekłada się
na przychody ze sprzedaży realizowane przez podmioty GK PGNiG zajmujące się wydobyciem oraz ma wpływ na poziom popytu na
usługi sejsmiczne i poszukiwawcze świadczone przez spółki GK PGNiG. Wzrost cen gazu i ropy naftowej wpływa pozytywnie na
wyniki w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie. Długoterminowe prognozy cen węglowodorów mają znaczący wpływ na
prognozowane przepływ pieniężne z majątku produkcyjnego i w konsekwencji na konieczność aktualizacji wartości aktywów trwałych.
Z uwagi na powiązanie cen ropy naftowej z ceną gazu w ramach kontraktu jamalskiego i kontraktu katarskiego, cena ropy naftowej
ma przeciwne do obserwowanego w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie oddziaływanie na wyniki segmentu Obrót i
Magazynowanie. Wzrost cen ropy naftowej przekłada się na wzrost kosztów zakupu gazu ziemnego przez PGNiG. Zależność ta
została istotnie ograniczona w przypadku kontraktu jamalskiego dzięki pozytywnemu dla PGNiG wyrokowi Trybunału Arbitrażowego
w Sztokholmie w kwestii dotyczącej stosowanej w kontrakcie jamalskim formuły cenowej. Na wyniki realizowane przez GK PGNiG
istotny wpływ będzie miała także sytuacja na krajowym rynku walutowym. Umacnianie się złotego względem walut obcych (głównie
względem dolara amerykańskiego) będzie oddziaływać pozytywnie na wyniki segmentu Obrót i Magazynowanie, obniżając koszt
importu gazu ziemnego przez PGNiG, przy czym należy zaznaczyć, iż w wyniku prowadzonej przez spółki GK PGNiG polityki
zabezpieczeń, wpływ zmian kursów walutowych na wyniki jest optymalizowany.
Na sytuację finansową GK PGNiG wpłynie także stanowisko Prezesa URE odnośnie poziomu taryf sprzedaży i dystrybucji paliw
gazowych oraz sprzedaży ciepła. Dodatkowo, postępująca liberalizacja rynku gazu w Polsce będzie w dalszym ciągu wywoływać
presję na wyniki realizowane przez spółki GK PGNiG świadczące usługi sprzedaży gazu działające w segmencie Obrót i
Magazynowanie. Powyższe czynniki mogą wpłynąć na obniżenie rentowności segmentu Obrót i Magazynowanie poprzez
zmniejszenie uzyskiwanych marż na sprzedaży.
W przypadku segmentu Wytwarzanie ważnym z punktu widzenia działalności GK PGNiG będzie kształt programów wsparcia
wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji oraz ze źródeł odnawialnych. Zmiany rynkowe cen uprawnień do
emisji CO
2
będą w coraz większym stopniu wpływać na sytuację finansową GK PGNiG w tym segmencie. Istotnym elementem
kształtującym wyniki segmentu Wytwarzanie będzie poziom cen paliw produkcyjnych wykorzystywanych na potrzeby produkcji ciepła
i energii elektrycznej, w tym gazu ziemnego.
Przewidywana sytuacja finansowa i działalność operacyjna GK PGNiG będzie znajdować się pod wpływem rozwoju sytuacji na
Ukrainie i trwającej tam militarnej inwazji Federacji Rosyjskiej. Sukcesywnie wprowadzane sankcje gospodarcze i personalne wobec
rosyjskich podmiotów i obywateli, jak również zagrożenie infrastruktury i tym samym bezpieczeństwa przepływu gazu ziemnego z
kierunku wschodniego mogą negatywnie wpłynąć na międzynarodowy rynek gazu i powodować dalsze wzrosty cen gazu i osłabianie
się polskiej waluty. Więcej informacji na temat zmian zachodzących w otoczeniu GK PGNiG na początku 2022 r. znajduje się w
punkcie 3.1.
Perspektywy rynku ropy naftowej, gazu ziemnego, energii elektrycznej i uprawnień do emisji CO
2
W nadchodzących miesiącach na ceny ropy będzie miał wpływ rozwój sytuacji gospodarczej na świecie i liczne niewiadome związane
z rosyjską agresją na Ukrainie i - w mniejszym stopniu - pandemią. Od początku inwazji Rosji na Ukrainę nie stwierdzono ograniczeń
w imporcie ropy, jednak kupujący obawiają się ograniczenia lub całkowitego odcięcia tych dostaw wraz z eskalacją konfliktu. W
związku z niepewną sytuacją podażową w najbliższych tygodniach należy spodziewać się dalszych gwałtownych zmian cen na
giełdach, m.in. w efekcie podejmowanych decyzji o ograniczaniu lub wstrzymywaniu zakupów rosyjskiej ropy. Trwają dyskusje nad
rozszerzeniem sankcji na produkty energetyczne, jednak państwa członkowskie Unii Europejskiej nie są w tej kwestii jednomyślne.
Ceny gazu w Europie będą utrzymywać się na wysokim poziomie zarówno w końcówce trwającego sezonu zimowego jak i z coraz
większym prawdopodobieństwem również w okresie letnim. Od 24 lutego 2022 r. notowany jest ich bardzo szybki wzrost oraz wysoka
zmienność. Do 7 marca 2022 r. wzrosły do 227 EUR/MWh, czyli o 284% osiągając w dniu 7 marca 2022 r. lokalny szczyt w wysokości
354 EUR/MWh. W długim terminie należy zatem oczekiwać, iż trwający obecnie konflikt przyspieszy transformację energetyczną
Europy oraz proces uniezależniania się od rosyjskich surowców energetycznych. Europejski rynek będzie prawdopodobnie
poszukiwał źródeł pozyskania gazu innych niż gaz rosyjski, wobec czego należy spodziewać się zwiększonego popytu na LNG oraz
intensywnego zatłaczania magazynów gazu.
W Polsce planowane wzrosty mocy importowych i ogólnie dywersyfikacja źródeł pozyskania gazu będzie łagodziła trudną sytuację
podażową na globalnym rynku. Nierozwiązana pozostaje kwestia potencjalnego zwiększenia wydobycia na Holenderskim złożu
Groningen. Pomimo licznych protestów lokalnej społeczności rząd rozważa wzrost produkcji 7,6 mld m
3
/r, w porównaniu z wcześniej
oczekiwanym poziomem 3,9 mld m
3
/r. powodem jest zwiększone o 1,1 mld m
3
zapotrzebowanie Niemiec.
Cena uprawnień do emisji CO
2
(EUA - ang. European Emission Allowances) będzie w głównej mierze zależeć od udziału źródeł
konwencjonalnych w strukturze produkcji energii elektrycznej, który jest pochodną produktywności odnawialnych źródeł energii oraz
marżowości źródeł wytwórczych opartych o węgiel kamienny, węgiel brunatny i gaz ziemny. Obecny stan, w którym ceny gazu
ziemnego są relatywnie wyższe niż węgla, powoduje zwiększoną generację energii elektrycznej z paliw wysoko emisyjnych. To w
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 91 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
połączeniu z niską generacja OZE w minionym roku, doprowadziło do potężnych wzrostów cen EUA do poziomu przekraczającego
90 EUR/t CO
2
. Unia Europejska stosuje mechanizm corocznego ograniczania podaży certyfikatów. Mniejsza ilość dostępna dla
członków Unii Europejskiej ma zniechęcić ich do produkcji energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych. Starania państw
członkowskich o dynamiczny wzrost udziału OZE w krajowym miksie energetycznym mogą zatrzymać wzrost cen certyfikatów przez
kilka kolejnych lat, natomiast analitycy spodziewają się stabilnego, silnego wzrostu notowań po 2025 r. Z drugiej strony w obliczu
rosyjskiej agresji na Ukrainę i wzrostów cen gazu, ceny uprawnień do emisji CO
2
na początku 2022 roku znacząco spadły. Może być
to związane z przewidywaniami spadku tempa wzrostu gospodarek europejskich i w efekcie – mniejsze potrzeby emisji.
Cena energii elektrycznej w Polsce w 2022 r. będzie uzależniona od poziomów cen uprawnień do emisji CO
2
. Oddanie nowych mocy
wytwórczych OZE (szczególnie dużych projektów PV) i niższy poziom cen certyfikatów EUA (z potencjałem realizacji zysków przez
instytucje finansowe) mogą doprowadzić do spadku cen energii elektrycznej w bieżącym roku. Z drugiej strony, możliwe ograniczenia
importu węgla mogą negatywnie wpłynąć na koszt wytwarzania energii elektrycznej w kraju.
Publikacja prognoz wyników finansowych i operacyjnych
Spółka nie publikuje prognoz wyników finansowych. W opublikowanej w 2017 r. strategii Spółka zapowiedziała wygenerowanie
skumulowanego wyniku EBITDA Grupy na poziomie ok. 33,7 mld zł w latach 2017-2022 dzięki programowi inwestycyjnemu. Na
koniec 2020 r. skumulowana EBITDA wyniosła 47,8 mld zł, co stanowi ok. 142% zaplanowanego wyniku do 2022 r.
Wykres 39 Skumulowana EBITDA GK PGNiG w latach 2017-2021 i cel strategiczny 2022 r.
W dniu 1 grudnia 2021 r. Spółka opublikowała prognozę wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej w latach 2022-2024.
Tabela 54 Prognoza wydobycia gazu ziemnego w latach 2022-2024*
mld m
3
2022
2023
2024
Polska
3,7
3,7
3,9
Zagranica, w tym:
2,9
2,8
2,9
- Norwegia
2,6
2,4
2,6
- Pakistan
0,3
0,4
0,3
Razem
6,6
6,5
6,8
* W przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 MJ/m
3
.
Tabela 55 Prognoza wydobycia ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL w latach 2022-2024
tys. ton
2022
2023
2024
Polska
603
569
534
Zagranica, w tym:
920
791
894
Norwegia
920
791
904
Razem
1 523
1 360
1 428
Sytuacja pandemiczna w latach 2020-2021 spowodowała wydłużenie realizacji procesów inwestycyjnych o kilkanaście miesięcy, co
skutkuje mniejszym prognozowanym wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w kolejnych latach. Wpływ na wielkość
prognozowanego wolumenu wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego mają także ograniczenia w odbiorze gazu przez EC Gorzów
w 2022 r., a w latach 2023-2024 - realizacja zadań inwestycyjnych, których wykonanie wymaga wydłużonego przestoju instalacji
technologicznych kopalni Dębno i Lubiatów.
Wzrost produkcji gazu ziemnego w Norwegii w okresie 2021-2024 spowodowany jest akwizycją złóż Ormen Lange, Marulk i Alve
oraz uruchomieniem produkcji ze złóż Ærfugl Nord, Duva i pozostałych otworów na strukturze Ærfugl. Ponadto, w 2024 r. planowane
jest uruchomienie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha.
Wzrost poziomu wydobycia ropy naftowej oraz NGL w Norwegii w okresie 2022-2024 spowodowany jest akwizycją złóż Ormen
Lange, Marulk i Alve. Spadek wydobycia w 2023 r. to efekt naturalnego procesu sczerpania złóż. Zakłada się, że spadek zostanie
zatrzymany w 2024 r. wraz z uruchomieniem produkcji ze złoża Tommeliten Alpha.
6,6
13,7
19,2
32,2
47,8
33,7
skumulowana EBITDA
2017
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2018
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2019
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2020
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2021
skumulowana EBITDA w
latach 2017-2022
mld zł
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 92 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Zarządzanie zasobami finansowymi oraz płynność GK PGNiG
Kredyty, pożyczki oraz dłużne papiery wartościowe
W związku z utrzymywaniem się wysokich cen paliwa gazowego na giełdach energii, w tym m.in. na TGE w Polsce, TTF w Holandii
oraz THE w Niemczech, w dniu 17 grudnia 2021 r. PGNiG zawarło 3 nowe umowy kredytów z Bankiem Gospodarstwa Krajowego,
PKO Bankiem Polskim SA i CaixaBank SA Oddział w Polsce zwiększające możliwości pozyskania finansowania krótkoterminowego
w okresie do 9 miesięcy od dnia zawarcia o łączną kwotę 2,7 mld zł.
Tabela 56 Najistotniejsze umowy kredytów GK PGNiG na 31 grudnia 2021 r.
Bank
Maksymalna wartość
zadłużenia w ramach
umów w mln
Waluta
Rodzaj
oprocentowania
Rodzaj kredytu
Termin
obowiązywania
Konsorcjum 9 banków
500
USD
zmienne
kredyt długoterminowy
30.06.2026
Konsorcjum 10 banków
10 000
PLN
zmienne
kredyt obrotowy
24.06.2024
Banki Gospodarstwa Krajowego
1 200
PLN
zmienne
kredyt w rachunku bieżącym
16.09.2022
PKO Bank Polski SA
800
PLN
zmienne
kredyt w rachunku bieżącym
16.09.2022
CaixaBank SA Oddział w Polsce
700
PLN
zmienne
kredyt w rachunku bieżącym
16.09.2022
Bank Gospodarstwa Krajowego
271
PLN
zmienne
kredyt długoterminowy
27.08.2027
Agencja Rozwoju Przemysłu SA
100
PLN
zmienne
pożyczka długoterminowa
31.08.2029
Bank Pekao S.A.
75
PLN
zmienne
kredyt w rachunku bieżącym
16.07.2022
Deutsche Bank Munich
80
EUR
zmienne
kredyt w rachunku bieżącym
-
PKO Bank Polski
20
EUR
zmienne
kredyt w rachunku bieżącym
31.03.2022
Szczegółowe informacje na temat pożyczek udzielonych przez PGNiG spółkom zależnym i innym spółkom powiązanym
zaprezentowane zostały w nocie 7.4 Jednostkowego Sprawozdania Finansowego PGNiG za 2021 r.
W styczniu i lutym 2022 roku Spółka zawarła kolejne umowy kredytów krótkoterminowych z bankami: Societe Generale SA Oddział
w Polsce, konsorcjum banków Bank of China Limited działającego poprzez Bank of China Limited Luxembourg Branch i Bank of
China (Europe) S.A. działającego poprzez Bank of China (Europe) S.A. Oddział w Polsce, Deutsche Bank Polska S.A. oraz Credit
Agricole Bank Polska S.A. na łączną kwotę 1,8 mld zł.
Emisja papierów wartościowych oraz wykorzystanie wpływów z emisji
W dniu 28 października 2020 r. PGNiG zawarło aneks nr 1 do Umowy Programowej z dnia 21 grudnia 2017 r. w związku z programem
emisji obligacji na kwotę 5 mld złotych z organizatorami emisji: ING Bankiem Śląskim SA, Bankiem Polska Kasa Opieki SA, Bankiem
Handlowym w Warszawie SA oraz Bankiem BNP Paribas Bank Polska SA. Aneks nr 1 dostosowuje program do aktualnego porządku
prawnego i wydłuża czas trwania Programu do dnia 28 października 2025 r. W ramach Programu PGNiG 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. Obligacje będą
emitowane w celu uzyskania środków na zaspokojenie bieżących potrzeb finansowych związanych z realizacją strategii Grupy
PGNiG.
Tabela 2 Program emisji dłużnych papierów wartościowych na 31 grudnia 2021 r.
Bank
Limit Emisji
Waluta
Termin
zapadalności
Przedmiot umowy
Termin
obowiązywania
umowyi
Konsorcjum 4 banków:
Bank Pekao S.A.
ING Bank Śląski S.A.
Bank Handlowy w Warszawie S.A.
BNP Paribas Bank Polska S.A
5 000 mln
PLN
do 10 lat
program emisji obligacji
28.10.2025
Na dzień 31 grudnia 2021 r. nie wystąpiło zadłużenie PGNiG z tytułu emisji obligacji w ramach GK PGNiG.
Instrumenty finansowe
Tabela 57 Główne pozycje bilansowe aktywów finansowych w podziale na kategorie
2021
2020
Pozycja bilansowa
Pozycja
szczegółowa
w nocie
Aktywa
finansowe
wyceniane
według
zamortyzowan
ego kosztu
Aktywa
finansowe
wyceniane
w wartości
godziwej
przez wynik
finansowy
Instrumenty
finansowe w
rachunkowośc
i zabezpieczeń
Razem
Pożyczki i
należności
wyceniane
według
zamortyzowane
go kosztu
Aktywa
finansowe
wyceniane
w wartości
godziwej
przez
wynik
finansowy
Instrumenty
finansowe w
rachunkowośc
i zabezpieczeń
Razem
Należności
Należności z
tytułu dostaw
i usług
11 437
-
-
11 437
4 449
-
-
4 449
Pochodne instrumenty finansowe
-
7 077
1 891
8 968
-
1 004
449
1 453
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
11 410
-
-
11 410
7 098
-
-
7 098
Razem
22 847
7 077
1 891
31 815
11 547
1 004
449
13 000
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 93 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 58 Główne pozycje bilansowe zobowiązań finansowych w podziale na kategorie
2021
2020
Pozycja bilansowa
Pozycja
szczegółowa
w nocie
Zobowiązania
finansowe
wyceniane wg
zamortyzowaneg
o kosztu
Zobowiązani
a finansowe
wyceniane w
wartości
godziwej
przez wynik
finansowy
Instrumenty
finansowe w
rachunkowoś
ci
zabezpieczeń
Razem
Zobowiązania
finansowe
wyceniane wg
zamortyzowaneg
o kosztu
Zobowiązani
a finansowe
wyceniane w
wartości
godziwej
przez wynik
finansowy
Instrument
y
finansowe
w
rachunkow
ości
zabezpiecz
eń
Razem
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
Kredyty
bankowe
12 153
-
-
12 153
1 995
-
-
1 995
Dłużne
papiery
wartościowe
-
-
-
-
-
-
-
-
Zobowiązania z tytułu dostaw i
podatków
Zobowiązani
a z tytułu
dostaw i
usług
4 575
-
-
4 575
1 199
-
-
1 199
Pochodne instrumenty finansowe
-
9 362
5 669
15
031
-
780
618
1 398
Razem
16 728
9 362
5 669
31 759
3 194
780
618
4 592
Szczegółowe informacje dotyczące instrumentów finansowych znajdują się w nocie 7.1 Skonsolidowanego Sprawozdania
Finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.
Wskaźniki zadłużenia
Wykres 40 Dług netto/EBITDA
Wykres 41 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem;
wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
Dług netto liczony jako suma posiadanych kredytów bankowych
(zarówno krótko jak i długoterminowych), dłużnych papierów
wartościowych oraz zobowiązań z tytułu leasingu oraz pożyczek,
pomniejszoną o środki pieniężne i ich ekwiwalenty oraz środki pieniężne
prezentowane jako aktywa długoterminowe.
W celu analizy zadłużenia GK PGNiG Zarząd korzysta ze wskaźnika
Dług netto/EBITDA. Zgodnie ze Strategią wskaźnik ten nie powinien
przekroczyć poziomu 2,0.
Wzrost wskaźników w 2021 r. spowodowany jest istotnie wyższą
wartością zobowiązań przy wzroście EBITDA.
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem liczony jako suma
zobowiązań w relacji do sumy pasywów.
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ogółem liczony
jako suma zobowiązań do kapitału własnego.
Wzrost wskaźników w 2021 r. spowodowany jest wzrostem wartości
zobowiązań, głównie krótkoterminowych.
Wskaźniki płynności
Wykres 42 Wskaźniki płynności
Wskaźnik bieżącej płynności liczony jako aktywa obrotowe do
zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu świadczeń
pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).
Wskaźnik szybki płynności liczony jako aktywa obrotowe minus
zapasy do zobowiązań krótkoterminowych (bez zobowiązań z tytułu
świadczeń pracowniczych, rezerw i przychodów przyszłych okresów).
Spadek wskaźników w 2021 r. spowodowany jest wyższymi
zobowiązaniami krótkoterminowymi.
0,67
-0,20
0,21
2019 2020 2021
35,6%
29,8%
56,3%
55,3%
42,5%
128,8%
2019 2020 2021
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
1,6
3,0
1,3
1,2
2,6
1,0
2019 2020 2021
Wskaźnik bieżącej płynności
Wskaźnik szybkiej płynności
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 94 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Ocena zarządzania zasobami finansowymi oraz możliwości realizacji zamierzeń inwestycyjnych
GK PGNiG aktywnie zarządza zasobami finansowymi optymalizując zarówno strukturę zadłużenia, jak i koszty finansowania. Spółki
GK PGNiG dostosowują formę finansowania w zależności od celu, na jaki przeznaczone jest dane finansowanie (działalność
operacyjna, inwestycyjna) oraz okresu, na jaki finansowanie ma zostać udzielone. Wśród dostępnych dla spółek GK PGNiG form
finansowania należy wymienić kredyty bankowe, leasing finansowy oraz pożyczki wewnątrzgrupowe udzielanie przez PGNiG.
Ważnym elementem podnoszącym efektywność zarządzania zasobami finansowymi jest system zarządzania płynnością finansową,
w ramach którego możliwe jest wzajemne bilansowanie sald wskazanych rachunków bankowych PGNiG i spółek zależnych, tzw.
cash pooling. Dzięki systemowi cash poolingu w obrębie jednej grupy kapitałowej środki pieniężne podmiotów posiadających
nadpłynność są wykorzystywane do finansowania działalności podmiotów wykazujących niedobór środków pieniężnych. Dzięki
systemowi cash poolingu podnosi się nie tylko efektywność wykorzystania środków pieniężnych w ramach GK PGNiG, ale także
obniża się istotnie koszty odsetek ponoszonych przez spółki finansujące niedobory środków pieniężnych w ramach tego systemu.
Oceniając efektywność zarządzania zasobami finansowymi należy wskazać na optymalny poziom dywersyfikacji portfela instytucji
finansowych. Należy także zauważyć, iż różnorodność dostępnych źródeł finansowania oraz narzędzi zarządzania płynnością
w ramach GK PGNiG powoduje, iż nie występują problemy z wywiązywaniem się spółek GK PGNiG z zaciągniętych zobowiązań
finansowych.
Grupa posiada stabilną pozycję finansową, a generowane przepływy pieniężne oraz dostępne źródła finansowania pozwalają na
realizację planowanych zadań inwestycyjnych. Grupa PGNiG zarządza strukturą nakładów inwestycyjnych w zależności od sytuacji
rynkowej i koncentruje się na najbardziej efektywnych projektach inwestycyjnych. Najważniejsze zadania inwestycyjne przewidziane
do realizacji w kolejnych latach znajdują się w rozdziale 2.3.2.
Udzielone poręczenia, gwarancje oraz pozostałe aktywa i zobowiązania warunkowe
Na dzień 31 grudnia 2021 r. najistotniejszą pozycję zobowiązań warunkowych GK PGNiG stanowiły gwarancje i poręczenia, których
łączna wartość ujawniona w skonsolidowanym sprawozdaniu wynosiła 6,5 mld zł (4,8 mld zł na dzień 31 grudnia 2019 r.).
Główna pozycja dotyczy gwarancji wystawionej przez PGNiG na rzecz państwa norweskiego z tytułu wykonywania przez spółkę
PGNiG UN prac na norweskim szelfie kontynentalnym, której wartość na koniec 2021 r. w przeliczeniu na zł wynosi 2,9 mld zł (2,9
mld zł na koniec 2020 r.).
Wzrost wartości zobowiązań warunkowych z tytułu udzielonych poręczeń i gwarancji w bieżącym okresie związany jest przede
wszystkim z wystawieniem gwarancji w wysokości 1,6 mld PLN (według kursu NBP z dnia 31 grudnia 2021 roku), będących
zabezpieczeniem zawartych umów czarterów statków do przewozu gazu LNG.
Umowy gwarancji i poręczeń zawarte w bieżącym okresie na łączną kwotę 2,0 mld zł dotyczyły przede wszystkim zabezpieczenia
dostaw gazu.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 95 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
5.4 Sytuacja finansowa PGNiG w 2021 r.
Tabela 59 Wybrane dane finansowe PGNiG w latach 2020-2021
Dane dotyczące jednostkowego sprawozdania finansowego
w mln PLN
w mln EUR
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2021
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2020
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2021
12 miesięcy
zakończone 31
grudnia 2020
Przychody ze sprzedaży
36 768
21 237
8 032
4 747
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
6 693
8 714
1 462
1 948
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
5 849
7 895
1 278
1 765
Zysk przed opodatkowaniem
6 264
8 490
1 368
1 898
Zysk netto
5 121
6 909
1 119
1 544
Całkowite dochody razem
2 327
5 900
508
1 319
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
(2 607)
9 394
(570)
2 100
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej
361
(2 794)
79
(624)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
8 714
(3 591)
1 904
(803)
Przepływy pieniężne netto
6 468
3 009
1 413
673
Zysk netto i rozwodniony zysk netto na jedną akcję przypisany
zwykłym akcjonariuszom (odpowiednio w PLN i w EUR)
0,89
1,20
0,19
0,27
Dane dotyczące jednostkowego sprawozdania finansowego
w mln PLN
w mln EUR
Stan na 31 grudnia
2021
Stan na 31 grudnia
2020
Stan na 31 grudnia
2021
Stan na 31 grudnia
2020
Aktywa razem
69 690
43 746
15 152
9 480
Zobowiązania razem
34 120
7 516
7 418
1 629
Zobowiązania długoterminowe
7 270
3 871
1 580
839
Zobowiązania krótkoterminowe
26 850
3 645
5 838
790
Kapitał własny
35 570
36 230
7 734
7 851
Kapitał akcyjny i zapasowy ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości
nominalnej
7 518
7 518
1 635
1 629
Liczba akcji (średnia ważona w okresie w mln szt.)
5 778
5 778
5 778
5 778
Wartość księgowa i rozwodniona wartość księgowa na jedną akcję
(odpowiednio w PLN i w EUR)
6,16
6,27
1,34
1,36
Zadeklarowana lub wypłacona dywidenda na jedną akcję
(odpowiednio w PLN i w EUR)
0,21
0,09
0,05
0,02
W 2021 r. spółka PGNiG S.A. odnotowała wynik EBITDA na poziomie 6 693 mln zł, a więc niższym o 2 021 mln zł niż w analogicznym
okresie ubiegłego roku. Zmiany wyniku EBITDA w poszczególnych segmentach działalności zostały zaprezentowane na poniższym
wykresie.
Wykres 43 Zmiany w EBITDA PGNiG pomiędzy latami 2020-2021
Spadek wyniku EBITDA w segmencie Obrót i Magazynowanie (-9 803 mln zł) jest efektem pozytywnego wpływu na koszty 2020 r.
rozliczenia na podstawie aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export (+4 915 mln zł) oraz wzrostu cen nabycia gazu
w 2021 r.
Wzrost wyniku EBITDA w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie (+7 353 mln zł) spowodowany jest głównie wzrostem cen gazu
oraz rozwiązaniem odpisów aktualizujących wartość majątku trwałego. Pozytywny wpływ na wynik EBITDA segmentu wywarł również
wyższy wynik na sprzedaży ropy naftowej wywołany wzrostem cen jednostkowych sprzedaży.
Wzrost wyniku EBITDA w segmencie Pozostałe (+429 mln zł) spowodowany jest m.in. wynikiem na różnicach kursowych netto
dotyczących działalności operacyjnej.
8 714
7 353
-9 803
429
6 693
EBITDA w 2020 r. PiW OiM Pozostałe i eliminacje EBITDA w 2021 r.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 96 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Analiza wskaźnikowa
Rentowność
Wykres 44 ROE i ROA
Niższy poziom wskaźnika ROA i ROE w 2021 r.
spowodowany niższym zyskiem netto w 2021 r. w porównaniu
z analogicznym okresem 2020 r. w związku z wpływem na
koszty w 2020 r. aneksu zawartego z Gazprom.
Wykres 45 Rentowność sprzedaży netto
Niższy poziom wskaźnika Rentowność sprzedaży netto w
2021 r. spowodowany niższym zyskiem netto w 2021 r. w
porównaniu z analogicznym okresem 2020 r. w związku z
wpływem na koszty w 2020 r. aneksu zawartego z Gazprom.
Wskaźniki zadłużenia
Wykres 46 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem,
Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami
Wzrost wskaźnika obciążenia zobowiązaniami ogółem w 2021
r. spowodowany jest wzrostem wartości zobowiązań, w tym w
szczególności:
- zobowiązań z tytułu instrumentów pochodnych (+12 mld zł);
- zadłużenia odsetkowego (+10 mld zł);
- zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz innych (+5 mld zł).
Główną przyczyną powyższych odchyleń są dynamiczne
wzrosty cen gazu na rynku zanotowane w drugiej połowie
2021 r.
Wzrost wskaźnika obciążenia kapitału własnego ogółem w
2021 r. spowodowany jest wzrostem wartości zobowiązań.
Wskaźniki płynności
Wykres 47 Wskaźnik bieżącej i szybkiej płynności
W konsekwencji silnej dynamiki cen rynkowych gazu w drugiej
połowie 2021 r., istotnie (niekiedy wielokrotnie) wzrosły także
salda pozycji bilansowych uzależnionych od tych cen, m.in.
należności i zobowiązania z tytułu dostaw i usług, zapasy,
aktywa i zobowiązania z tytułu pochodnych instrumentów
finansowych, środki pieniężne (w tym depozyty). Zostały także
zaciągnięte kredyty na obsługę bieżącej działalności. W
efekcie, pomimo znacznej nadwyżki wartości aktywów
obrotowych nad zobowiązaniami krótkoterminowymi (10,7
mld zł, wzrost o 1,3 mld zł r/r), wskaźnik ich wzajemnej relacji
spadł. Niemniej jednak wskaźnik płynności szybkiej notuje
bezpieczny poziom >1.
Tabela 60 Nakłady inwestycyjne PGNiG w latach 2018-2021
Lp.
Obszar
2021
2020
2019
2018
I
Poszukiwanie i Wydobycie, w tym:
750
884
997
989
1
Poszukiwanie
361
587
614
764
w tym nakłady na odwierty negatywne
50
39
109
99
2
Wydobycie
389
297
384
225
II
Obrót i Magazynowanie oraz Pozostałe segmenty
58
67
93
87
1
Obrót
5
31
62
0
2
Magazyny segmentu Obrót i Magazynowanie
53
37
31
87
III
Pozostałe segmenty
164
75
49
138
IV
Nakłady inwestycyjne łącznie (I+II+III)
971
1 026
1 140
1 213
* W tym m.in. skapitalizowane koszty finansowania zewnętrznego.
5,7%
19,1%
14,4%
4,3%
15,8%
7,3%
2019 2020 2021
ROE ROA
7,7%
32,5%
13,9%
2019 2020 2021
25,4%
17,2%
49,0%
34,1%
20,7%
95,9%
2019 2020 2021
Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem
1,8
4,1
1,4
1,3
3,5
1,1
2019 2020 2021
Wskaźnik bieżącej płynności
Wskaźnik szybkiej płynności
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 97 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
6. Ład korporacyjny
6.1 Oświadczenie o stosowaniu zasad ładu korporacyjnego
Stosowany zbiór zasad ładu korporacyjnego
W 2021 r. PGNiG stosowało się do zbioru zasad ładu korporacyjnego zawartego w dokumencie "Dobre Praktyki Spółek Notowanych
na Giełdzie Papierów Wartościowych 2016" (dalej „DPSN 2016”), przyjętych Uchwałą Nr 26/1413/2015 z dnia 13 października 2015
r. przez Radę Giełdy, oraz od momentu wejścia w życie w lipcu 2021 r. – „Dobre Praktyki Spółek Notowanych na GPW 2021”,
przyjętych Uchwałą Rady Giełdy Nr 13/1834/2021 z dnia 29 marca 2021 r. (dalej „Dobre Praktyki 2021”, „DPSN 2021”).
Teksty wskazanych zbiorów zasad wraz ze zmianami są publicznie dostępne na oficjalnej stronie portalu Giełdy Papierów
Wartościowych w Warszawie S.A. w części poświęconej tematyce ładu korporacyjnego pod adresem www.gpw.pl/dobre-praktyki
oraz na stronie internetowej Emitenta pod adresem: www.pgnig.pl/pgnig/lad-korporacyjny/dobre-praktyki
Zgodnie z DPSN 2016, PGNiG:
dba o należytą komunikację z inwestorami i analitykami, prowadząc przejrzystą i skuteczną politykę informacyjną. W tym celu
zapewnia łatwy i niedyskryminujący nikogo dostęp do ujawnianych informacji, korzystając z różnorodnych narzędzi komunikacji
– w tym obszarze odstępuje jedynie od zasady I.Z.1.15;
jest kierowana przez zarząd, którego członkowie działają w interesie PGNiG i ponoszą odpowiedzialność za jej działalność. Do
zarządu należy przywództwo w spółce, zaangażowanie w wyznaczanie jej celów strategicznych i ich realizacja oraz zapewnienie
spółce efektywności i bezpieczeństwa.
jest nadzorowane przez skuteczną i kompetentną radę nadzorczą. Członkowie rady nadzorczej działają w interesie PGNiG i
kierują się w swoim postępowaniu niezależnością własnych opinii i osądów. Rada nadzorcza w szczególności opiniuje strategię
spółki i weryfikuje pracę zarządu w zakresie osiągania ustalonych celów strategicznych oraz monitoruje wyniki osiągane przez
spółkę – w tym obszarze odstępuje jedynie od zasady II.Z.7;
utrzymuje skuteczne systemy: kontroli wewnętrznej, zarządzania ryzykiem oraz nadzoru zgodności działalności z prawem
(compliance), a także sprawują skuteczną funkcję audytu wewnętrznego, odpowiednio do wielkości spółki i rodzaju oraz skali
prowadzonej działalności;
zachęca akcjonariuszy do zaangażowania się w sprawy spółki. Walne zgromadzenie obraduje z poszanowaniem praw
akcjonariuszy i dąży do podejmowania uchwał bez naruszania uzasadnionych interesów poszczególnych grup akcjonariuszy –
w tym obszarze odstępuje jedynie od rekomendacji IV.R.2;
posiada przejrzyste procedury zapobiegania konfliktom interesów i zawieraniu transakcji z podmiotami powiązanymi w
warunkach możliwości wystąpienia konfliktu interesów. Procedury przewidują sposoby identyfikacji takich sytuacji, ich ujawniania
oraz zarządzania nimi;
posiada politykę wynagrodzeń określającą formę, strukturę i sposób ustalania wynagrodzeń członków organów spółki i jej
kluczowych menedżerów - w tym obszarze odstępuje jedynie od rekomendacji VI.R.4.
Zgodnie z DPSN 2021, PGNiG:
prowadzi sprawną komunikację z uczestnikami rynku kapitałowego, wykorzystując różnorodne narzędzia i formy
porozumiewania się, w tym przede wszystkim korporacyjną stronę internetową, umożliwia zapoznanie się z osiągniętymi przez
nią wynikami finansowymi zawartymi w raporcie okresowym w możliwie najkrótszym czasie po zakończeniu okresu
sprawozdawczego i publikuje co najmniej wstępne szacunkowe wyniki finansowe, organizuje cykliczne spotkania wynikowe dla
inwestorów, udziela odpowiedzi niezwłocznie na wpływające zapytania;
jest kierowane przez władze w skład których powołane są osoby posiadające odpowiednie kompetencje, umiejętności i
doświadczenie, odpowiednia liczba członków rady nadzorczej spełnia kryteria niezależności, a wewnętrzne przepisy Spółki
regulujące zasady podejmowania decyzji i sposób funkcjonowania zarządu i rady nadzorczej są zgodne z najlepszymi praktykami
ładu korporacyjnego;
posiada sprawnie działające systemy i funkcje wewnętrzne: kontroli wewnętrznej, zarządzania ryzykiem oraz nadzoru zgodności
działalności z prawem (compliance);
angażuje akcjonariuszy w sprawy spółki, umożliwiając w odpowiedni sposób uczestniczenie w walnych zgromadzeniach i
organizując je w stosownych miejscach i czasie;
ukształtowało przejrzyste procedury zarządzania konfliktami interesów i zawierania transakcji z podmiotami powiązanymi w
warunkach możliwości wystąpienia konfliktu interesów;
dba o stabilność kadry zarządzającej, między innymi poprzez przejrzyste, sprawiedliwe, spójne i niedyskryminujące zasady jej
wynagradzania.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 98 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Informacja o odstąpieniu od stosowania postanowień zasad ładu korporacyjnego
Od momentu wprowadzenia do stosowania zasad ładu korporacyjnego Dobrych Praktyk 2016, PGNiG sukcesywnie zmniejszało
zakres odstępstw od określonych w tym dokumencie zasad szczegółowych. W 2016 r. Spółka nie stosowała czterech zasad i dwóch
rekomendacji. W 2021 r. Emitent nie stosował dwóch ze wskazanych poniżej zasad i dwóch rekomendacji DPSN 2016. Poniżej
Emitent przedstawia wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania powyższych zasad i rekomendacji.
Tabela 61 Wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania zasad i rekomendacji DPSN 2016
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
I.Z.1.15
Treść zasady:
Spółka prowadzi korporacyjną stronę internetową i zamieszcza na niej, w czytelnej formie i wyodrębnionym
miejscu, oprócz informacji wymaganych przepisami prawa: informację zawierającą opis stosowanej przez
spółkę polityki różnorodności w odniesieniu do władz spółki oraz jej kluczowych menedżerów; opis powinien
uwzględniać takie elementy polityki różnorodności, jak płeć, kierunek wykształcenia, wiek, doświadczenie
zawodowe, a także wskazywać cele stosowanej polityki różnorodności i sposób jej realizacji w danym okresie
sprawozdawczym; jeżeli spółka nie opracowała i nie realizuje polityki różnorodności, zamieszcza na swojej
stronie internetowej wyjaśnienie takiej decyzji.
Wyjaśnienie: Wiodącymi kryteriami branymi pod uwagę w przypadku postępowania kwalifikacyjnego na
odpowiednie stanowiska do kluczowych Organów Spółki są głównie: doświadczenie zawodowe i
wykształcenie. Spółka nie opracowała polityki różnorodności w stosunku do kluczowych menedżerów.
Zarząd i Rada Nadzorcza – II.Z.7
Treść zasady:
W zakresie zadań i funkcjonowania komitetów działających w radzie nadzorczej zastosowanie mają
postanowienia Załącznika I do Zalecenia Komisji Europejskiej, o którym mowa w zasadzie II.Z.4. W przypadku
gdy funkcję komitetu audytu pełni rada nadzorcza, powyższe zasady stosuje się odpowiednio.
Wyjaśnienie: W ramach Rady Nadzorczej Emitenta działa Komitet Audytu jako stały komitet.
Zgodnie z Dobrymi Praktykami Spółek Notowanych na Giełdzie Papierów Wartościowych, Emitent powinien
stosować zasady określone w Załączniku I do Zalecenia Komisji Europejskiej z dnia 15 lutego 2005 r.
dotyczącym roli dyrektorów niewykonawczych lub będących członkami rady nadzorczej spółek giełdowych i
komisji rady (nadzorczej).
Emitent wdrożył wszelkie wymogi gwarantujące udział Komitetu Audytu w nadzorze nad działalnością
Emitenta poza:
zasadą wyrażoną w pkt 4.3.2 ww. załącznika, zgodnie z którą kierownictwo powinno informować Komitet
Audytu o metodach stosowanych przy rozliczaniu znaczących, nietypowych transakcji, kiedy istnieje kilka
sposobów ich ujęcia księgowego;
Na obecnym etapie funkcjonowania Komitetu Audytu Emitent nie widzi potrzeby wprowadzania bardzo
szczegółowych regulacji precyzujących funkcjonowanie tego komitetu w tym wdrożenia zalecenia
określonego w pkt 4.3.2. Załącznika I do Zalecenia Komisji Europejskiej..
Emitent podejmie stosowne działania w przyszłości, jeżeli znajdą one swoje uzasadnienie w praktyce
funkcjonowania Komitetu Audytu.
Walne zgromadzenie i relacje z
akcjonariuszami
IV.R.2;
Treść rekomendacji:
Jeżeli jest to uzasadnione z uwagi na strukturę akcjonariatu lub zgłaszane spółce oczekiwania akcjonariuszy,
o ile spółka jest w stanie zapewnić infrastrukturę techniczną niezbędną dla sprawnego przeprowadzenia
walnego zgromadzenia przy wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej, powinna umożliwić
akcjonariuszom udział w walnym zgromadzeniu przy wykorzystaniu takich środków, w szczególności poprzez:
1) transmisję obrad walnego zgromadzenia w czasie rzeczywistym,
2) dwustronną komunikację w czasie rzeczywistym, w ramach której akcjonariusze mogą wypowiadać się w
toku obrad walnego zgromadzenia, przebywając w miejscu innym niż miejsce obrad walnego zgromadzenia,
3) wykonywanie, osobiście lub przez pełnomocnika, prawa głosu w toku walnego zgromadzenia.
Wyjaśnienie: Spółka postanowiła odstąpić od stosowania rekomendacji, ponieważ obecna struktura
akcjonariatu, a także wysoka reprezentacja akcjonariuszy na Walnych Zgromadzeniach nie wskazuje na
potrzebę wprowadzenia możliwości udziału w Walnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków
komunikacji elektronicznej. Spółka nie wyklucza wprowadzenia takiej możliwości w przyszłości.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 99 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wynagrodzenia
VI.R.4.
Treść rekomendacji:
Poziom wynagrodzenia członków zarządu i rady nadzorczej oraz kluczowych menedżerów powinien być
wystarczający dla pozyskania, utrzymania i motywacji osób o kompetencjach niezbędnych dla właściwego
kierowania spółką i sprawowania nad nią nadzoru. Wynagrodzenie powinno być adekwatne do powierzonego
poszczególnym osobom zakresu zadań i uwzględniać pełnienie dodatkowych funkcji, jak np. praca w
komitetach rady nadzorczej.
Wyjaśnienie: Emitent stosuje rekomendację VI.R.4 w zakresie dotyczącym kształtowania wynagrodzenia
Zarządu oraz kluczowych menedżerów. Emitent nie ma możliwości zastosowania tej rekomendacji w
przypadku członków Rady Nadzorczej, których wynagrodzenia ustalane są na podstawie obowiązującego
prawa powszechnego tj. ustawy z dnia 9 czerwca 2016 r. o zasadach kształtowania wynagrodzeń osób
kierujących niektórymi spółkami (tj. Dz.U. z 2017 r. poz. 2190).
W związku z wprowadzeniem do stosowania zasad ładu korporacyjnego Dobrych Praktyk 2021 i rozszerzeniem ich zakresu o nowe
obszary, PGNiG w 2021 r. nie stosowało 13 zasad.
Tabela 62 Wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania zasad i rekomendacji DPSN 2021
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
1.3.1
Treść zasady: W swojej strategii biznesowej spółka uwzględnia również tematykę ESG, w szczególności
obejmującą: zagadnienia środowiskowe, zawierające mierniki i ryzyka związane ze zmianami klimatu i
zagadnienia zrównoważonego rozwoju;
Wyjaśnienie: Strategia biznesowa Grupy Kapitałowej PGNiG została opublikowana w 2017 roku i będzie
realizowana w przyjętym kształcie do 2022 r. Ze względu na panującą niepewność w obszarze regulacji
rynków energii, która w znaczący sposób może wpłynąć na perspektywy działalności Grupy PGNiG w
przyszłości, prace nad aktualizacją strategii biznesowej zostały zawieszone. Obowiązująca strategia
biznesowa nie zawiera odrębnych elementów związanych z zagadnieniami środowiskowymi, zawierającymi
mierniki i ryzyka związane ze zmianami klimatu i zagadnienia zrównoważonego rozwoju - te elementy zostały
ujęte w uzupełniającym strategię biznesową dokumencie „Strategia zrównoważonego rozwoju Grupy
Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022”, jednak w zakresie węższym niż wskazany w zasadzie 1.3.1. Spółka
ma świadomość znaczenia kwestii zrównoważonego rozwoju w bieżącej działalności i uwzględni wskazywane
w zasadzie 1.3.1 elementy w zaktualizowanej lub nowej strategii oraz polityce ESG, która stanowi obecnie
przedmiot prac projektowych.
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
1.3.2
Treść zasady: W swojej strategii biznesowej spółka uwzględnia również tematykę ESG, w szczególności
obejmującą: sprawy społeczne i pracownicze, dotyczące m.in. podejmowanych i planowanych działań
mających na celu zapewnienie równouprawnienia płci, należytych warunków pracy, poszanowania praw
pracowników, dialogu ze społecznościami lokalnymi, relacji z klientami.
Wyjaśnienie: Strategia biznesowa Grupy Kapitałowej PGNiG została opublikowana w 2017 roku i będzie
realizowana w przyjętym kształcie do 2022 roku. Strategia nie zawiera odrębnych elementów związanych ze
sprawami społecznymi i pracowniczymi – te elementy zostały ujęte w uzupełniającym strategię biznesową
dokumencie „Strategii zrównoważonego rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022”, jednak w
zakresie węższym niż wskazany w zasadzie 1.3.2.
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
1.4.1
Treść zasady: W celu zapewnienia należytej komunikacji z interesariuszami, w zakresie przyjętej strategii
biznesowej spółka zamieszcza na swojej stronie internetowej informacje na temat założeń posiadanej
strategii, mierzalnych celów, w tym zwłaszcza celów długoterminowych, planowanych działań oraz postępów
w jej realizacji, określonych za pomocą mierników, finansowych i niefinansowych. Informacje na temat strategii
w obszarze ESG powinny m.in.: objaśniać, w jaki sposób w procesach decyzyjnych w spółce i podmiotach z
jej grupy uwzględniane są kwestie związane ze zmianą klimatu, wskazując na wynikające z tego ryzyka.
Wyjaśnienie: Strategia biznesowa Grupy Kapitałowej PGNiG została opublikowana w 2017 roku i będzie
realizowana w przyjętym kształcie do 2022 roku. Ze względu na znaczącą niepewność w obszarze regulacji
rynków energii, która w znaczący sposób może wpłynąć na perspektywy działalności Grupy PGNiG w
przyszłości, prace nad aktualizacją strategii biznesowej zostały zawieszone. Obowiązująca strategia
biznesowa nie obejmuje kwestii związanych ze zmianą klimatu oraz wynikających z tego tytułu ryzyka - te
elementy zostały ujęte w uzupełniającym strategię biznesową dokumencie „Strategia zrównoważonego
rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022”, jednak w zakresie węższym niż wskazany w zasadzie
1.4.1. Spółka ma świadomość znaczenia kwestii zrównoważonego rozwoju w bieżącej działalności i uwzględni
wskazywane w zasadzie 1.4.1 elementy w zaktualizowanej lub nowej strategii oraz polityce ESG, która
stanowi obecnie przedmiot prac projektowych.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 100 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
1.4.2
Treść zasady: W celu zapewnienia należytej komunikacji z interesariuszami, w zakresie przyjętej strategii
biznesowej spółka zamieszcza na swojej stronie internetowej informacje na temat założeń posiadanej
strategii, mierzalnych celów, w tym zwłaszcza celów długoterminowych, planowanych działań oraz postępów
w jej realizacji, określonych za pomocą mierników, finansowych i niefinansowych. Informacje na temat strategii
w obszarze ESG powinny m.in.: przedstawiać wartość wskaźnika równości wynagrodzeń wypłacanych jej
pracownikom, obliczanego jako procentowa różnica pomiędzy średnim miesięcznym wynagrodzeniem (z
uwzględnieniem premii, nagród i innych dodatków) kobiet i mężczyzn za ostatni rok, oraz przedstawiać
informacje o działaniach podjętych w celu likwidacji ewentualnych nierówności w tym zakresie, wraz z
prezentacją ryzyk, z tym związanych oraz horyzontem czasowym, w którym planowane jest doprowadzenie
do równości.
Wyjaśnienie: Strategia biznesowa Grupy Kapitałowej PGNiG została opublikowana w 2017 roku i będzie
realizowana w przyjętym kształcie do 2022 roku. Ze względu na znaczącą niepewność w obszarze regulacji
rynków energii, która w znaczący sposób może wpłynąć na perspektywy działalności Grupy PGNiG w
przyszłości, prace nad aktualizacją strategii biznesowej zostały zawieszone. Obowiązująca strategia
biznesowa nie obejmuje kwestii ewentualnych nierówności wynagrodzeń, ryzyka z tym związanego i nie
zawiera celu, jakim jest doprowadzenie do równości płac kobiet i mężczyzn. Spółka będzie dążyć do
uwzględnienia kwestii wskazanych w zasadzie 1.4.2 w zaktualizowanej lub nowej strategii oraz polityce ESG,
która stanowi obecnie przedmiot prac projektowych.
Polityka informacyjna
i komunikacja z inwestorami
1.5
Treść rekomendacji: Co najmniej raz w roku spółka ujawnia wydatki ponoszone przez nią i jej grupę na
wspieranie kultury, sportu, instytucji charytatywnych, mediów, organizacji społecznych, związków
zawodowych itp. Jeżeli w roku objętym sprawozdaniem spółka lub jej grupa ponosiły wydatki na tego rodzaju
cele, informacja zawiera zestawienie tych wydatków
Wyjaśnienie: Spółka ujawnia wydatki ponoszone przez nią na wydatki reprezentacyjne, usługi prawne,
marketingowe, w zakresie stosunków międzyludzkich (public relations) i komunikacji społecznej oraz usługi
doradztwa związanego z zarządzaniem w PGNiG S.A. Ponadto w „Sprawozdaniu Grupy Kapitałowej PGNiG
na temat informacji niefinansowych” prezentuje zakres działalności sponsoringowej i charytatywnej w
kontekście Grupy Kapitałowej. Informacje te są prezentowanie w innym ujęciu niż wskazany w zasadzie 1.5.
Zarząd i Rada Nadzorcza
2.1
Treść rekomendacji: Spółka powinna posiadać politykę różnorodności wobec zarządu oraz rady nadzorczej,
przyjętą odpowiednio przez radę nadzorczą lub walne zgromadzenie. Polityka różnorodności określa cele i
kryteria różnorodności m.in. w takich obszarach jak płeć, kierunek wykształcenia, specjalistyczna wiedza, wiek
oraz doświadczenie zawodowe, a także wskazuje termin i sposób monitorowania realizacji tych celów. W
zakresie zróżnicowania pod względem płci warunkiem zapewnienia różnorodności organów spółki jest udział
mniejszości w danym organie na poziomie nie niższym niż 30%.
Wyjaśnienie: W spółce nie obowiązuje polityka różnorodności przyjęta przez radę nadzorczą lub walne
zgromadzenie, określająca zróżnicowanie organów spółki pod względem płci, kierunku wykształcenia,
specjalistycznej wiedzy czy doświadczenia zawodowego. Wiodącymi kryteriami branymi pod uwagę w
przypadku postępowania kwalifikacyjnego na odpowiednie stanowiska do kluczowych Organów Spółki są
głównie: doświadczenie zawodowe i wykształcenie. Dodatkowo, statut Spółki przewiduje powoływanie w skład
organów rady nadzorczej i zarządu przedstawicieli pracowników Grupy Kapitałowej w rezultacie
przeprowadzanego głosowania wśród pracowników.
Zarząd i Rada Nadzorcza
2.2
Treść rekomendacji: Osoby podejmujące decyzje w sprawie wyboru członków zarządu lub rady nadzorczej
spółki powinny zapewnić wszechstronność tych organów poprzez wybór do ich składu osób zapewniających
różnorodność, umożliwiając m.in. osiągnięcie docelowego wskaźnika minimalnego udziału mniejszości
określonego na poziomie nie niższym niż 30%, zgodnie z celami określonymi w przyjętej polityce
różnorodności, o której mowa w zasadzie 2.1.
Wyjaśnienie: Wiodącymi kryteriami branymi pod uwagę w przypadku postępowania kwalifikacyjnego na
odpowiednie stanowiska do kluczowych Organów Spółki są głównie: doświadczenie zawodowe i
wykształcenie. Dodatkowo, statut Spółki przewiduje powoływanie w skład organów rady nadzorczej i zarządu
przedstawicieli pracowników Grupy Kapitałowej w rezultacie przeprowadzanego głosowania wśród
pracowników.
Zarząd i Rada Nadzorcza
2.11.5
Treść rekomendacji: Poza czynnościami wynikającymi z przepisów prawa raz w roku rada nadzorcza
sporządza i przedstawia zwyczajnemu walnemu zgromadzeniu do zatwierdzenia roczne sprawozdanie.
Sprawozdanie, o którym mowa powyżej, zawiera co najmniej: ocenę zasadności wydatków, o których mowa
w zasadzie 1.5.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 101 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wyjaśnienie: Rada Nadzorcza w sprawozdaniu z działalności za dany rok obrotowy przedstawia ocenę
racjonalności prowadzonej przez spółki polityki sponsoringowej, charytatywnej i innej o zbliżonym
charakterze. Zakres tej oceny jest jednak w mniejszym zakresie niż proponowany w zasadzie 1.5.
Zarząd i Rada Nadzorcza
2.11.6
Treść rekomendacji: Poza czynnościami wynikającymi z przepisów prawa raz w roku rada nadzorcza
sporządza i przedstawia zwyczajnemu walnemu zgromadzeniu do zatwierdzenia roczne sprawozdanie.
Sprawozdanie, o którym mowa powyżej, zawiera co najmniej: informację na temat stopnia realizacji polityki
różnorodności w odniesieniu do zarządu i rady nadzorczej, w tym realizacji celów, o których mowa w zasadzie
2.1.
Wyjaśnienie: W Spółce nie obowiązuje polityka różnorodności przyjęta przez radę nadzorczą lub walne
zgromadzenie, określająca zróżnicowanie organów spółki pod względem płci, kierunku wykształcenia,
specjalistycznej wiedzy czy doświadczenia zawodowego. Wiodącymi kryteriami branymi pod uwagę w
przypadku postępowania kwalifikacyjnego na odpowiednie stanowiska do kluczowych Organów Spółki są
głównie: doświadczenie zawodowe i wykształcenie. Dodatkowo, statut Spółki przewiduje powoływanie w skład
organów rady nadzorczej i zarządu przedstawicieli pracowników Grupy Kapitałowej w rezultacie
przeprowadzanego głosowania wśród pracowników.
Walne Zgromadzenie i relacje z
akcjonariuszami
4.1
Treść rekomendacji: Spółka powinna umożliwić akcjonariuszom udział w walnym zgromadzeniu przy
wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej (e-walne), jeżeli jest to uzasadnione z uwagi na zgłaszane
spółce oczekiwania akcjonariuszy, o ile jest w stanie zapewnić infrastrukturę techniczną niezbędną dla
przeprowadzenia takiego walnego zgromadzenia.
Wyjaśnienie: Obecna struktura akcjonariatu Spółki, a także wysoka reprezentacja akcjonariuszy na Walnych
Zgromadzeniach nie wskazuje na potrzebę wprowadzenia możliwości udziału w Walnym Zgromadzeniu przy
wykorzystaniu środków komunikacji elektronicznej. Do tej pory nie wpłynęły wnioski ze strony akcjonariuszy
wskazujące na potrzebę organizowania e-walnego. Spółka nie wyklucza wprowadzenia takiej możliwości w
przyszłości.
Walne Zgromadzenie i relacje z
akcjonariuszami
4.8
Treść rekomendacji: Projekty uchwał walnego zgromadzenia do spraw wprowadzonych do porządku obrad
walnego zgromadzenia powinny zostać zgłoszone przez akcjonariuszy najpóźniej na 3 dni przed walnym
zgromadzeniem.
Wyjaśnienie: Spółka nie ogranicza akcjonariuszom możliwości zgłoszenia projektów uchwał walnego
zgromadzenia do spraw wprowadzonych do porządku obrad w terminie krótszym niż wskazany w zasadzie
4.8.
Walne Zgromadzenie i relacje z
akcjonariuszami
4.9.1
Treść rekomendacji: W przypadku gdy przedmiotem obrad walnego zgromadzenia ma być powołanie do rady
nadzorczej lub powołanie rady nadzorczej nowej kadencji: kandydatury na członków rady powinny zostać
zgłoszone w terminie umożliwiającym podjęcie przez akcjonariuszy obecnych na walnym zgromadzeniu
decyzji z należytym rozeznaniem, lecz nie później niż na 3 dni przed walnym zgromadzeniem; kandydatury,
wraz z kompletem materiałów ich dotyczących, powinny zostać niezwłocznie opublikowane na stronie
internetowej spółki.
Wyjaśnienie: Spółka nie ogranicza akcjonariuszom możliwości zgłoszenia kandydatur na członków rady
nadzorczej w terminie krótszym niż wskazany w zasadzie 4.9.1.
Walne Zgromadzenie i relacje z
akcjonariuszami
4.11
Treść rekomendacji: Członkowie zarządu i rady nadzorczej biorą udział w obradach walnego zgromadzenia,
w miejscu obrad lub za pośrednictwem środków dwustronnej komunikacji elektronicznej w czasie
rzeczywistym, w składzie umożliwiającym wypowiedzenie się na temat spraw będących przedmiotem obrad
walnego zgromadzenia oraz udzielenie merytorycznej odpowiedzi na pytania zadawane w trakcie walnego
zgromadzenia. Zarząd prezentuje uczestnikom zwyczajnego walnego zgromadzenia wyniki finansowe spółki
oraz inne istotne informacje, w tym niefinansowe, zawarte w sprawozdaniu finansowym podlegającym
zatwierdzeniu przez walne zgromadzenie. Zarząd omawia istotne zdarzenia dotyczące minionego roku
obrotowego, porównuje prezentowane dane z latami wcześniejszymi i wskazuje stopień realizacji planów
minionego roku.
Wyjaśnienie: Zarząd Spółki na bieżąco udziela informacji nt. działalności, wyników finansowych oraz stopnia
realizacji zamierzeń strategicznych. Spółka organizuje spotkania i telekonferencje z inwestorami i
akcjonariuszami, oraz konferencje prasowe dla mediów w związku z publikacją raportów okresowych i
wystąpienia istotnych dla działalności Spółki zdarzeń. Spółka stosuje zasadę 4.6. Dobrych Praktyk Spółek
Notowanych na GPW 2021 w sposób zapewniający wyczerpującą informację dla akcjonariuszy w zakresie
spraw będących przedmiotem obrad walnego zgromadzenia. Spółka udziela odpowiedzi na zadane przez
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 102 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
akcjonariuszy pytania w formie raportów bieżących, zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa w tym
zakresie.
Akcjonariusze posiadający bezpośrednio lub pośrednio znaczne pakiety akcji
W 2021 r. jedynym akcjonariuszem posiadającym ponad 5% udziału w kapitale zakładowym był Skarb Państwa, reprezentowany
przez Ministra Aktywów Państwowych (ul. Krucza 36/Wspólna 6, 00-522 Warszawa).
Tabela 63 Struktura akcjonariatu PGNiG na dzień 31 grudnia 2021 r.
Liczba akcji
Udział w kapitale
zakładowym Emitenta
Liczba głosów na Walnym
Zgromadzeniu Emitenta
Udział w ogólnej liczbie głosów na
Walnym Zgromadzeniu Emitenta
Skarb Państwa
4 153 706 157
71,88 %
4 153 706 157
71,88 %
Pozostali
1 624 608 700
28,12 %
1 624 608 700
28,12 %
Razem
5 778 314 857
100,00 %
5 778 314 857
100,00 %
Wykaz posiadaczy akcji, które dają specjalne uprawnienia kontrolne, wraz z opisem tych uprawnień
Zgodnie ze Statutem tak długo, jak Skarb Państwa pozostaje akcjonariuszem Emitenta, Skarb Państwa reprezentowany przez
podmiot uprawniony do wykonywania praw z akcji należących do Skarbu Państwa, jest uprawniony do powoływania i odwoływania
jednego członka Rady Nadzorczej.
Dodatkowo, na podstawie Statutu, Minister właściwy do spraw energii wyraża, w formie pisemnej, zgodę: (i) na zmianę istotnych
postanowień obowiązujących umów handlowych dotyczących importu gazu ziemnego do Polski oraz na zawarcie nowych takich
umów handlowych, jak również (ii) na realizację strategicznych przedsięwzięć inwestycyjnych lub udział Spółki w przedsięwzięciach
inwestycyjnych mogących trwale lub przejściowo pogorszyć efektywność ekonomiczną działalności Spółki, ale koniecznych dla
zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Skarb Państwa jest uprawniony do żądania zwołania Walnego Zgromadzenia (WZ) oraz do żądania umieszczenia poszczególnych
spraw w porządku obrad niezależnie od udziału w kapitale zakładowym Emitenta.
Wskazanie wszelkich ograniczeń do wykonywania prawa głosu w spółce PGNiG
Statut PGNiG ogranicza prawo głosowania akcjonariuszy w ten sposób, że żaden z nich (z wyjątkiem opisanym poniżej) nie może
wykonywać na WZ więcej niż 10% ogólnej liczby głosów istniejących w Spółce w dniu odbywania WZ, z zastrzeżeniem, że dla potrzeb
ustalania obowiązków nabywców znacznych pakietów akcji, takie ograniczenie prawa głosowania uważane będzie za nieistniejące.
Ograniczenie prawa głosowania nie dotyczy akcjonariuszy, którzy w dniu powzięcia uchwały WZ wprowadzającej ograniczenie, są
uprawnieni z akcji reprezentujących więcej niż 10% ogólnej liczby głosów istniejących w Spółce, oraz akcjonariuszy działających z
akcjonariuszami reprezentującymi więcej niż 10% ogólnej liczby głosów, na podstawie zawartych porozumień dotyczących
wspólnego wykonywania prawa głosu z akcji.
Dla potrzeby ograniczenia prawa do głosowania, głosy należące do akcjonariuszy, między którymi istnieje stosunek dominacji lub
zależności, kumuluje się; w przypadku, gdy skumulowana liczba głosów przekracza 10% ogółu głosów w Spółce, podlega ona
redukcji.
Ograniczenia dotyczące przenoszenia prawa własności papierów wartościowych emitenta
Zgodnie z art. 13 pkt 24 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym (Dz.U. z 2021 r. poz. 1933)
nie mogą być zbyte akcje Emitenta należące do Skarbu Państwa.
Opis zasad zmiany statutu Emitenta
Zgodnie z Kodeksem spółek handlowych oraz Statutem Emitenta zmiana Statutu wymaga uchwały WZ podjętej odpowiednią
większością głosów oraz wpisu do rejestru przedsiębiorców. Zmianę Statutu Zarząd zgłasza do sądu rejestrowego. Zgłoszenie
zmiany Statutu nie może nastąpić po upływie trzech miesięcy od dnia powzięcia uchwały przez WZ w sprawie zmiany Statutu.
Jednolity tekst Statutu Emitenta przygotowywany jest przez Zarząd, a następnie przyjmowany przez Radę Nadzorczą.
W dniu 22 lipca 2020 r. zakończono postępowanie rejestrowe zmian w Statucie Emitenta podjętych Uchwałą Nr 23/2020 ZWZ PGNiG
z 24 czerwca 2020 r.
Sposób działania Walnego Zgromadzenia PGNiG, zasadniczych uprawnień, prawa akcjonariuszy i
sposób ich wykonywania
Walne Zgromadzenie (WZ) działa według zasad określonych w Kodeksie spółek handlowych, Statucie oraz w Regulaminie WZ.
Regulamin WZ określa w szczególności zasady prowadzenia obrad i podejmowania uchwał i jest dostępny na stronie internetowej
Emitenta (www.pgnig.pl).
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 103 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Zwołanie i odwołanie Walnego Zgromadzenia spółki
Zwyczajne Walne Zgromadzenie (WZ) zwołuje Zarząd, nie później niż w terminie 6 miesięcy po upływie roku obrotowego.
Akcjonariusze przedstawiający co najmniej 50% kapitału zakładowego lub co najmniej 50% ogółu głosów w spółce mogą zwołać
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie (NWZ).
Rada Nadzorcza może zwołać Zwyczajne WZ, jeżeli Zarząd nie zwoła go w terminie określonym w Kodeksie spółek handlowych lub
w Statucie, oraz NWZ, jeżeli zwołanie go uzna za stosowne.
WZ zwołuje się poprzez ogłoszenie dokonywane na stronie internetowej oraz w sposób określony dla przekazywania informacji
bieżących zgodnie z przepisami o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego
systemu obrotu oraz o spółkach publicznych. Ogłoszenie powinno być dokonane co najmniej na 26 dni przed terminem WZ.
Zasadnicze uprawnienia Walnego Zgromadzenia
WZ jest organem stanowiącym Emitenta. Poza wszelkimi sprawami związanymi z działalnością Spółki i sprawami określonymi w
przepisach prawa, Walne Zgromadzenie podejmuje uchwały m.in. w sprawie:
rozpatrzenia i zatwierdzenia sprawozdania finansowego za ubiegły rok obrotowy oraz sprawozdania Zarządu z działalności
Emitenta;
udzielenia absolutorium członkom organów Emitenta z wykonania obowiązków;
podziału zysku lub pokrycia straty;
ustalenia dnia dywidendy lub rozłożenia wypłaty dywidendy na raty;
powołania i odwołania członków Rady Nadzorczej;
rozpatrzenia i zatwierdzenia skonsolidowanego sprawozdania grupy kapitałowej oraz sprawozdania z działalności grupy
kapitałowej za ubiegły rok obrotowy;
zawieszenia członków Zarządu w czynnościach oraz ich odwołania;
zbycia i wydzierżawienia przedsiębiorstwa Emitenta lub jego zorganizowanej części oraz ustanowienia na nich ograniczonego
prawa rzeczowego;
podwyższenia i obniżenia kapitału zakładowego Emitenta;
emisji obligacji zamiennych lub z prawem pierwszeństwa i emisji warrantów subskrypcyjnych;
nabycia akcji własnych, które mają być zaoferowane do nabycia pracownikom lub osobom, które były zatrudnione przez Emitenta
lub spółkę z nim powiązaną przez okres co najmniej trzech lat;
przymusowego wykupu akcji;
tworzenia, użycia i likwidacji kapitałów rezerwowych;
użycia kapitału zapasowego;
połączenia, przekształcenia oraz podziału Emitenta;
zmiany Statutu i zmiany przedmiotu działalności Emitenta;
ustalenia zasad i wysokości wynagrodzenia członków Rady Nadzorczej oraz ustalenia zasad wynagradzania członków Zarządu.
Opis praw akcjonariuszy w ramach Walnego Zgromadzenia i sposobu ich wykonywania
Uczestnictwo w Walnym Zgromadzeniu
Zasady uczestnictwa w Walnym Zgromadzeniu Akcjonariuszy PGNiG reguluje Regulamin Walnego Zgromadzenia dostępny na
stronie internetowej Emitenta pod adresem: http://pgnig.pl/lad-korporacyjny/walne-zgromadzenie/regulamin.
Najważniejsze zapisy zasad uczestnictwa w WZ:
Do udziału w Walnym Zgromadzeniu (WZ) uprawniony jest każdy akcjonariusz Emitenta.
Prawo uczestniczenia w WZ Spółki mają osoby będące akcjonariuszami Emitenta na 16 dni przed datą WZ (dzień rejestracji
uczestnictwa w WZ). Dzień rejestracji uczestnictwa w WZ jest jednolity dla uprawnionych z akcji na okaziciela i akcji imiennych.
Uprawnieni z akcji imiennych i świadectw tymczasowych oraz zastawnicy i użytkownicy, którym przysługuje prawo głosu, mają
prawo uczestniczenia w WZ, jeżeli są wpisani do księgi akcyjnej w dniu rejestracji uczestnictwa w WZ.
Akcjonariusze mogą uczestniczyć w WZ oraz wykonywać prawo głosu osobiście, przez przedstawicieli lub pełnomocników.
Podczas obrad WZ Zarząd jest obowiązany do udzielenia akcjonariuszowi na jego żądanie informacji dotyczących Emitenta,
jeżeli jest to uzasadnione dla oceny sprawy objętej porządkiem obrad. Zarząd odmawia udzielenia informacji, jeżeli mogłoby to
wyrządzić szkodę Emitentowi albo spółce z nim powiązanej, albo spółce lub spółdzielni zależnej, w szczególności przez
ujawnienie tajemnic technicznych, handlowych lub organizacyjnych przedsiębiorstwa.
Akcjonariusz może żądać przesłania mu listy akcjonariuszy, nieodpłatnie pocztą elektroniczną, a także przeglądać księgę
protokołów oraz żądać wydania poświadczonych przez Zarząd odpisów uchwał WZ.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 104 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Podczas obrad WZ akcjonariusz biorący udział w WZ może zgłaszać wnioski porządkowe.
Głosowanie na Walnym Zgromadzeniu
Jedna akcja uprawnia do wykonania jednego głosu na WZ.
Głosowanie na WZ jest jawne. Tajne głosowanie zarządza się przy wyborach organów Emitenta albo likwidatora Emitenta oraz
nad wnioskiem o odwołanie członków organów Emitenta lub likwidatorów, o pociągnięcie ich do odpowiedzialności, jak również
w sprawach osobowych. Poza tym głosowanie tajne zarządza się na żądanie choćby jednego z akcjonariuszy obecnych lub
reprezentowanych na WZ.
6.2 Organy zarządcze, nadzorujące i ich komitety w PGNiG
Zarząd
Skład Zarządu na dzień 1 stycznia 2021 r:
Paweł Majewski - Prezes Zarządu,
Robert Perkowski - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych
Arkadiusz Sekściński - Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju
Przemysław Wacławski - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych
Jarosław Wróbel - Wiceprezes Zarządu,
Magdalena Zegarska - Wiceprezes Zarządu.
W dniu 17 lutego 2021 r. Jarosław Wróbel złożył rezygnację z pełnienia funkcji członka Zarządu – Wiceprezesa Zarządu, z końcem
dnia 1 marca 2021 r. W dniu 2 marca 2021 r. Rada Nadzorcza PGNiG S.A. podjęła decyzję o powołaniu, z dniem 16 marca 2021 r.,
Artura Cieślika na stanowisko Wiceprezesa Zarządu ds. Strategii i Regulacji na okres trwania VI kadencji Zarządu Spółki kończącej
się 10 stycznia 2023 r.
Skład Zarządu na dzień 31 grudnia 2021 r.:
Paweł Majewski - Prezes Zarządu,
Artur Cieślik - Wiceprezes Zarządu ds. Strategii i Regulacji,
Robert Perkowski - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych,
Arkadiusz Sekściński - Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju,
Przemysław Wacławski - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych,
Magdalena Zegarska - Wiceprezes Zarządu.
Paweł Majewski - Prezes Zarządu PGNiG
Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Jagiellońskiego oraz studiów podyplomowych
Executive Master of Business Administration (MBA) na Wyższej Szkole Menadżerskiej w Warszawie.
Menadżer z wieloletnim doświadczeniem w zarządzaniu spółkami kapitałowymi, w tym także z udziałem
Skarbu Państwa. Pełnił funkcję prezesa Zarządu Grupy LOTOS S.A., wiceprezesa Zarządu Huty
Stalowa Wola S.A., członka Zarządu w DO & CO Poland Sp. z o.o. oraz prezesa Zarządu Airport
Cleaning Service Sp. z o.o. Posiada również długoletnie doświadczenie zawodowe na kierowniczych
stanowiskach m.in. w PETROLOT Sp. z o.o. (obecnie ORLEN Aviation Sp. z o.o.), a także jako dyrektor
Pionu Zarządzania Marżą Zmienną i Produkcją w PGNiG TERMIKA S.A.
Członek Rady Nadzorczej Polskiego Holdingu Nieruchomości S.A. Ponadto, zasiadał w radach
nadzorczych m.in.: ZEM Łabędy Sp. z o.o., Jelcz Sp. z o.o. oraz Lotniczy Catering Service Sp. z o.o.
Prezes Zarządu sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) strategii personalnych, systemów wynagradzania i czasu pracy,
2) polityki zatrudnienia i płac,
3) ochrony informacji niejawnych,
4) ochrony danych osobowych,
5) realizacji zadań obronnych oraz ochrony obiektów Spółki,
6) zarządzania Grupą Kapitałową PGNiG, w tym sprawowania nadzoru właścicielskiego w ramach Grupy Kapitałowej PGNiG,
7) tworzenia podmiotów Grupy Kapitałowej PGNiG do realizacji nowych przedsięwzięć w ramach realizacji strategii Grupy Kapitałowej PGNiG,
8) kreowania optymalnego kształtu Grupy Kapitałowej PGNiG,
9) funkcjonowania kontroli i audytu wewnętrznego zgodnie z powszechnie uznawanymi standardami audytu wewnętrznego,
10) kompleksowej obsługi prawnej zabezpieczającej prawne interesy PGNiG S.A.,
11) wydawania zarządzeń i pism okólnych obowiązujących w Spółce,
12) organizacyjno-technicznej obsługi władz Spółki,
13) programu Społecznej Odpowiedzialności Biznesu /CSR/,
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 105 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
14) kreowania i realizacji polityki sponsoringowej i wizerunku marki Spółki w Polsce i za granicą,
15) polityki informacyjnej Spółki oraz komunikacji korporacyjnej,
16) administrowania majątkiem Spółki z wyłączeniem majątku sieciowego, majątku górniczego i podziemnych magazynów gazu,
17) zagospodarowania majątku nieprodukcyjnego, w tym nieruchomości Spółki,
18) planowania i realizacji polityki handlowej Spółki, w szczególności w zakresie sprzedaży gazu ziemnego i energii elektrycznej, w tym zawierania
i rozliczania umów sprzedaży gazu ziemnego i energii elektrycznej,
19) kreowania rozwoju rynku gazu ziemnego,
20) polityki importowej gazu ziemnego, w tym w zakresie dywersyfikacji dostaw,
21) monitorowania i analizowania rynków zagranicznych oraz nawiązywania kontaktów z firmami zagranicznymi, organizacjami
międzynarodowymi oraz administracją obcych państw, w zakresie stosunków handlowych,
22) współpracy z podmiotami zewnętrznymi w zakresie obrotu skroplonego gazu ziemnego,
23) przygotowania okresowych bilansów paliw gazowych, zgodnych z umowami i planami sprzedaży gazu,
24) okresowych rozliczeń realizacji dostaw paliw gazowych,
25) służby informacyjnej, w tym przyjmowania informacji o zdarzeniach i sytuacjach kryzysowych we wszystkich obszarach działalności Spółki,
26) działalności Oddziału Obrotu Hurtowego.
Artur Cieślik - Wiceprezes Zarządu ds. Strategii i Regulacji
Absolwent Wydziału Prawa, Prawa Kanonicznego i Administracji Katolickiego Uniwersytetu Lubelskiego,
Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego we współpracy z University of Florida
Fredric G. Levin College of Law, Center for American Law Studies. Uczestnik studiów podyplomowych
Executive Master of Business Administration organizowanych przez Uniwersytet Gdański we współpracy
z Gdańską Fundacją Kształcenia Menedżerów oraz Porto Business School.
Prawnik i menadżer posiadający ponad 20-letnie doświadczenie zawodowe zdobyte w instytucjach rynku
kapitałowego, spółkach publicznych oraz międzynarodowej kancelarii prawnej.
Karierę zawodową rozpoczynał w Dziale Prawnym Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie S.A.
w 1997 roku, gdzie był zatrudniony do 2004 roku. Wykładowca na Wydziale Prawa i Administracji Uczelni
Łazarskiego w okresie od roku 2000 do roku 2005. W latach 2004 - 2006 zatrudniony w SYGNITY S.A.
Następnie od roku 2006 do roku 2018 współpracował z międzynarodową kancelarią prawną DENTONS
Europe Dąbrowski i Wspólnicy sp.k. jako Senior Associate, a następnie Counsel. Od roku 2018 związany z PKN ORLEN S.A. gdzie
wykonywał obowiązki Doradcy Zarządu oraz Dyrektora Wykonawczego ds. Strategii. W okresie od 24 sierpnia 2020 roku do 15
marca 2021 roku pełnił funkcję Wiceprezesa Zarządu ds. Strategii i Rozwoju Grupy LOTOS S.A.
Wiceprezes Zarządu ds. Strategii i Regulacji sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) przygotowania i monitorowania realizacji Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG,
2) realizacji inwestycji oraz akwizycji Grupy Kapitałowej PGNiG,
3) kreowania polityki regulacyjnej we współpracy z organami administracji publicznej, organami UE oraz organizacjami branżowymi,
4) współpracy z URE w zakresie uzyskiwania przez Spółkę koncesji,
5) funkcjonowania zagranicznych przedstawicielstw Spółki,
6) nadzoru nad projektem konsolidacji grup kapitałowych spółek z udziałem Skarbu Państwa,
7) opracowywania i rozwoju zasad zarządzania ryzykiem w Spółce,
8) zarządzania procesami,
9) polityki klimatycznej i polityki ESG (ang. Environmental, Social & Corporate Governance).
Robert Perkowski - Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych
Menedżer, samorządowiec i doktor nauk ekonomicznych. Przewód doktorski zrealizował w Instytucie
Nauk Ekonomicznych Polskiej Akademii Nauk. Absolwent Wydziału Marketingu i Zarządzania oraz
Wydziału Finansów i Bankowości w Prywatnej Wyższej Szkole Businessu i Administracji w Warszawie.
Ukończył również studia podyplomowe z Analityki Zarządzania w Instytucie Organizacji i Zarządzania w
Przemyśle „ORGMASZ”. Jest autorem kilkunastu artykułów naukowych poruszających tematykę
wirtualizacji przedsiębiorstw.
Ekonomista o wieloletnim doświadczeniu zarządczym w różnorodnych instytucjach. W latach 2019-2020
pełnił funkcję Członka Zarządu w PGNiG Upstream Norway AS. W 2019 roku był Członkiem Rady
Nadzorczej w INOVA Centrum Innowacji Technicznych Sp. z o.o. Z kolei w latach 2006-2018 piastował
urząd Burmistrza Miasta Ząbki, a od 2017 roku zajmował stanowisko Prezesa Zarządu Związku
Samorządowców Polskich. Przedtem, od 2002 roku pracował w Resorcie Sprawiedliwości, gdzie
odpowiadał za plany finansowe w zakresie płac Służby Więziennej. Świadczył także usługi szkoleniowe
oraz piastował inne funkcje publiczne.
Pan Robert Perkowski pełni również następujące funkcje:
Przewodniczącego Rady Nadzorczej w konsorcjum Krajowa Spółka Cukrowa S.A.
Członka Rady Nadzorczej EuRoPol GAZ S.A.
Prezesa Zarządu Izby Gospodarczej Gazownictwa
Przewodniczącego Rady Nadzorczej PGNIG Gaz TUW
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 106 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wiceprezes Zarządu ds. Operacyjnych sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) strategii zakupów w ramach Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG,
2) polityki, założeń i programów poszukiwania i wydobycia węglowodorów w kraju i poza jego granicami,
3) prowadzenia całości spraw koncesyjnych związanych z poszukiwaniem i rozpoznawaniem, inwestycjami górniczymi oraz eksploatacją złóż
węglowodorów, a także składowaniem odpadów w górotworze i bezzbiornikowym magazynowaniem substancji, stosownie do odpowiednich
postanowień przepisów prawa w Polsce i regulacji prawnych w innych krajach, w których PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczo-
wydobywczą,
4) wypracowywania założeń i przepisów technicznych, norm i standardów obowiązujących w obszarze górnictwa naftowego,
5) funkcjonowania i bezpieczeństwa systemów wydobywczych,
6) wdrażania celów strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w Spółce oraz w podmiotach z Grupy kapitałowej PGNiG w zakresie procesów
akwizycyjnych upstreamu w kraju i za granicą,
7) działalności PGNiG S.A. Oddziału Geologii i Eksploatacji, Oddziałów w Odolanowie, Sanoku, Zielonej Górze, Oddziału Ratownicza Stacja
Górnictwa Otworowego w Krakowie oraz Oddziałów zagranicznych,
8) kształtowanie relacji z operatorami systemów przesyłowego i dystrybucyjnego,
9) kształtowania relacji z operatorami systemów magazynowania.
Arkadiusz Sekściński - Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju
Absolwent Uniwersytetu Warszawskiego, doktor nauk społecznych w zakresie nauk o polityce. Był
organizatorem programu studiów na kierunku „Bezpieczeństwo wewnętrzne”, specjalność
„Bezpieczeństwo energetyczne” i wykładowcą przedmiotów takich jak „Polityka energetyczna Polski”,
„Polityki energetyczne państw współczesnych”, „Odnawialne źródła energii” oraz „Planowanie i
finansowanie inwestycji w sektorze energetycznym”. Jest autorem artykułów naukowych w językach
polskim i angielskim. Posiada tytuł Master of Business Administration (MBA) uzyskany na Uczelni
Łazarskiego w ramach Programu MBA Energetyka.
Był stypendystą Fundacji Rozwoju Systemu Edukacji (Uniwersytet w Bergen, Norwegia), Programu
Leonardo da Vinci (Biuro Regionalne Województwa Podlaskiego, Bruksela, Belgia), Programu Socrates
– Erasmus (Uniwersytet Kapodystriański w Atenach, Grecja).
Doświadczenie zawodowe w sektorze energetycznym zdobywał od 2007 r. jako konsultant w firmach
doradzających podmiotom zajmujących się ciepłownictwem i elektroenergetyką, a następnie od 2011 r. jako dyrektor i członek
zarządu Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej. Od 2016 r. był związany z PGE Energia Odnawialna S.A., gdzie jako
wiceprezes i p.o. prezesa nadzorował obszary inwestycji, innowacji, eksploatacji aktywów wytwórczych, komunikacji, zasobów
ludzkich i bezpieczeństwa. Był prezesem spółek celowych odpowiedzialnych za budowę farm wiatrowych na lądzie oraz rozwój
projektów farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Pełnił też funkcję Dyrektora Programu rozwoju fotowoltaiki w Grupie Kapitałowej
PGE.
Obecnie, oprócz pełnienia funkcji Wiceprezesa ds. Rozwoju PGNIG SA, jest również przewodniczącym Rady Nadzorczej PGNIG
Ventures oraz Członkiem Rady Dyrektorów PGNIG Upstream Norway.
Wiceprezes Zarządu ds. Rozwoju sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) przedsięwzięć badawczych, innowacyjnych i rozwojowych realizowanych z udziałem PGNiG S.A.,
2) rozpoznawania i monitorowania możliwości pozyskania funduszy unijnych na finansowanie działalności prowadzonej przez Spółkę,
3) działalności normalizacyjnej w Spółce,
4) wypracowywania założeń i przepisów technicznych, norm i standardów obowiązujących w obszarze gazownictwa,
5) działalności Oddziału Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze,
6) wdrażania celów strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w podmiotach Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze projektów badawczych,
innowacyjnych i rozwojowych oraz współpracy ze start-upami.
7) kształtowania produktów i usług dla klientów detalicznych w ramach Grupy Kapitałowej PGNiG,
8) efektywności energetycznej i energetyki odnawialnej w Grupie Kapitałowej PGNiG.
Przemysław Wacławski - Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych
Absolwent Wydziału Zarządzania Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie. Ukończył studia The
International Executive MBA, ze specjalnością Digital Transformation na Politecnico di Milano Graduate
School of Business 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.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 107 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wiceprezes Zarządu ds. Finansowych sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) realizacji celów strategicznych Spółki w aspekcie ekonomicznym i finansowym,
2) przygotowania i realizacji Planu Działalności Gospodarczej Spółki,
3) analiz i ocen ekonomiczno-finansowych projektów rozwojowych i inwestycyjnych,
4) planowania i kontroli polityki inwestycyjnej w zakresie finansowym,
5) monitorowania wykorzystania środków finansowych kierowanych na realizację planów eksploatacyjnych, inwestycyjnych i remontowych,
6) funkcjonowania wewnętrznych rozliczeń Spółki,
7) operacji finansowych PGNiG S.A.,
8) przepływów pieniężnych w Grupie Kapitałowej PGNiG,
9) budżetowania i kontroli kosztów i przychodów Spółki,
10) polityki kredytowej Spółki,
11) polityki podatkowej i zobowiązań podatkowych Spółki,
12) zarządzania ryzykiem finansowym,
13) analizy ekonomiczno-finansowej nowych przedsięwzięć kapitałowych,
14) funkcjonowania i rozwoju rachunkowości,
15) ustalania zasad i nadzorowania sporządzania sprawozdań finansowych,
16) relacji inwestorskich,
17) planowania, rozwoju i funkcjonowania systemów informatycznych Spółki,
18) wdrażania celów strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w podmiotach Grupy Kapitałowej PGNiG w obszarze rozwoju IT,
19) zarządzania obszarem IT.
Magdalena Zegarska - Wiceprezes Zarządu
Pani Magdalena Zegarska jest absolwentką Prywatnej Wyższej Szkoły Ochrony Środowiska w
Radomiu. Ponadto ukończyła studia Master of Business Administration dla firm sektora naftowego i
gazowniczego oraz posiada absolutorium uzyskane w Wyższej Szkole Zarządzania i Marketingu
Stowarzyszenia Inicjatyw Gospodarczych w Warszawie o kierunku zarządzanie dużym
przedsiębiorstwem. Ukończyła liczne kursy i szkolenia z psychologii zarządzania zespołami
pracowniczymi, kurs na członków Rad Nadzorczych i zdała egzamin państwowy przed Komisją Skarbu
Państwa. W latach 2011-2014 pełniła funkcję Sekretarza Rady Pracowników II kadencji oraz w latach
2010-2014 Sekretarza Zakładowej Komisji Koordynacyjnej NSZZ „Solidarność” w PGNiG SA. W latach
2014-2017 pełniła funkcję członka Rady Nadzorczej PGNiG, Sekretarza Rady Nadzorczej oraz
Wiceprzewodniczącego Komitetu Audytu.
Pracę w PGNiG rozpoczęła w 1998 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.
Otrzymała odznaczenia honorowe: zasłużona dla Górnictwa Naftowego i Gazownictwa oraz Mazowieckiego Oddziału Handlowego.
Posiada tytuł Dyrektora Górniczego III stopnia.
Wiceprezes Zarządu wybrany przez pracowników Spółki sprawuje nadzór i koordynuje funkcjonowanie Spółki w zakresie:
1) zapewnienia warunków bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej,
2) współpracy ze związkami zawodowymi, Radą Pracowników i innymi organizacjami pracowniczymi w zakresie dotyczącym Spółki i Grupy
Kapitałowej PGNiG,
3) przeprowadzenia procesu wydania akcji uprawnionym pracownikom Spółki,
4) ochrony środowiska,
5) kształtowania polityki socjalnej.
Zasady dotyczące powoływania i odwoływania osób zarządzających oraz ich uprawnień, w szczególności prawo do
podjęcia decyzji o emisji lub wykupie akcji
Zgodnie ze Statutem, członków Zarządu lub cały Zarząd powołuje i odwołuje Rada Nadzorcza. Powołanie na członka Zarządu
następuje po przeprowadzeniu postępowania kwalifikacyjnego wg uregulowań zawartych w Statucie oraz w oparciu o wymogi dla
kandydatów określone w art. 22 ustawy z dnia 16 grudnia 2016 r. o zasadach zarządzania mieniem państwowym . Powyższy tryb
wyboru nie dotyczy członka Zarządu wybieranego przez pracowników.
Do czasu, gdy Skarb Państwa jest akcjonariuszem Emitenta, a Emitent zatrudnia średniorocznie powyżej 500 pracowników, Rada
Nadzorcza powołuje w skład Zarządu jedną osobę wybraną przez pracowników, na okres kadencji Zarządu. Za kandydata na członka
Zarządu wybranego przez pracowników uznaje się osobę, która w wyborach uzyskała nie mniej niż 50% plus 1 ważnie oddanych
głosów, a wynik głosowania jest wiążący dla Rady Nadzorczej pod warunkiem udziału w nim co najmniej 50% wszystkich
pracowników Emitenta.
Członków Zarządu powołuje się na okres wspólnej kadencji, która trwa trzy lata.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 108 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Członek Zarządu może złożyć rezygnację z pełnionej funkcji Emitentowi, reprezentowanemu przez innego członka Zarządu lub
prokurenta, oraz przekazać do wiadomości Przewodniczącemu Rady Nadzorczej i ministrowi właściwemu do spraw aktywów
państwowych. Rezygnacja wymaga zachowania formy pisemnej pod rygorem bezskuteczności wobec Emitenta.
W przypadku członka Zarządu wybranego przez pracowników, jego odwołanie może nastąpić także na pisemny wniosek co najmniej
15% ogółu pracowników Emitenta. Głosowanie zarządza Rada Nadzorcza, a jego wynik jest wiążący dla Rady Nadzorczej, o ile w
głosowaniu brało udział co najmniej 50% wszystkich pracowników Emitenta i uzyskano większość niezbędną dla wyboru członka
Zarządu.
Zgodnie ze Statutem decyzję o emisji akcji lub skupie akcji (nabyciu akcji własnych) podejmuje Walne Zgromadzenie Emitenta.
Zasady działania Zarządu Emitenta
Zarząd prowadzi sprawy Emitenta i reprezentuje go we wszystkich czynnościach sądowych i pozasądowych. Do kompetencji
Zarządu należą wszelkie sprawy związane z prowadzeniem spraw Emitenta niezastrzeżone przepisami prawa lub Statutu dla
Walnego Zgromadzenia lub Rady Nadzorczej. Zarząd obowiązany jest w szczególności do opracowywania planów działalności
gospodarczej, w tym planów inwestycyjnych, oraz Strategii Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG oraz strategicznych planów wieloletnich
i przedkładania ich Radzie Nadzorczej do zatwierdzenia.
Tryb działania Zarządu określa Regulamin uchwalony przez Zarząd i zatwierdzony przez Radę Nadzorczą. Regulamin Zarządu jest
dostępny na stronie internetowej Emitenta pod adresem: www.pgnig.pl/lad-korporacyjny/zarzad/regulamin
Informacje o odbytych posiedzeniach Zarządu i podjętych uchwałach
W 2021 r. Zarząd Spółki odbył 47 posiedzeń Zarządu i podjął 636 uchwał.
Rada Nadzorcza oraz komitety
Skład Rady Nadzorczej PGNiG na dzień 1 stycznia 2021 r.
Bartłomiej Nowak - Przewodniczący Rady Nadzorczej;
Piotr Sprzączak - Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej;
Sławomir Borowiec - Sekretarz Rady Nadzorczej;
Piotr Broda - Członek Rady Nadzorczej;
Roman Gabrowski - Członek Rady Nadzorczej;
Andrzej Gonet - Członek Rady Nadzorczej;
Mieczysław Kawecki - Członek Rady Nadzorczej;
Stanisław Sieradzki - Członek Rady Nadzorczej;
Grzegorz Tchorek - Członek Rady Nadzorczej.
W związku z upływem VIII kadencji Rady Nadzorczej oraz wynikami wyborów na członków Rady Nadzorczej PGNiG S.A.
wybieranych przez pracowników PGNiG S.A. oraz wszystkich jej jednostek zależnych w rozumieniu ustawy z dnia 30 sierpnia 1996
roku o komercjalizacji i niektórych uprawnieniach pracowników, Walne Zgromadzenie powołało, z dniem 9 lipca 2021, w skład Rady
Nadzorczej następujące osoby:
Bartłomieja Nowaka - na Członka Rady Nadzorczej,
Cezarego Falkiewicza - na Członka Rady Nadzorczej
Piotra Sprzączaka - na członka Rady Nadzorczej
Romana Gabrowskiego - na członka Rady Nadzorczej
Grzegorza Tchorka - na członka Rady Nadzorczej
Tomasza Gabzdyla - na członka Rady Nadzorczej
Mariusza Gierczaka - na członka Rady Nadzorczej
Mieczysława Kaweckiego - na członka Rady Nadzorczej,
na wspólną IX kadencję Rady Nadzorczej kończącą się 10 lipca 2024 roku.
W dniu 30 lipca 2021 r. Rada Nadzorcza PGNiG, na pierwszym posiedzeniu IX kadencji, wybrała ze swojego grona:
Bartłomieja Nowaka - na Przewodniczącego Rady Nadzorczej,
Cezarego Falkiewicza - na Wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej,
Tomasza Gabzdyla - na Sekretarza Rady Nadzorczej.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 109 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Skład Rady Nadzorczej PGNiG na dzień 31 grudnia 2021 r.
Bartłomiej Nowak - Przewodniczący Rady Nadzorczej;
Cezary Falkiewicz - Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej;
Tomasz Gabzdyl - Sekretarz Rady Nadzorczej;
Roman Gabrowski - Członek Rady Nadzorczej;
Mariusz Gierczak - Członek Rady Nadzorczej
Mieczysław Kawecki - Członek Rady Nadzorczej;
Piotr Sprzączak - Członek Rady Nadzorczej
Grzegorz Tchorek - Członek Rady Nadzorczej.
Rada Nadzorcza oraz komitety
Bartłomiej Nowak - Przewodniczący Rady Nadzorczej
Absolwent kierunku Zarządzania Akademii Leona Koźmińskiego w Warszawie oraz Wydziału Prawa i
Administracji Uniwersytetu Warszawskiego. Posiada tytuły Master of Arts in Management and International
Business - Bradford University oraz Master de Recherche - European University Institute. Od 2009 roku
posiada stopień naukowy Doctor of Laws - European University Institute, a od 2013 roku – stopień doktora
habilitowanego nadany przez Instytutu Nauk Prawnych Polskiej Akademii Nauk.
Pan Bartłomiej Nowak specjalizuje się m.in. w prawie energetycznym, gospodarczym, prawie konkurencji oraz
prawie Unii Europejskiej. W latach 2007-2009 pracował na rzecz Dyrekcji Generalnej Komisji Europejskiej ds.
Transportu i Energii oraz jako doradca Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. W latach 2010-2014 pełnił
funkcję doradcy w Kancelarii Domański Zakrzewski Palinka sp.k. oraz Członka Rady Nadzorczej PTE WARTA
S.A.
Od 2009 roku związany jest z Akademią Leona Koźmińskiego w Warszawie na stanowiskach: Adiunkta, a później Profesora
Nadzwyczajnego w Kolegium Prawa, oraz Prorektora ds. Studiów Ekonomiczno-Społecznych.
Pan Bartłomiej Nowak jest członkiem Rad Naukowych Instytutu Lotnictwa, Instytutu Technologii Elektronowej oraz Narodowego
Centrum Badań Jądrowych.
Bartłomiej Nowak oświadczył, że spełnia kryterium niezależności zarówno w zakresie wynikającym z art. 129 Ustawy z dnia 11 maja
2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, jak i Zaleceń Komisji Europejskiej 2005/162/WE z
dnia 15 lutego 2005 r.
Cezary Falkiewicz – Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej
Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Kardynała Stefana Wyszyńskiego w Warszawie.
Posiada również ukończone studia podyplomowe z zakresu Finansów i Rachunkowości z akredytacją ACCA
na Akademii Finansów i Biznesu Vistula. Z administracją państwową związany jest od 2014 roku, zaczynając
pracę w Ministerstwie Skarbu Państwa, następnie będąc zatrudnionym w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów
i Ministerstwie Aktywów Państwowych, gdzie obecnie pełni funkcję Zastępcy Dyrektora Departamentu Spółek
Paliwowo-Energetycznych.
W swojej dotychczasowej pracy zajmował się głównie analizami ekonomiczno-finansowymi przedsiębiorstw
oraz kwestiami dotyczącymi nabycia lub objęcia przez Skarb Państwa akcji/udziałów ze środków Funduszu
Reprywatyzacji. Pan Cezary Falkiewicz posiada również doświadczenie zawodowe związane z procesami
fuzji i przejęć spółek z udziałem Skarbu Państwa, a także w sektorze ropy i gazu – w latach 2018-2021 zasiadał w Radzie Nadzorczej
Lotos Upstream Sp. z o.o.
W ramach swoich obecnych obowiązków służbowych zajmuje się wykonywaniem uprawnień właścicielskich w stosunku do spółek z
udziałem Skarbu Państwa oraz koordynowaniem procesu konsolidacji przedsiębiorstw z sektora paliwowo-gazowego.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 110 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Piotr Sprzączak - Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej
Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Marii Curie-Skłodowskiej w Lublinie, ukończył studia
Executive MBA na Wydziale Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego, był również słuchaczem Krajowej
Szkoły Administracji Publicznej.
Od 2011 roku związany z administracją publiczną i działem energia. Pracę rozpoczął w Departamencie Ropy
i Gazu, gdzie zajmował się kwestiami bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego, realizacji działań w zakresie
finansowania projektów gazowych ze środków europejskich (POIiŚ, CEF) oraz prowadzeniem negocjacji
aktów prawnych UE w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego do UE.
Aktualnie pełni funkcję Dyrektora Departamentu Ciepłownictwa w Ministerstwie Klimatu i Środowiska, gdzie
obok regulacji sektora ciepłowniczego zajmuje się również kwestiami z zakresu efektywności energetycznej.
Tomasz Gabzdyl - Członek Rady Nadzorczej
Absolwent Politechniki Śląskiej w Gliwicach, ukończył kierunek Energetyka. Posiada stopień inżyniera o
specjalności Energetyka Zawodowa i Przemysłowa. Specjalizuje się w zagadnieniach związanych z
bezpieczeństwem i higieną pracy w branży górnictwa naftowego i gazownictwa. Ukończył kursy i szkolenia
specjalistyczne z zakresu BHP oraz prawa pracy.
W PGNiG pracuje od 1995 r. zdobywając wiedzę i doświadczenie na wielu stanowiskach. Zatrudniony w
Polskiej Spółce Gazownictwa sp. z o.o. na stanowisku Kierownika Gazowni. Posiada stopień górniczy
Inżyniera II Stopnia. W uznaniu zasług dla Rozwoju Przemysłu Naftowego i Gazowniczego otrzymał z rąk
Ministra Odznakę Honorową Za Zasługi Dla Przemysłu Naftowego i Gazowniczego. Odznaczony branżowymi
odznaczeniami: Zasłużony dla PGNiG SA oraz Zasłużony dla Polskiej Spółki Gazownictwa.
Od początku kariery zawodowej Pan Tomasz Gabzdyl zajmuje się działalnością społeczną i związkową. Od 2011 r. pełnił funkcję
Wiceprzewodniczącego, a od 2019 r. jest Przewodniczącym Ogólnopolskiego Związku Zawodowego Górnictwa Naftowego i
Gazownictwa – największej i najstarszej centrali Związków Zawodowych w GK PGNiG. Jest współautorem wielu dokumentów
branżowych oraz umów społecznych.
Wybrany do Rady Nadzorczej PGNiG SA głosami Pracowników.
Roman Gabrowski - Członek Rady Nadzorczej
Absolwent 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.
Mariusz Gierczak - Członek Rady Nadzorczej
Absolwent Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Śląskiego oraz Wydziału Marketingu i Zarządzania
Politechniki Częstochowskiej. Uczestnik specjalistycznych kursów i szkoleń z zakresu prawa pracy. Zajmuje
się zagadnieniami związanymi z szeroko pojętymi relacjami w zbiorowych stosunkach pracy, szczególnie
zajmuje się rolą dialogu społecznego na poziomie przedsiębiorstw górniczych i energetycznych.
W Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie pracuje od 1995 r., jest zatrudniony w Spółce PGNiG Obrót
Detaliczny Sp. z o.o. na stanowisku Kierownika Biura Obsługi Klienta. Posiada stopień górniczy Inżyniera III
Stopnia. W uznaniu zasług dla Rozwoju Przemysłu Naftowego i Gazowniczego otrzymał z rąk Ministra
Odznakę Honorową Za Zasługi Dla Przemysłu Naftowego i Gazowniczego. Odznaczony branżowymi
odznaczeniami: Zasłużony dla PGNiG SA oraz Zasłużony dla PGNiG Obrót Detaliczny.
Pan Mariusz Gierczak jest czynnie zaangażowany w sprawy społeczne i pracownicze w GK PGNiG. Od roku 2006 pełni funkcję
Wiceprzewodniczącego Ogólnopolskiego Związku Zawodowego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa. Zajmuje się w szczególności
zagadnieniami związanymi w równości w zatrudnieniu i przeciwdziałaniu wszelkim formom dyskryminacji, szacunkiem dla
Pracowników i ich spraw, aktywnie działa na rzecz godnych warunków pracy i stabilności zatrudnienia. Jest inicjatorem wielu akcji
społecznych na rzecz Pracowników, którzy znaleźli się w trudnej sytuacji życiowej.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 111 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Wybrany do Rady Nadzorczej PGNiG SA głosami Pracowników.
Mieczysław Kawecki - Członek Rady Nadzorczej
Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie, magister inżynier o specjalności eksploatacja otworowa.
Pracę zawodową rozpoczął w 1976 roku w Sanockim Zakładzie Górnictwa Nafty i Gazu na kopalni ropy
naftowej Wańkowa. W 1984 roku został kierownikiem nowo powstałej kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego
Lublin. W 1986 roku przeszedł do pracy na kopalni ropy naftowej Wielopole, gdzie został kierownikiem kopalni.
W latach 1991 do 2017 roku pracuje na stanowisku kierownika Podziemnego Magazynu Gazu Ziemnego
Strachocina. Od 2017 roku pracuje na stanowisku kierownika Działu Podziemnego Magazynowania Gazu w
Oddziale PGNiG w Sanoku.
W 1998 roku ukończył studia podyplomowe w zakresie podziemnego magazynowania gazu, a w 2003 roku
ukończył kierunek ochrony środowiska w gospodarce na AGH w Krakowie. Posiada uprawnienia kierownika
ruchu zakładu górniczego oraz I stopień Dyrektora Górniczego.
Prezes Zarządu Stowarzyszenia Naukowo-Technicznego – SITPNiG Oddział w Sanoku. W latach 1990 – 1992 był członkiem Rady
Pracowniczej w Sanockim Zakładzie Górnictwa Nafty i Gazu oraz delegatem na Ogólne Zebranie Delegatów PGNiG Warszawa. Od
1994 roku do momentu przekształcenia w spółkę był członkiem Rady Pracowniczej PGNiG Warszawa w VI i VII kadencji.
Do 1998 r. członek grupy konsultacyjnej przy PGNiG. W latach 2003 do 2005 Przewodniczący Związku Zawodowego „KADRA w
Oddziale w Sanoku i członek Związkowej Komisji Koordynacyjnej. W latach 1999 do 2004 Przewodniczący Rady Nadzorczej
Spółdzielni Mieszkaniowej „NAFTOWIEC” w Sanoku. Członek a następnie sekretarz Rady Nadzorczej PGNiG w latach 2005 do
2014.
Wybrany do Rady Nadzorczej PGNiG SA głosami Pracowników.
Grzegorz Tchorek - Członek Rady Nadzorczej
Absolwent Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego. W 2007 roku obronił pracę doktorską, za
którą otrzymał nagrodę Premiera Rady Ministrów w konkursie na najlepsze prace doktorskie. Po obronie
doktoratu rozpoczął pracę jako adiunkt na Wydziale Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego oraz w
Narodowym Banku Polskim jako doradca (od 2009 r.).
Jako ekspert zajmuje się analizą doświadczeń państw strefy euro, oceną przemian instytucjonalnych w krajach
Unii Europejskiej oraz umiędzynarodowieniem i innowacyjnością przedsiębiorstw. W toku wykonywania
czynności zawodowych kierował projektami analitycznymi oraz badawczymi. Jego dorobek naukowy obejmuje
liczne projekty badawcze oraz publikacje w zakresie unii walutowej, innowacyjności oraz konkurencyjności.
Pan Grzegorz Tchorek ma bogate doświadczanie jako prelegent, czego potwierdzeniem są wystąpienia na
konferencjach międzynarodowych oraz prowadzenie wykładów w wielu europejskich ośrodkach akademickich.
Kompetencje Rady Nadzorczej PGNiG
Rada Nadzorcza sprawuje stały nadzór nad Emitentem we wszystkich dziedzinach jego działalności oraz opiniuje wszelkie sprawy
przedkładane przez Zarząd do rozpatrzenia Walnemu Zgromadzeniu (WZ). W szczególności do kompetencji Rady Nadzorczej
należy:
ocena sprawozdania Zarządu z działalności Emitenta oraz sprawozdania finansowego za ubiegły rok obrotowy w zakresie
ich zgodności z księgami, dokumentami, jak i ze stanem faktycznym;
ocena wniosków Zarządu co do podziału zysku lub pokrycia straty;
składanie WZ pisemnego sprawozdania z wyników czynności, o których mowa w pkt 1 i 2;
ocena skonsolidowanego sprawozdania finansowego zarówno co do zgodności z księgami i dokumentami, jak i ze stanem
faktycznym, ocena skonsolidowanego sprawozdania Zarządu z działalności grupy kapitałowej oraz składanie WZ
sprawozdania z wyników tych czynności;
wybór biegłego rewidenta do przeprowadzenia badania sprawozdania finansowego;
zatwierdzanie planów działalności gospodarczej, w tym planów inwestycyjnych;
zatwierdzanie Strategii Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG oraz strategicznych planów wieloletnich;
uchwalanie regulaminu szczegółowo określającego tryb działania Rady Nadzorczej;
przyjmowanie jednolitego tekstu Statutu, przygotowanego przez Zarząd Emitenta;
zatwierdzanie regulaminu Zarządu;
powoływanie i odwoływanie członków Zarządu;
ustalanie zasad i wysokości wynagrodzenia członków Zarządu, chyba że znajdujące zastosowanie przepisy prawa
bezwzględnie obowiązującego stanowią inaczej.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 112 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Zasady działania Rady Nadzorczej
Rada Nadzorcza działa zgodnie z zasadami określonymi w Kodeksie spółek handlowych, Statucie oraz w Regulaminie Rady
Nadzorczej. Regulamin Rady Nadzorczej został przyjęty uchwałą Rady Nadzorczej i jest dostępny na stronie internetowej Emitenta
pod adresem: http://pgnig.pl/lad-korporacyjny/rada-nadzorcza/regulamin.
Rada Nadzorcza Emitenta składa się z 5 do 9 członków powoływanych przez Walne Zgromadzenie, przy czym jeden z członków
Rady Nadzorczej powinien spełniać określone w Statucie kryteria niezależności. Przez okres, w którym Skarb Państwa pozostaje
akcjonariuszem Spółki, Skarb Państwa reprezentowany przez ministra właściwego do spraw aktywów państwowych jest uprawniony
do powoływania i odwoływania jednego członka Rady Nadzorczej. W Radzie Nadzorczej liczącej do sześciu członków dwóch
członków powoływanych jest spośród osób wybranych przez pracowników Spółki oraz pracowników wszystkich jej jednostek
zależnych, a w Radzie Nadzorczej liczącej od siedmiu do dziewięciu członków - trzech.
Członków Rady Nadzorczej powołuje się na wspólną kadencję, która trwa 3 lata.
Posiedzenia Rady Nadzorczej zwoływane są przez Przewodniczącego lub Wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej w każdym
przypadku, gdy wymaga tego interes Emitenta, nie rzadziej jednak niż raz na 2 miesiące.
Rada Nadzorcza lub jej członkowie oddelegowani do samodzielnego pełnienia określonych czynności nadzorczych mają prawo
kontrolować pełny zakres działalności Emitenta, a w szczególności badać wszystkie dokumenty Emitenta, żądać od Zarządu i
pracowników Emitenta sprawozdań i wyjaśnień lub dokonywać rewizji stanu majątku Emitenta.
Rada Nadzorcza może powoływać komitety stałe lub doraźne, tworzone w miarę potrzeb, działające jako kolegialne organy doradcze
i opiniodawcze Rady.
Komitety Rady Nadzorczej
W 2021 r. w Spółce działały dwa komitety Rady Nadzorczej – Komitet Audytu i Komitet Strategii.
Skład Komitetu Audytu Rady Nadzorczej PGNiG w 2021 r.:
1) od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia 9 lipca 2021 r. (VIII kadencja Rady Nadzorczej):
Grzegorz Tchorek - Przewodniczący Komitetu Audytu;
Piotr Broda - Zastępca Przewodniczącego Komitetu Audytu;
Bartłomiej Nowak - Członek Komitetu Audytu.
2) od dnia 30 lipca 2021 do dnia 31 grudnia 2021 r. (IX kadencja Rady Nadzorczej):
Grzegorz Tchorek - Członek Komitetu Audytu, od dnia 26 sierpnia 2021 r. Przewodniczący Komitetu Audytu;
Roman Gabrowski - Członek Komitetu Audytu, od 26 sierpnia 2021 r. Wiceprzewodniczący Komitetu Audytu,
Mariusz Gierczak - Członek Komitetu Audytu
Bartłomiej Nowak - Członek Komitetu Audytu.
W skład Komitetu Audytu wchodzi co najmniej 3 członków Rady Nadzorczej, w tym przynajmniej jeden członek posiadający wiedzę
i umiejętności w zakresie rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych.
Wszyscy członkowie Komitetu Audytu złożyli oświadczenia o spełnianiu kryterium niezależności zarówno w zakresie wynikającym z
art. 129 Ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, jak i Zaleceń Komisji
Europejskiej 2005/162/WE z dnia 15 lutego 2005 r. Dwóch członków Komitetu Audytu posiada wiedzę i umiejętności w zakresie
rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych:
Pan Grzegorz Tchorek - Przewodniczący Komitetu Audytu jest magistrem zarządzania i marketingu, w zakresie zarządzania
gospodarczego, absolwentem Wydział Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego oraz doktorem nauk ekonomicznych w zakresie
nauk o zarządzaniu Wydziału Zarządzania Uniwersytetu Warszawskiego.
Pan Roman Gabrowski - Członek Komitetu Audytu, 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”.
Pan Mariusz Gierczak – Członek Komitetu Audytu, jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Śląskiego oraz
Wydziału Marketingu i Zarządzania Politechniki Częstochowskiej. Uczestnik specjalistycznych kursów i szkoleń z zakresu prawa
pracy.
Pan Bartłomiej Nowak – Członek Komitetu Audytu, posiada wiedzę i umiejętności z zakresu branży, w której działa Emitent, będąc
doktorem hab. nauk prawnych Polskiej Akademii Nauk (Instytut Nauk Prawnych), w dyscyplinie prawo gospodarcze oraz doktorem
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 113 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
nauk prawnych EUI FLORENCE i pełnił funkcje Doradcy Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w latach 2007-2009 i pracował na
rzecz Dyrekcji Generalnej Komisji Europejskiej ds. Transportu i Energii w latach 2007-2008.
Zasady działania Komitetu Audytu i jego kompetencje
Komitet Audytu działa w ramach Rady Nadzorczej jako stały komitet, służący pomocą Radzie Nadzorczej w zakresie jego zadań.
Posiedzenia Komitetu Audytu odbywają się w miarę potrzeb, nie rzadziej niż raz na pół roku i zwoływane są przez Przewodniczącego
Komitetu. Co sześć miesięcy Komitet Audytu składa Radzie Nadzorczej sprawozdania ze swojej działalności, które są udostępniane
akcjonariuszom Emitenta na najbliższym Walnym Zgromadzeniu.
Do zadań Komitetu Audytu należą w szczególności zadania wymienione w art. 130 Ustawy z dnia 11 maja 2017 r. o biegłych
rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym, m.in.:
monitorowanie:
o procesu sprawozdawczości finansowej,
o skuteczności systemów kontroli wewnętrznej i systemów zarządzania ryzykiem oraz audytu wewnętrznego, w tym w
zakresie sprawozdawczości finansowej,
o wykonywania czynności rewizji finansowej, w szczególności przeprowadzania przez firmę audytorską badania, z
uwzględnieniem wszelkich wniosków i ustaleń Komisji Nadzoru Audytowego wynikających z kontroli przeprowadzonej
w firmie audytorskiej;
kontrolowanie i monitorowanie niezależności biegłego rewidenta i firmy audytorskiej, w kontekście przestrzegania limitów na
wynagrodzenie za świadczenie na rzecz badanej Spółki dozwolonych usług innych niż badanie sprawozdań finansowych;
informowanie Rady Nadzorczej lub innego organu nadzorczego lub kontrolnego Spółki o wynikach badania oraz wyjaśnianie, w
jaki sposób badanie to przyczyniło się do rzetelności sprawozdawczości finansowej w Spółce a także jaka była rola Komitetu
Audytu w procesie badania;
dokonywanie oceny niezależności biegłego rewidenta oraz wyrażanie zgody na świadczenie przez niego dozwolonych usług
niebędących badaniem w Spółce;
opracowywanie polityki wyboru firmy audytorskiej do przeprowadzania badania;
opracowywanie polityki świadczenia przez firmę audytorską przeprowadzającą badanie, przez podmioty powiązane z tą firmą
audytorską oraz przez członka sieci firmy audytorskiej dozwolonych usług niebędących badaniem;
określanie procedury wyboru firmy audytorskiej przez Spółkę;
przedstawianie Radzie Nadzorczej lub innemu organowi nadzorczemu lub kontrolnemu, lub organowi, o którym mowa w art. 66
ust. 4 ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości, rekomendacji, o której mowa w art. 16 ust. 2 rozporządzenia nr
537/2014, zgodnie z politykami, o których mowa w pkt e i f;
przedkładanie zaleceń mających na celu zapewnienie rzetelności procesu sprawozdawczości finansowej w Spółce.
Informacje o odbytych posiedzeniach Komitetu Audytu i podjętych uchwałach
Komitet Audytu Rady Nadzorczej odbył w 2021 r. 6 posiedzeń i podjął 9 uchwał. Na 3 posiedzeniach Komitet Audytu odbył spotkanie
z biegłym rewidentem.
Zasady współpracy z firmą audytorską
W wyniku wyboru dokonanego przez Radę Nadzorczą PGNiG z dnia 23 stycznia 2020 r. podmiotem uprawnionym do badania i
przeglądu sprawozdań finansowych PGNiG oraz części spółek zależnych oraz skonsolidowanych sprawozdań GK PGNiG jest firma
PKF Consult Sp. z o.o. Sp.k. Umowa została zawarta w dniu 20 maja 2020 r. i obejmuje lata 2021 – 2022.
W 2021 r. firma audytorska świadczyła następujące, dozwolone usługi nieaudytowe na rzecz PGNiG:
Przegląd kwartalnego jednostkowego oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego za okresy zakończone 31 marca 2021
r. oraz 30 września 2021 r.
Przegląd półrocznego jednostkowego oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego za okres zakończony 30 czerwca
2021 r.
Przeprowadzenie weryfikacji uzgodnionych procedur, na potrzeby banków finansujących PGNiG, dotyczących wskaźników
finansowych wynikających z zawartych przez PGNiG umów kredytowych oraz umów objęcia obligacji i warunków ich emisji - za
okresy dwunastomiesięczne zakończone 31 grudnia 2020 r. oraz 30 czerwca 2021.
Ocenę sprawozdania o wynagrodzeniach Członków Zarządu oraz Członków Rady Nadzorczej za lata 2019-2020
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 114 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Skład Komitetu Strategii
Skład Komitetu Komitet Strategii Rady Nadzorczej PGNiG w 2021:
1) od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia 9 lipca 2021 r. (VIII kadencja Rady Nadzorczej):
Piotr Sprzączak - Przewodniczący Komitetu Strategii;
Sławomir Borowiec - Członek Komitetu Strategii;
Roman Gabrowski - Członek Komitetu Strategii;
Mieczysław Kawecki - Członek Komitetu Strategii;
Stanisław Sieradzki - Członek Komitetu Strategii;
Grzegorz Tchorek - Członek Komitetu Strategii.
2) od dnia od dnia 30 lipca 2021 do dnia 31 grudnia 2021 r. (IX kadencja Rady Nadzorczej):
Piotr Sprzączak - Przewodniczący Komitetu Strategii,
Cezary Falkiewicz - Członek Komitetu Strategii
Roman Gabrowski - Członek Komitetu Strategii
Tomasz Gabzdyl - Członek Komitetu Strategii
Mieczysław Kawecki - Członek Komitetu Strategii
W skład Komitetu Strategii wchodzi co najmniej 3 członków Rady Nadzorczej. Przewodniczącego Komitetu Strategii oraz pozostałych
jego członków powołuje Rada Nadzorcza spośród jej członków przy zachowaniu zasady rotacji.
Zasady działania Komitetu Strategii i jego kompetencje
Komitet Strategii jest organem pomocniczym przy wykonywaniu przez Radę Nadzorczą jej zadań. Posiedzenia Komitetu odbywają
się w miarę potrzeb, nie rzadziej niż raz na pół roku. Komitet Strategii składa Radzie Nadzorczej roczne sprawozdanie ze swojej
działalności.
Do zadań Komitetu Strategii należy:
opiniowanie i przedstawianie rekomendacji Radzie Nadzorczej dotyczących wniosków lub informacji o charakterze strategicznym
kierowanych do Rady Nadzorczej i wymagających jej akceptacji lub opinii, w szczególności dotyczących:
o Strategii Spółki i Grupy Kapitałowej PGNiG oraz strategicznych planów wieloletnich;
o celów zarządczych (MBO) dla członków Zarządu Spółki;
o planów działalności gospodarczej, w tym planów inwestycyjnych;
o planowanych i podejmowanych inwestycji i dezinwestycji;
o innych kwestii strategicznych;
wykonywanie innych zadań zleconych przez Radę Nadzorczą.
Informacje o odbytych posiedzeniach Komitetu Strategii.
W 2021 r. Komitet Strategii Rady Nadzorczej odbył 5 posiedzeń.
6.3 Wynagrodzenia
Polityka wynagrodzeń w PGNiG
Podstawową regulację wewnętrzną w zakresie polityki wynagradzania stanowi Zakładowy Układ Zbiorowy Pracy (ZUZP) zawarty z
zakładowymi organizacjami związków zawodowych w dniu 15 lipca 2009 r. Dodatkowo system wynagrodzeń regulowany jest przez
wewnętrzne regulaminy jednostek organizacyjnych oraz umowy społeczne zawarte z organizacjami związkowymi.
Zgodnie z przyjętymi zasadami polityki płacowej stawki wynagrodzeń zasadniczych kształtowane są w oparciu o wartościowanie
stanowisk pracy. Wysokość stawek zależy od poziomu kwalifikacyjnego, do którego zostało przypisane dane stanowisko, zgodnie z
rodzajem wykonywanej pracy, wymaganymi kwalifikacjami oraz doświadczeniem zawodowym.
Regulacje płacowe zapewniają pracownikom dodatkowe składniki wynagrodzeń, w tym do najistotniejszych należy zaliczyć nagrody
i premie, nagrodę barbórkową, nagrody jubileuszowe oraz odprawy emerytalne, premię roczną.
System motywacyjny
W PGNiG funkcjonuje system premiowania, do którego podstawowych elementów należy zaliczyć:
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 115 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
MBO (Zarządzanie przez Cele) - obejmuje stanowiska kadry menedżerskiej, na których realizowane są kluczowe cele dla PGNiG.
Wysokość premii MBO zależna jest od jakości i stopnia realizacji przypisanych celów;
Uznaniowa nagroda okresowa - dotyczy pozostałych pracowników, przyznawana kwartalnie zgodnie z uznaniową oceną
wyników pracy przez przełożonego;
Uznaniowa nagroda zadaniowa - indywidualne, uznaniowe nagrody dla pracowników uzyskujących wyróżniające wyniki w pracy
zawodowej (fundusz w dyspozycji Zarządu PGNiG);
Uznaniowa nagroda projektowa - obejmuje pracowników zaangażowanych w realizację zadań projektowych, wysokość nagrody
zależna jest od stopnia i jakości wykonania konkretnych zadań.
Świadczenia na rzecz pracowników
PGNiG oferuje swoim pracownikom pracowniczy program emerytalny (PPE) w rozumieniu ustawy z dnia 20 kwietnia 2004 r. o
pracowniczych programach emerytalnych (Dz. U. Nr 116, poz. 1207). W programie uczestniczyć może każdy pracownik, który
pozostaje nieprzerwanie w zatrudnieniu co najmniej 3 miesiące.
Polityka wynagrodzeń członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG
Polityka Wynagrodzeń członków Zarządu i Rady Nadzorczej PGNiG została przyjęta przez ZWZ PGNiG w dniu 24 czerwca 2020 r.
Wynagrodzenie członków Zarządu Spółki składa się z części stałej, stanowiącej podstawowe wynagrodzenie miesięczne oraz części
zmiennej, stanowiącej wynagrodzenie uzupełniające za rok obrotowy Spółki. Miesięczna kwota wynagrodzenia jest ustalana przez
Radę Nadzorczą Spółki, z zastrzeżeniem, że Wynagrodzenie Stałe Prezesa Zarządu oraz pozostałych członków Zarządu jest
ustalane w przedziale kwotowym mieszczącym się od 7 do 15 –krotności podstawy wymiaru w rozumieniu art. 1 ust. 3 pkt 11 Ustawy
o zasadach kształtowania wynagrodzeń. Wynagrodzenie Zmienne jest uzależnione od poziomu realizacji wyznaczonych Celów
Zarządczych i nie może przekroczyć 100% rocznego Wynagrodzenia Stałego.
Wynagrodzenie członków Rady Nadzorczej ustala się jako wynagrodzenie miesięczne. Wynagrodzenie stanowi iloczyn podstawy
wymiaru w rozumieniu art. 1 ust. 3 pkt 11 Ustawy z dnia 9 czerwca 2016 r. o zasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami oraz mnożnika określanego w odrębnej uchwale Walnego Zgromadzenia. Wspomniany mnożnik wynosi 1,7 dla
przewodniczącego Rady Nadzorczej, 1,6 dla wiceprzewodniczącego Rady Nadzorczej i sekretarza Rady Nadzorczej oraz 1,5 dla
pozostałych członków Rady nadzorczej.
Tabela 64 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2021 r.
Okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2021 r.
Łączna kwota netto
wynagrodzeń, świadczeń
dodatkowych oraz
nagród w 2021 r.
wypłaconych i należnych
z tytułu pełnienia funkcji
w PGNiG
Kwota VAT
Łączna kwota
wynagrodzeń z tytułu
pełnienia funkcji w
jednostkach
podporządkowanych
w 2021 r. z
uwzględnieniem VAT
Razem
wynagrodzenie
w 2021 r.
w tys. zł
Razem Zarząd w tym:
5 989
1 043
1 248
8 280
Paweł Majewski – Prezes Zarządu
799
-
371
1 170
Artur Cieślik - Wiceprezes Zarządu
1)
590
-
-
590
Robert Perkowski – Wiceprezes Zarządu
1 145
262
371
1 778
Arkadiusz Sekściński – Wiceprezes Zarządu
1 131
259
-
1 390
Przemysław Wacławski – Wiceprezes Zarządu
1 183
259
506
1 949
Magdalena Zegarska – Wiceprezes Zarządu
1 141
262
-
1 404
Osoby nie pełniące swoich funkcji na 31 grudnia 2021 r.:
858
195
-
1 052
Jerzy Kwieciński
– Prezes Zarządu
2)
329
75
-
404
Jarosław Wróbel
– Wiceprezes Zarządu
3)
529
120
-
648
Razem Rada Nadzorcza w tym:
541
-
-
541
Cezary Falkiewicz
4)
40
-
-
40
Roman Gabrowski
83
-
-
83
Tomasz Gabzdyl
4)
40
-
-
40
Mariusz Gierczak
4)
38
-
-
38
Mieczysław Kawecki
80
-
-
80
Bartłomiej Nowak
94
-
-
94
Piotr Sprzączak
85
-
-
85
Grzegorz Tchorek
81
-
-
81
Osoby nie pełniące swoich funkcji na 31 grudnia 2021 r.:
179
-
-
179
Sławomir Borowiec
5)
46
-
-
46
Piotr Broda
5)
45
-
-
45
Andrzej Gonet
5)
45
-
-
45
Stanisław Sieradzki
5)
43
-
-
43
Razem wynagrodzenie członków organów zarządczych i nadzorczych
7 568
1 238
1 248
10 053
1) Pełni funkcję od dnia 16 marca 2021 r.
2) Pełni funkcję do dnia 22 października 2020 r.
3) Pełni funkcję do dnia 1 marca 2021 r.
4) Pełnił funkcję od dnia 9 lipca 2021 r.
5) Pełnił funkcję do dnia 9 lipca 2021 r.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 116 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 65 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2020 r.
Okres od 1 stycznia do 31 grudnia 2020 r.
Łączna kwota netto
wynagrodzeń,
świadczeń
dodatkowych oraz
nagród w 2020 r.
wypłaconych i
należnych z tytułu
pełnienia funkcji w
PGNiG
Kwota VAT
Łączna kwota
wynagrodzeń z
tytułu pełnienia
funkcji w
jednostkach
podporządkowanych
w 2020 r. z
uwzględnieniem
VAT
Razem
wynagrodzenie w
2020 r.
w tys. zł
Razem Zarząd w tym:
4 842
1 070
398
6 310
Paweł Majewski – Prezes Zarządu
1)
108
-
14
122
Robert Perkowski – Wiceprezes Zarządu
992
228
258
1 479
Arkadiusz Sekściński – Wiceprezes Zarządu
2)
711
164
-
875
Przemysław Wacławski – Wiceprezes Zarządu
2)
753
164
126
1 042
Jarosław Wróbel – Wiceprezes Zarządu
3)
766
166
-
932
Magdalena Zegarska – Wiceprezes Zarządu
1 512
348
-
1 860
Osoby nie pełniące swoich funkcji na 31 grudnia 2020 r.:
4 056
932
2 148
7 136
Radosław Bartosik
– Wiceprezes Zarządu
4)
383
88
409
880
Łukasz Kroplewski
– Wiceprezes Zarządu
5)
770
177
-
947
Jerzy Kwieciński
– Prezes Zarządu
3) 6)
694
159
278
1 131
Michał Pietrzyk
– Wiceprezes Zarządu
5)
623
142
535
1 300
Maciej Woźniak
– Wiceprezes Zarządu
5)
770
177
-
947
Piotr Woźniak
– Prezes Zarządu
5)
817
188
926
1 931
Razem Rada Nadzorcza w tym:
767
-
-
767
Sławomir Borowiec
88
-
-
88
Piotr Broda
84
-
-
84
Roman Gabrowski
82
-
-
82
Andrzej Gonet
82
-
-
82
Mieczysław Kawecki
84
-
-
84
Bartłomiej Nowak
93
-
-
93
Stanisław Sieradzki
82
-
-
82
Piotr Sprzączak
89
-
-
89
Grzegorz Tchorek
83
-
-
83
Razem wynagrodzenie członków organów
9 666
2 002
2 546
14 213
1) Pełni funkcję od dnia 12 listopada 2020 r.
2) Pełni funkcję od dnia 15 stycznia 2020 r.
3) Pełni funkcję od dnia 10 stycznia 2020 r.
4) Pełnił funkcję do dnia 16 stycznia 2019 r.
5) Pełnił funkcję do dnia 9 stycznia 2020 r.
6) Pełnił funkcję do dnia 22 października 2020 r.
6.4 Systemy kontroli wewnętrznej w organizacji i zarządzania ryzykiem w odniesieniu do
procesu sporządzania sprawozdań finansowych i skonsolidowanych sprawozdań
finansowych
System kontroli wewnętrznej Emitenta realizowany jest poprzez:
stosowanie jednolitych dla GK zasad rachunkowości w zakresie wyceny, ujęcia i ujawnień zgodnie z Międzynarodowymi
Standardami Sprawozdawczości Finansowej (MSSF) oraz stosowanie jednolitych wzorców jednostkowych i skonsolidowanych
sprawozdań finansowych;
stosowanie wewnętrznych mechanizmów kontrolnych, w tym: rozdział obowiązków, kilkustopniowa autoryzacja danych,
weryfikacja poprawności otrzymanych danych, niezależne sprawdzenia itp.;
stosowanie wewnętrznych procedur operacyjnych, wprowadzonych do stosowania na mocy Zarządzeń Prezesa Zarządu;
zdefiniowanie kompetencji w zakresie wykonywania zadań z zakresu rachunkowości, sprawozdawczości finansowej oraz
rozliczeń podatkowych w Spółce w księdze zadań i regulaminach zatwierdzanych przez Zarząd i Radę Nadzorczą;
zdefiniowanie zasad przeprowadzania kontroli przestrzegania obiegu dokumentów finansowo-księgowych oraz weryfikacji w
zakresie merytorycznym, formalnym i rachunkowym;
prowadzenie ewidencji zdarzeń gospodarczych w zintegrowanym systemie finansowo-księgowym, którego konfiguracja
odpowiada obowiązującym w Spółce zasadom rachunkowości oraz zawiera instrukcje i mechanizmy kontrolne zapewniające
spójność i integralność danych, w tym: kontrole spójności danych, kontrole sprzętowe, kontrole operacyjne i kontrole uprawnień;
funkcjonowanie systemu informatycznego wspierającego proces konsolidacji, umożliwiającego usprawnienie procesu
konsolidacji finansowej i zarządczej oraz skrócenie czasu sporządzania skonsolidowanych sprawozdań;
stosowanie jednolitych zasad i procedur konsolidacji danych finansowych, poprzez ujednolicone raporty, automatyczne walidacje
spójności oraz kompletności raportowanych przez spółki danych oraz dwustopniowy proces zatwierdzania i akceptacji danych w
systemie do konsolidacji;
sformalizowany proces sporządzania sprawozdania finansowego (zadania z określonym terminem wykonania i
przyporządkowania odpowiedzialności za ich realizację);
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 117 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
wieloetapowy proces opiniowania oraz autoryzacji sprawozdań uwzględniający również udział Rady Nadzorczej;
działania podejmowane przez Departament Audytu i Kontroli oraz Departament Bezpieczeństwa Grupy Kapitałowej PGNiG
zmierzające do bieżącej estymacji ryzyka sprawozdawczego;
niezależną ocenę rzetelności i prawidłowości sprawozdania finansowego dokonywaną przez niezależnego audytora
zewnętrznego w formie przeglądów sprawozdań;
sukcesywny wzrost formalnych uregulowań i procedur w Grupie Kapitałowej, mający na celu standaryzację procesów
sprawozdawczych i ciągłe ich doskonalenie.
Istotną rolę w procesie kontrolnym w zakresie rachunkowości i sprawozdawczości finansowej pełni zintegrowany system finansowo-
księgowy. Nie tylko umożliwia on kontrolę prawidłowości zaewidencjonowanych operacji, ale także pozwala na identyfikację osób
wprowadzających i akceptujących poszczególne transakcje. Dostęp do danych finansowych jest ograniczony przez system
uprawnień. Uprawnienia dostępu do systemu są nadawane w zakresie zależnym od przypisanej roli i zakresu odpowiedzialności
danej osoby i podlegają ścisłej kontroli.
Wprowadzono dodatkowy szczebel kontrolny sprawozdania finansowego GK poprzez rozdział funkcji sporządzania sprawozdania
finansowego Emitenta oraz skonsolidowanego sprawozdania finansowego GK pomiędzy dwa Departamenty w Centrali Spółki, które
podobnie jak sprawozdania innych konsolidowanych spółek jest wprowadzane do zintegrowanego systemu informatycznego.
Kontrola prawidłowości danych w procesie konsolidacji prowadzona jest w sposób automatyczny, poprzez zaimplementowane
walidacje i uzupełniana o logiczne procedury weryfikacji prowadzone przez wyspecjalizowanych pracowników GK.
Zasady Rachunkowości dla Grupy Kapitałowej PGNiG zawierają postanowienia, których celem jest zapewnienie zgodności
rachunkowości Emitenta oraz sporządzanych sprawozdań finansowych z obowiązującymi regulacjami, w tym w szczególności MSSF.
W celu zapewnienia zgodności Zasad Rachunkowości z nowelizowanymi przepisami są one okresowo aktualizowane. Ostatnia
aktualizacja Zasad Rachunkowości miała miejsce w 2021 r.
Ograniczenie ryzyka sporządzania sprawozdania finansowego jest także realizowane poprzez poddawanie sprawozdań kwartalnej
weryfikacji przez niezależnego biegłego rewidenta. Stosowane przez Emitenta procedury wyboru biegłego rewidenta zapewniają
jego niezależność przy realizacji powierzonych zadań (wyboru dokonuje Rada Nadzorcza po rekomendacji Komitetu Audytu) i wysoki
standard usług.
Audytor przeprowadza badanie sprawozdania rocznego, natomiast sprawozdania za I kwartał, półrocze i III kwartał są poddawane
przeglądowi. Wyniki przeglądów i badań są przedstawiane przez audytora Zarządowi i Komitetowi Audytu Rady Nadzorczej. W
prowadzonej działalności Emitent zarządza ogólnym bezpieczeństwem finansowym wykorzystując wyspecjalizowane systemy do
zarządzania m.in. płynnością, ryzykiem finansowym oraz tworzeniem i kontrolą budżetów.
Proces raportowania finansowego jest odpowiednio ustrukturyzowany i zawiera mechanizmy kontrolne pozwalające minimalizować
ryzyko błędu. Podlega ponadto bieżącej weryfikacji zarządczej jak również okresowej weryfikacji prowadzonej przez audyt
wewnętrzny i zewnętrzny, w istotnym stopniu zabezpieczając Spółkę przed poważnymi nieprawidłowościami w sprawozdawczości.
6.5 Zarządzanie ryzykiem
W celu stałego dążenia do wzrostu efektywności zarządzania ryzykiem wdrożono w PGNiG S.A. podejście zintegrowane, polegające
na ciągłym i skoordynowanym zarządzaniu poszczególnymi kategoriami ryzyka, uwzględniające zależności między nimi, ochronę
wszystkich zasobów PGNiG oraz wpływ na realizację Strategii. System zarządzania ryzykiem wpisuje się w skoordynowaną
współpracę pozostałych systemów zarządzania PGNiG, a jego funkcjonowanie zaprojektowano tak, aby wspierać realizację celów
operacyjnych jednostek organizacyjnych PGNiG oraz celów określonych w Strategii GK PGNiG.
System obejmuje zintegrowane i skoordynowane zarządzanie poszczególnymi kategoriami ryzyk w PGNiG, zorganizowane w
modelu trzech linii. Umożliwia gromadzenie kompleksowej i ustrukturyzowanej informacji o ryzykach w PGNiG, monitorowanie
poziomu ekspozycji na ryzyko w aspekcie realizacji celów operacyjnych i strategicznych oraz koordynację obiegu informacji
zarządczej. W ramach Systemu przyjęto do stosowania Politykę zarządzania ryzykiem w PGNiG oraz Procedurę zarządzania
ryzykiem i szansą w procesach PGNiG.
Zgodnie z Procedurą zarządzania ryzykiem i szansą w procesach PGNiG S.A. w 2021 r. przeprowadzono przegląd ryzyk i szans w
procesach realizowanych przez jednostki organizacyjne PGNiG, określone w Architekturze procesów GK PGNiG.
Model trzech linii
Mając na uwadze profil i skalę działalności Spółki, System zarządzania ryzykiem oparto o model trzech linii.
Funkcja I linii realizowana jest przez wszystkie komórki merytoryczne PGNiG. Mechanizmy operacyjne bieżącego zarządzania
ryzykiem wbudowane są w istniejące procesy biznesowe, które dostosowane są do specyfiki działalności oraz skali potencjalnych
skutków ryzyka wpływających na cele oraz wyniki PGNiG. Celem działań podejmowanych w zakresie I linii jest ograniczanie ryzyk
do akceptowalnego poziomu. Ograniczenie ryzyka prowadzone jest poprzez zaprojektowanie i wdrożenie odpowiednich
mechanizmów kontrolnych, monitorowanie poziomu ryzyka oraz wdrożenie reakcji na ryzyko.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 118 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Funkcja II linii realizowana jest poprzez wyspecjalizowane komórki merytoryczne. Zapewniają one uzupełniającą wiedzę
specjalistyczną, wsparcie, monitorowanie i nadzór nad kwestiami związanymi z zarządzaniem ryzykiem. Działania podejmowane w
ramach II linii służą monitorowaniu i kontroli rozwiązań stosowanych w ramach I linii, a także wspieraniu kierujących pozostałymi
komórkami merytorycznymi, celem zapewnienia prawidłowego zaprojektowania i efektywnego działania wdrożonych środków
kontroli.
Funkcja III linii realizowana jest przez audyt wewnętrzny, który zapewnia weryfikację adekwatności i efektywności całego Systemu
zarządzania ryzykiem w PGNiG S.A. Rolą III linii jest: niezależne i obiektywne sprawdzanie funkcjonowania oraz doradzanie kadrze
kierowniczej w zakresie optymalnego i skutecznego zarządzania ryzykiem i bezpośrednie raportowanie do Zarządu. Funkcję
Zewnętrznych podmiotów zapewniających skuteczność mogą pełnić zewnętrzni dostawcy poprzez między innymi: audyty
zewnętrzne, certyfikacje, akredytacje.
Nadrzędną rolę w Modelu trzech linii pełni Zarząd, który wyznacza kierunek organizacji, określając wizję, misję oraz wartości Spółki.
Przekazuje odpowiedzialność za osiągnięcie celów Spółki kadrze kierowniczej wraz z niezbędnymi zasobami. Zarząd otrzymuje
raporty od kardy kierowniczej dotyczące planowanych, faktycznych i oczekiwanych wyników, a także raporty dotyczące ładu
organizacyjnego i zarządzania ryzykiem.
Rysunek 5 Macierz ryzyk
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 119 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Ryzyka operacyjne
Tabela 66 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk operacyjnych na GK PGNiG
Ryzyko
Opis ryzyka
Odkrycia i szacowanie zasobów
Polska:
 
Norwegia:
 
Libia
 
Działalność poszukiwawcza obarczona jest przede wszystkim ryzykiem braku odkrycia złoża, tzw. ryzykiem
poszukiwawczym - nie w każdym zidentyfikowanym potencjalnym obiekcie złożowym istnieje
nagromadzenie węglowodorów spełniające kryteria definicji złoża. Ponadto, ilość i jakość nagromadzonych
węglowodorów mogą być inne od szacowanych. W sytuacji, gdy wyniki zakończonej sukcesem działalności
poszukiwawczej w postaci udokumentowanych nowych zasobów nie zrównoważą wydobycia z obecnych
złóż, udokumentowane zasoby wydobywalne w złożach GK PGNiG będą zmniejszać się wraz z ich
postępującą eksploatacją.
Wielkości zasobów i prognozy wydobycia są obarczone błędami wynikającymi z niedoskonałości sprzętu
oraz technologii, które wpływają na jakość uzyskiwanych informacji geologiczno-złożowych. Niezależnie od
stosowanych metod, dane w zakresie ilości i jakości ekonomicznie opłacalnych do eksploatacji zasobów
gazu ziemnego i ropy naftowej mają zawsze charakter szacunkowy. Rzeczywista produkcja, przychody
i koszty w odniesieniu do złóż mogą różnić się w poważnym stopniu od dokonanych szacunków. Powyższe
ryzyko ma szczególne znaczenie z tego względu, że w cyklu produkcji ze złoża okres od rozpoczęcia
poszukiwania do udostępnienia złoża do eksploatacji trwa 6-8 lat, a wydobycie z tego złoża zamyka się w
okresie 10-40 lat. Określone w trakcie dokumentowania parametry złóż są weryfikowane podczas
eksploatacji. Każda ujemna korekta wielkości zasobów czy wielkości wydobycia może prowadzić do
zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne GK PGNiG.
Koszty prac poszukiwawczych
 
Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii, materiałów oraz koszty
usług obcych, w tym transportu. Koszty prac poszukiwawczych są szczególnie wrażliwe na poziom cen stali,
które przekładają się na ceny rur okładzinowych i wydobywczych, stosowanych w pracach wiertniczych.
Wzrost cen energii i materiałów powoduje wzrost kosztów prac poszukiwawczych. Istotny wpływ na
rentowność zagranicznych projektów poszukiwawczych mają ceny produktów ropopochodnych oraz
wahania kursów walutowych. W celu obniżenia kosztów Spółka poszukuje nowych źródeł dostaw, planuje
łańcuchy dostaw z wyprzedzeniem oraz negocjuje kontrakty.
Opóźnienia prac
Polska i zagranica :
 
Norwegia:
 
Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy
uwzględnieniu przepisów prawa krajowego, trwa od jednego do półtora roku. W działalności zagranicznej
okres oczekiwania na ratyfikowanie kontraktu po wygraniu przetargu na koncesje może trwać nawet dwa
lata. Powyższe czynniki stwarzają ryzyko opóźnień prac poszukiwawczych. Przeszkody w aspekcie
formalno-prawnym, niezależne od PGNiG, są związane m.in. z:
brakiem lub zmianą uchwalonych miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego (MPZP)
przez jednostki samorządu terytorialnego;
problemami z wprowadzeniem inwestycji do MPZP;
uzyskiwaniem decyzji administracyjnych (w tym środowiskowych) lub innych formalno-prawnych
(pozwolenie na budowę);
zmianami aktualnej koncepcji projektu inwestycyjnego;
trudnościami z uzyskiwaniem zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.
Są to czynniki istotnie opóźniające działania inwestycyjne i wejście w teren z pracami budowlanymi.
Ponadto, obowiązek stosowania przez PGNiG ustawy Prawo zamówień publicznych często wpływa na
wydłużenie procedury przetargowej. Przedłużający się proces inwestycyjny zwiększa ryzyko związane
z szacowaniem nakładów na prace inwestycyjne.
Ograniczone możliwości rynku
wykonawców inwestycji
 
Ryzyko w dużej mierze wynika z ograniczonej liczby wykwalifikowanych wykonawców świadczących
niejednokrotnie usługi i dostawy o charakterze specjalistycznym jak również pogorszenia konkurencyjności
na rynku wykonawców, wzrostu kosztów pracy, cen materiałów i usług. Dodatkowym czynnikiem
generującym ryzyko są zmniejszone możliwości terminowego zaspokojenia potrzeb klientów, w związku ze
zmianami gospodarczymi i wymuszonymi zmianami organizacyjnymi, wynikającymi z pandemii COVID-19.
Konsekwencją materializacji ryzyka może być opóźnienie w realizacji kluczowych inwestycji,
w szczególności związanych z zakupem wyspecjalizowanych narzędzi i urządzeń od podmiotów, mających
zakłady produkcyjne w krajach, które w znacznym stopniu ucierpiały w wyniku globalnej pandemii. Również
oznaką materializacji ryzyka może być zmniejszenie konkurencyjności na rynku w zakresie wykonawców
i dostawców, w związku z ograniczeniem mocy przerobowych zakładów pracy lub ich zamknięciem (z
powodu wdrożenia niezbędnego ograniczenia kosztów).
Ryzyko to wynikać może z niedostatecznej liczby wykwalifikowanych wykonawców, pogorszenia
konkurencyjności na rynku wykonawców, wzrostu kosztów pracy, cen materiałów i usług.
Przepisy w zakresie
bezpieczeństwa, ochrony
środowiska i zdrowia
Dostosowanie do regulacji ochrony środowiska w Polsce i za granicą może znacząco zwiększyć koszty
działalności GK PGNiG. Aktualnie GK PGNiG ponosi znaczne nakłady kapitałowe i koszty w celu
dostosowania swojej działalności do coraz bardziej skomplikowanych wymagających regulacji odnoszących
się do ochrony zdrowia i bezpieczeństwa oraz ochrony środowiska naturalnego. Działalność wydobywcza
prowadzona na morzu obarczona jest istotnym ryzykiem zanieczyszczenia środowiska na skutek wycieku
Legenda: Poziom istotności ryzyka: niski  ; średni  ; wysoki 
Prawdopodobieństwo materializacji ryzyka: niskie  ; średnie  ; wysokie 
Zmiana poziomu ryzyka względem poprzedniego roku: wzrost ; spadek ; bez zmian ; nowe ryzyko – brak strzałki
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 120 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
W segmencie Poszukiwanie i
Wydobycie:
Polska:
 
Norwegia:
 
W segmencie Obrót
i Magazynowanie
 
ropy do morza. Ryzyko jest na bieżąco monitorowane i operatorzy złóż wprowadzają szereg barier i
rozwiązań technicznych, mających zminimalizować takie ryzyko.
Nieprzewidziane zdarzenia i
awarie
W segmencie Poszukiwanie i
Wydobycie Polska:
 
Norwegia:
 
Wytwarzanie
 
Eksploatowane przez GK PGNiG złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co
związane jest z występowaniem w nich bardzo wysokich ciśnień, dodatkowo wiele złóż w składzie
chemicznym zawiera siarkowodór. Powyższe czynniki stanowią podwyższone ryzyko wystąpienia erupcji
lub wycieku węglowodorów, co z kolei może powodować zagrożenie dla ludzi (pracowników i okolicznych
mieszkańców) i środowiska naturalnego, a także urządzeń produkcyjnych.
Zagrożenia naturalne oraz epidemiologiczne:
W krajach w których PGNiG prowadzi prace poszukiwawczo-wydobywcze można się spodziewać zagrożeń
naturalnych takich jak: ryzyko klimatyczne, ryzyko wystąpienia katastrofy naturalnej, wystąpienie silnych
wiatrów, powodzi, osunięcia ziemi, wysokie temperatury, trzęsienia ziemi, jadowita fauna i trująca flora.
Takie zagrożenia prowadzą do opóźnienia lub wstrzymania prac co skutkuje zwiększeniem kosztów na
środki zaradcze oraz ogromnym ryzykiem finansowym dla Spółki.
Należy liczyć się również z możliwością wystąpienia sytuacji kryzysowej np. pandemii związanej z
chorobami zakaźnymi. Wystąpienie lub możliwość wystąpienia zachorowania np. na COVID-19 u
pracowników prowadzi do ograniczona dostępność wykwalifikowanej kadry, eliminacji załogi wykonującej
prace a następnie do opóźnienia lub wstrzymania prac.
Sytuacja epidemiczna, zaistniała z powodu wystąpienia wirusa SARS-CoV-2, skutkuje zagrożeniem zdrowia
pracowników oraz realizacji celów PGNiG TERMIKA SA. Sporządzono operacyjne plany ciągłości działań
w celu zapobiegania, przeciwdziałania i zwalczania COVID-19. Powołano zespół koordynujący
funkcjonowanie Spółki w warunkach pandemii. Wprowadzono szereg działań zapobiegawczych, w
szczególności w zakresie organizacji pracy oraz stosowania rygoru sanitarnego.
Ryzyko wypowiedzenia umowy
EPSA
Libia
 
Umowa ustanawia zobowiązania do wykonania określonych prac poszukiwawczych w zdefiniowanych
okresie. Stan siły wyższej zawiesza bieg terminu realizacji zobowiązań poszukiwawczych. Kierownictwo
NOC, powołując się na stabilizację sytuacji politycznej, może nakazać wznowienie prac poszukiwawczych,
a w przypadku braku podjęcia działań przez spółkę może uznać, że ma miejsce nie wykonywanie
zobowiązań z umowy EPSA I wypowiedzieć umowę przejmując prawa do koncesji i wszystkich wyników
dotychczasowych prac i analiz oraz skorzystać z gwarancji wystawionej przez PGNiG S.A. dla NOC na
zabezpieczenie realizacji prac przez PGNiG UNA.
Zmiany prawne
Polska i zagranica :
 
Norwegia:
 
W niektórych krajach następują częste i niespodziewane zmiany przepisów prawnych, które powodują
utrudnienia w działalności poszukiwawczo-wydobywczej. Może to być szczególnie niebezpieczne w krajach,
gdzie zmiany prawa podporządkowane są decyzjom autorytarnych rządów.
Sytuacja polityczno-gospodarcza
Polska:
 
Norwegia:
 
Libia:
 
W państwach, w których GK PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą, istnieje ryzyko
konfliktów zbrojnych oraz ataków terrorystycznych, których efektem może być ograniczenie, zawieszenie
lub zaprzestanie tej działalności. Istotnym zagrożeniem związanym z występowaniem działań wojennych są
embarga oraz kryzysy humanitarne. Mogą one mieć wpływ na ciągłość działań biznesowych Spółki oraz
powodować utratę lub ograniczenie możliwości celów strategicznych. Konflikty zbrojne mogą powodować
deficyt podażowy gazu i ropy naftowej na rynku europejskim przekładający się na szoki cenowe tych
surowców.
W rejonach działalności GK PGNiG istnieje także ryzyko destabilizacji społecznej i politycznej. Zmiany ekip
rządzących mogą doprowadzić do wstrzymywania wydawania zezwoleń przez administrację rządową
odnośnie działalności naftowej. Ponadto, w krajach tych istnieje ryzyko wybuchu konfliktów wewnętrznych i
niepokojów społecznych spowodowane złą sytuacją socjalną i demograficzną ludności zamieszkującej te
państwa. W przypadku wystąpienia tych czynników ryzyka działalność Spółki może być ograniczona,
zawieszona lub wstrzymana.
W niektórych krajach działalność firm poszukiwawczych utrudnia brak odpowiedniej infrastruktury, co
stwarza potencjalne problemy z dostarczaniem sprzętu, ludzi i materiałów w rejon działalności
poszukiwawczej. Mogą również wystąpić problemy z transportem zaopatrzenia oraz trudności z
zapewnieniem odpowiednich standardów opieki medycznej. Występowanie powyższych czynników ryzyka
może wpłynąć na ograniczenie lub zawieszenie działalności poszukiwawczej.
Uwarunkowania kulturowe. W krajach gdzie dużą rolę odgrywa ekstremizm religijny łatwiej jest zakłócić
procesy poszukiwawczo wydobywcze ze względu na różnice religijno- kulturowe skutkiem czego może być:
opóźnienie/brak możliwości realizacji prac PGNiG;
zagrożenie bezpieczeństwa pracowników;
konieczność ponoszenia zwiększonych nakładów finansowych na kilkustopniową ochronę;
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 121 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
podtrzymywanie dobrych relacji z lokalną społecznością oraz pomoc infrastrukturalna dla lokalnej
społeczności.
Niski poziom bezpieczeństwa w Libii spowodował zgłoszenie w sierpniu 2014 roku siły wyższej w projekcie
i zawieszenie działań, obecnie jest to kluczowy czynnik wstrzymujący powrót do realizacji zobowiązań
poszukiwawczych. Postępująca od połowy 2020 roku stabilizacja sytuacji politycznej w Libii oraz
oczekiwane wybory parlamentarne i prezydenckie stwarzają nadzieję na wznowienie prac
poszukiwawczych.
Opór społeczny
W segmaencie Poszukiwanie i
Wydobycie Polska i zagranica:
 
W segmencie Obrót
i Magazynowanie
 
Protesty mieszkańców rejonów, w których prowadzone były prace wiertnicze dotyczą m.in. hałasu
emitowanego przez pracujące całą dobę urządzenia wiertnicze, wzmożony ruch pojazdów oraz niszczenie
dróg, a także obawy przed zanieczyszczeniem środowiska (woda, gleba). Konsekwencją protestów są
opóźnienia / wstrzymania prac wiertniczych, przedłużanie się procedur administracyjnych oraz osłabienie
wizerunku Spółki. W celu minimalizacji ryzyka analizuje się poszczególne lokalizacje odwiertów pod
względem potencjalnych konfliktów, prowadzi się kampanie informacyjne dostosowane do danych sytuacji.
Zjawiskiem coraz częstszym jest oczekiwanie na bezpośrednie korzyści przez społeczności lokalne.
Sprawy własnościowe. W krajach rolniczych a zwłaszcza tych słabo rozwiniętych istotnym czynnikiem
ograniczającym dostęp terenów do prowadzenia poszukiwań jest silne przywiązanie do własności ziemi
posiadanej przez wiele pokoleń
Ryzyko finansowe w segmencie
Poszukiwanie i Wydobycie
Libia
 
Związane z brakiem wystarczających środków na finalizację prac poszukiwawczych oraz na inwestycje
przygotowujące do rozpoczęcia eksploatacji. Działalność PGNiG UNA w Libii jest finansowana w całości ze
środków jedynego Wspólnika (PGNiG SA). Brak wystarczających środków finansowych może spowodować
zmaterializowanie się ryzyka wypowiedzenia umowy EPSA i skorzystania przez NOC z gwarancji
wystawionej przez PGNiG S.A.
Cyfryzacja złóż
GK PGNiG:
 
Proces cyfryzacji złóż i optymalizacji wydobycia obarczony jest ryzykiem związanym z rozproszeniem
danych z obszaru PiW, spowodowanym głównie brakiem uporządkowanej ciągłości gromadzenia tych
danych. Skutkuje to ich różną jakością i formatem, a co za tym idzie koniecznością weryfikacji wielu źródeł
oraz czasochłonnością i pracochłonnością unifikacji i centralizacji danych. Ponadto istnieje ryzyko
zaprzestania wsparcia dla standardowych licencji z segmentu PiW, spowodowany rozwojem technologii w
kierunku rozwiązań chmurowych, co może to skutkować brakiem wsparcia technicznego I brakiem
możliwości aktualizacji wersji programów dziedzinowych dla segmentu PiW. Kolejnym zagrożeniem jest
ograniczona moc obliczeniowa dla budowy modeli do której przyczyniają się częste zmiany technologiczne,
wymuszające zastosowanie sprzętu o wyższych parametrach, które mogą doprowadzić do ograniczenia
możliwości analitycznych, wydłużenia czasu generowania informacji zarządczej i w konsekwencji do
wstrzymania lub opóźnienia prac PGNiG.
Konkurencja
W segmencie Poszukiwanie i
Wydobycie
Norwegia:

W segmencie Obrót
i Magazynowanie
Obrót hurtowy:
 
PGNiG OD:
 
W segmencie Poszukiwanie i Wydobycie: Zarówno w kraju, jak i za granicą istnieje ryzyko wystąpienia
konkurencji ze strony innych firm w zakresie nabywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż,
choć należy podkreślić, że w ciągu ostatniego roku ryzyko to znaczącą zmalało na rynku krajowym. Niektórzy
konkurenci PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową oraz większe niż
PGNiG zasoby finansowe. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te przystąpią do przetargów
i będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych, oferując lepsze warunki, niż
pozwalają na to zasoby finansowe i ludzkie PGNiG. Przewaga ta jest szczególnie istotna na arenie
międzynarodowej.
Podmioty konkurencyjne podobnie jak w latach poprzednich intensyfikują działania w zakresie sprzedaży
paliwa gazowego - konkurują ceną paliwa gazowego bądź łączą w swej ofercie sprzedaż gazu ziemnego i
energii elektrycznej. Na uwagę zasługuje też rosnąca aktywność na rynku gazu ziemnego w Polsce
największych spółek energetycznych w kraju.
W związku z utrzymującą się (na podstawie danych URE) tendencją liczby zmian sprzedawcy, należy
przyjąć, że liczba ta w kolejnych latach może się zwiększać.
Sytuacja na rynku krajowym skutkuje zmianami w otoczeniu konkurencyjnym, szereg mniejszych
sprzedawców zaprzestało działania na polskim rynku. Z drugiej strony dynamika cen może w niedalekiej
przyszłości kreować nowe zagrożenia i możliwości wejścia na polski rynek nowych podmiotów. Na stałą
uwagę zasługuje utrzymująca się aktywność na rynku gazu ziemnego w Polsce największych krajowych
spółek energetycznych.
Administracyjne ustalanie cen
gazu ziemnego i liberalizacja
rynku gazu w Polsce
 
Obrót gazem ziemnym prowadzony na giełdowym rynku gazu ziemnego zwolniony jest z obowiązku
taryfowania. W związku z postępującym procesem liberalizacji rynku gazu w Polsce nastąpiło stopniowe
uwolnienie cen gazu dla odbiorców. W pierwszej kolejności zwolnieni zostali odbiorcy hurtowi oraz odbiorcy
biznesowi. Aktualnie sprzedaż w Polsce do największych odbiorców odbywa się na zasadach rynkowych,
czy to poprzez TGE, czy też z uwzględnieniem rynkowych indeksów cenowych. Ze względu na fakt iż
struktura sprzedażowa nie ma idealnego pokrycia w strukturze zakupu (m.in. poprzez wydobycie własne)
oraz to, że ceny na poszczególnych rynkach mogą się różnić istnieje ryzyko nietrafionego oszacowania
wysokości kosztów i przychodów, co może niekorzystnie wpłynąć na wyniki finansowe.
Kluczowym czynnikiem wpływającym na działalność regulowaną PGNiG OD jest uzależnienie przychodów
spółki m.in. od taryf zatwierdzanych przez Prezesa URE. Poziom taryf decyduje o możliwości uzyskania
przychodów pokrywających ponoszone koszty uzasadnione wraz ze zwrotem z zaangażowanego kapitału.
W obecnych warunkach znacząca wielkość tych przychodów jest zależna od cen sprzedaży paliwa
gazowego i podlega regulacji, której zasady zostały w 2021 i 2022 zmodyfikowane. W celu ochrony
odbiorców w gospodarstwach domowych przed skokowym wzrostem cen gazu ziemnego w grudniu 2021 r.
do ustawy – Prawo energetyczne został wprowadzony mechanizm rozłożenia w czasie wzrostu cen
taryfowych gazu ziemnego (art. 62f).
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 122 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Kolejne zmiany ustawodawcze nakładające na PGNiG dodatkowe obowiązki i wymagania zmierzają do
ochrony odbiorców gazu ziemnego szczególnie narażonych na skutki wzrostu cen poszerzając zakres
stosowania cen taryfowych. Nowe regulacje zakładają osiągnięcie celu w postaci ochrony odbiorców w
gospodarstwach domowych oraz odbiorców realizujących zadania z zakresu użyteczności publicznej, przy
jednoczesnym wprowadzeniu rekompensat dla sprzedawców gazu prowadzących sprzedaż do odbiorców
taryfowych.
Kontrakty na dostawę gazu na
zasadach take or pay
 
PGNiG jest stroną kontraktów długoterminowych na dostawę paliwa gazowego do Polski posiadających tzw.
klauzulę take or pay. Spółka dba o należyte wypełnienie zobowiązań z nich wynikających. Przy założeniu
utrzymania portfela klientów PGNiG na dotychczasowym poziomie realizacja tychże kontraktów w ilościach
określonych w odpowiednich klauzulach take or pay oznaczać będzie optymalizację zakupów wolumenów
gazu wynikających z zawartych kontraktów długoterminowych i wolumenów z dostaw gazu spotowego, w
tym dostaw LNG. W przypadku utraty rynku przez PGNiG istnieje ryzyko konieczności szukania nowych
możliwości zagospodarowania nadwyżek gazu w portfelu.
Cena gazu ziemnego na rynku
 
Rosnące koszty pozyskania gazu ziemnego na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). Od początku 2021 r.
obserwowany jest bezprecedensowy wzrost cen gazu ziemnego w całej Europie. Na wysokie ceny paliwa
gazowego wpływ ma suma czynników makroekonomicznych oraz geopolitycznych, dlatego sytuacja na
światowych rynkach ma bezpośrednie przełożenie na ceny gazu w Polsce. Notowania gazu na Towarowej
Giełdzie Energii w Warszawie są skorelowane z cenami tego paliwa na rynkach Europy Zachodniej,
zwłaszcza niemieckim i holenderskim. Bezprecedensowe w historii skokowe wzrosty cen paliwa gazowego
to problem globalny i niezwykle złożony. W 2021 roku gospodarki poszczególnych państw, m.in. na skutek
wychodzenia z lockdownów spowodowanych pandemią, zaczęły się dynamicznie rozwijać, co stało się
jednym z ważnych czynników wzrostu cen, w ujęciu globalnym. W przypadku Europy zbiegło się to także z
bardzo niskim poziomem zapełnienia magazynów gazu po mroźnej zimie z przełomu lat 2020 i 2021 oraz
problemem niewystarczającej podaży gazu ziemnego, wynikającym przede wszystkim z działań rosyjskiego
Gazpromu. Główny dostawca gazu do Europy nie korzystał w pełni z istniejących możliwości technicznych
tranzytu gazu w kierunku zachodnim oraz nie zapełnia w sposób wystarczający swoich magazynów w
Europie Zachodniej przed zimą. Kumulacja tych wszystkich niekorzystnych czynników przyczyniła się do
rekordowego wzrostu cen w ostatnich 12 miesiącach. Dla PGNiG OD, która zajmuje się jego sprzedażą na
rynku detalicznym przekłada się to na wzrost kosztów pozyskania paliwa.
Konieczność podniesienia cen sprzedaży może wpływać negatywnie na wizerunek Spółki i perspektywy
rozwoju rynku detalicznego.
Cena energii elektrycznej
 
Zmienność ceny energii elektrycznej jest jednym z podstawowych czynników ryzyka oddziałujących na
wynik finansowy Spółki. Ryzyko to jest ograniczane poprzez stosowanie zróżnicowanych kontraktów:
zarówno SPOT jak i forward mających na celu zabezpieczenie prognozowanej ekspozycji spółki, przy
określonym tempie i horyzoncie prowadzenia zabezpieczeń. W roku 2021 zaobserwowane zostały
niespotykane do tej pory wzrosty cen: kontrakt roczny na najbliższy rok kalendarzowy, w grudniu 2021 r.
notowany był powyżej 900 PLN/MWh. W kolejnym roku. cena energii elektrycznej będzie także podlegać
dużym zmianom, zależnym między innymi od: wahań cen uprawnień do emisji CO
2
, udziału energii
odnawialnej w generacji energii elektrycznej w Polsce, zmiany salda wymiany transgranicznej energii
elektrycznej.
Zmienność ceny energii elektrycznej jest również jednym z podstawowych czynników ryzyka oddziałujących
na wynik finansowy segmentu Wytwarzanie. Sprzedaż energii elektrycznej podlega zasadom
ograniczającym ekspozycję na jej zmienność. Negatywny wpływ niższych cen na wyniki ogranicza sprzedaż
w powiązaniu z zakupem uprawnień do emisji CO2.
Cena uprawnień do emisji CO
2
 
Spółka dokonuje zakupów uprawnień do emisji CO
2
w ilościach stanowiących różnicę pomiędzy emisją, a
przydziałem bezpłatnych uprawnień do emisji CO
2
. Zakup uprawnień do emisji CO
2
odbywa się zgodnie z
określonymi w Spółce zasadami, określającymi horyzont dokonywanych zakupów oraz tempo
zabezpieczania otwartej pozycji. W 2021 r. ceny uprawnień do emisji CO
2
wzrosły (średnia ważona z giełd
ICE i EEX wyniosła 59,41 EUR/t), zaś w grudniu 2021 cena uprawnień przekroczyła 80 EUR/t. W kolejnym
roku cena uprawnień do emisji CO
2
będzie w głównej mierze zależeć od udziału źródeł konwencjonalnych
w strukturze produkcji energii elektrycznej, który jest pochodną produktywności odnawialnych źródeł energii
oraz marżowości źródeł wytwórczych opartych o węgiel kamienny, węgiel brunatny i gaz ziemny.
Ceny paliw
 
W segmencie Wytwarzanie do produkcji ciepła i energii elektrycznej wykorzystywane są głównie węgiel, gaz
i biomasa. Powiązywanie czasowe sprzedaży energii elektrycznej i certyfikatów pochodzenia energii z
zakupem paliw umożliwia w pewnym stopniu ograniczanie negatywnego wpływu wzrostu cen paliw na
wyniki.
Realizacja zakupu i dostawy
węgla
 
Zakupy węgla dokonywane są głównie poprzez kontraktowanie z odpowiednim wyprzedzeniem i
ukierunkowane na utrzymywanie strategicznych zapasów węgla na poziomie przekraczającym zapas
wymagany Rozporządzeniem Ministra Gospodarki. Zakupy usługi przewozu węgla są dokonywane zgodnie
z ustawą Prawo Zamówień Publicznych. Umowy na zakup i dostawę węgla mogą nie być w pełni
realizowane (taka sytuacja miała miejsce w 2021 r.).
Ryzyko wolumenu
 
Wielkość sprzedaży ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu zależy w okresie grzewczym od warunków
pogodowych. Występujące wyższe od średnich temperatury powietrza skutkują niższą sprzedażą i w efekcie
obniżeniem wyniku PGNiG TERMIKA SA. W związku z występowaniem ryzyka wolumenu Spółka
dostosowuje plany produkcyjne do trendów klimatycznych.
Dostosowanie do wymagań BAT
 
Kolejnym etapem po dostosowaniu instalacji do wymagań wynikających bezpośrednio ze wskazanych w
Dyrektywie w sprawie emisji przemysłowych (IED) standardów emisyjnych, jest dostosowanie do tzw.
granicznych wielkości emisyjnych wprowadzonych decyzją ustanawiającą Konkluzje BAT dla dużych
obiektów energetycznego spalania. Termin dostosowania upłynął z dniem 17 sierpnia 2021 r. lub w
przypadku jednostek objętych derogacjami określonymi w IED – po zakończeniu ich trwania. W celu
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 123 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
wypełnienia powyższego obowiązku sformułowano założenia planu inwestycyjnego PGNiG TERMIKA,
gwarantujące spełnienie parametrów emisyjnych i technologicznych dokumentu Konkluzji BAT. Proces
uzyskiwania zmian pozwoleń zintegrowanych w zakresie dostosowania instalacji do BAT zakończył się.
Kluczowa jest terminowa realizacja inwestycji. Prowadzone jest bieżące monitorowanie procesu wdrożenia
postanowień Konkluzji BAT oraz wyjaśnianie wątpliwości interpretacyjnych.
Ograniczenia rozwoju rynku w
aspekcie zasilania sieci
dystrybucyjnej
 
Ograniczenia na punktach wejścia do systemu dystrybucyjnego wynikają z ograniczeń sieci zasilającej i
niewystarczającej przepustowości stacji gazowych. W konsekwencji mogą mieć miejsce ograniczenia w
przyłączeniu nowych odbiorców oraz realizacji nowych gazyfikacji. Dodatkowo może nastąpić utrata
odbiorców końcowych na rzecz konkurencji bezpośredniej lub substytucyjnej z uwagi na pełne
zarezerwowanie możliwości finansowania inwestycji przyłączeniowych, ponad te zakontraktowane.
Ryzyko niestabilności otoczenia
regulacyjnego na poziomie
krajowym i unijnym
 
Ryzyko związane jest z toczącym się procesem kształtowania się długoterminowych przepisów
sektorowych. W zakresie dynamiki zmian wyróżnić można wytyczne techniczne dla budynków (np.
zaostrzenie granicznej wartości energii pierwotnej (EP)) oraz uzależnienia od efektywności energetycznej
urządzeń i preferencji stosowania OZE. Uzasadnione jest wykorzystanie gazu ziemnego jako paliwa
przejściowego stanowiącego pomost w procesie transformacji energetycznej i osiągnięcia neutralności
klimatycznej. Patrząc przez pryzmat energetycznego wykorzystania energii trend zmian już jest zauważalny
w oszczędności energii na skutek realizowanych przedsięwzięć służących poprawie efektywności
energetycznej (np. termomodernizacje budynków, urządzenia wyższej klasy energetycznej), jak i w synergii
z OZE (np. kolektory słoneczne, panele fotowoltaiczne, pompy ciepła). Te działania wpływają na zmianę
(zmniejszenie) jednostkowego zapotrzebowania na energię w grupie odbiorców końcowych. Materializacja
ryzyka skutkować może ustaleniem stawek taryfowych na poziomie niezapewniającym oczekiwanego
zwrotu z kapitału zainwestowanego w dystrybucję paliw gazowych. Działaniem zabezpieczającym przed
materializacją ryzyka jest dążenie do wdrożenia zmian prawnych oraz porozumienie w tym obszarze z URE.
Roszczenia właścicieli
nieruchomości
 
Ryzyko związane jest z brakiem uregulowania trwałego tytułu prawnego do nieruchomości na etapie
realizacji inwestycji oraz wzrostem świadomości prawnej właścicieli nieruchomości. Do konsekwencji
materializacji ryzyka zaliczyć można wysokie oczekiwania właścicieli nieruchomości co do stawki
wynagrodzenia za zajęcie lub ograniczenie użytkowania nieruchomości, eskalację postępowań sądowych,
koszty sądowe, roszczenia o usunięcie lub przebudowę infrastruktury, roszczenia związane bezumownym
korzystaniem z nieruchomości oraz konieczność zawiązywania rezerwy na bezumowne korzystanie z
nieruchomości.
Substytucja
 
Ryzyko substytucji związane jest z pojawieniem się niższych kosztów użytkowania paliw alternatywnych
oraz brakiem dostępności i przepustowości sieci gazowej. Ryzyko może wynikać z braku możliwości
korzystania z szerokiego katalogu narzędzi marketingowych ze względu na charakter prowadzonej
działalności - rozdzielenie działalności dystrybucyjnej od handlowej, a także wynikać może z kierunków
rozwoju polityki energetycznej państwa czy notowań paliw na giełdach. Materializacja ryzyka substytucji
może skutkować ograniczeniami wzrostu przychodów i wolumenu oraz spadkiem efektywności
wybudowanych sieci.
Ograniczenie kwoty alokacji
środków UE na finansowanie
projektów z obszaru dystrybucji
 
Ryzyko wynika z priorytetyzacji kierunków alokacji środków przyjętej przez instytucje rozdziału środków UE.
Tym samym może to skutkować brakiem możliwości finansowania zgłoszonych projektów lub niską
efektywnością inwestycji, które nie otrzymają dofinansowania. Mechanizmem zaradczym jest promowanie
potrzeb Spółki w instytucjach rozdziału środków UE oraz wdrożone Regulaminy RTE w zakresie oceny
projektów potencjalnie kwalifikujących się do dofinansowania.
Ograniczone możliwości rynku
wykonawców inwestycji
 
Ryzyko wynika z niedostatecznej liczby wykwalifikowanych wykonawców, pogorszenia konkurencyjności na
rynku wykonawców, wzrostu kosztów pracy, utrudnionego dostępu do materiałów i usług, będących
skutkiem pandemii COVID 19. Konsekwencją materializacji ryzyka może być wolniejsza niż zakładana
realizacja zaplanowanego procesu inwestycyjnego.
Brak długoterminowej polityki
regulacyjnej
 
Ryzyko związane jest z brakiem długoterminowych zasad kształtowania poziomu taryfy dystrybucyjnej.
Materializacja ryzyka skutkować może ustaleniem stawek taryfowych na poziomie niezapewniającym
oczekiwanego zwrotu z kapitału zainwestowanego w dystrybucję paliw gazowych oraz pojawieniem się
trudności z zatwierdzeniem każdej kolejnej taryfy. Działaniem zabezpieczającym przed materializacją ryzyka
jest dążenie do wdrożenia zmian prawnych zobowiązujących Prezesa URE do ustalenia wieloletniego
modelu regulacji taryfy, wypracowanie modelu regulacyjno-taryfowego oraz porozumienie w tym obszarze
z URE.
Działalność regulowana, decyzje
administracyjne w segmencie
Obrót i Magazynowanie
 
Z dniem 31 maja 2022 roku upływa okres obowiązywania decyzji z dnia 16 maja 2012 roku (z późn. zm.) o
udzieleniu Spółce koncesji na magazynowanie paliw gazowych w instalacjach magazynowych na okres od
1 czerwca 2012 roku do 31 maja 2022 roku („Koncesja”) oraz decyzji z dnia 22 maja 2012 roku (z późn. zm.)
o wyznaczeniu Spółki operatorem systemu magazynowania roku („Decyzja operatorska”).
Spółka złożyła do Urzędu Regulacji Energetyki w dniu 29 października 2020 roku wniosek o przedłużenie
okresu obowiązywania Koncesji od dnia 1 czerwca 2022 do 31 maja 2042 r., postępowanie administracyjne
nie zostało jeszcze zakończone.
Wniosek o przedłużenie okresu obowiązywania Decyzji operatorskiej został złożony przez PGNiG SA,
właściciela instalacji magazynowych, również w 2020 roku i do dziś postępowanie administracyjne nie
zostało jeszcze zakończone.
Ryzyko kryzysu medialnego w
segmencie Obrót i
Magazynowanie
 
Spółka na bieżąco prowadzi monitoring mediów, w tym społecznościowych, pod kątem prowadzonej
działalności operacyjnej. Funkcjonowanie Kawernowego Podziemnego Magazynu Gazu Kosakowo, budzi
obawy społeczności lokalnej w aspekcie oddziaływania na środowisko (stowarzyszenie ekologiczne).
W związku z powyższym należy spodziewać się negatywnych sygnałów medialnych oraz skarg
mieszkańców związanych z działaniem KPMG.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 124 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Ryzyka w obszarze inwestycji
kapitałowych (Ventures)
Ryzyko związane z
inwestowaniem w spółki na etapie
wzrostowym
 
Ryzyko związane z ekspozycją
branżową
 
Ryzyko związane z otoczeniem
rynkowym
 
Ryzyko wynika z wysokiej nieprzewidywalności możliwości realizacji wyników spółek, które są przedmiotem
inwestycji. Należy wskazać, iż inwestycje spółek typu ventures capital immanentnie związane są z wysokim
ryzykiem. Jest to cecha projektów ujawniająca się w całym okresie inwestycji. Zarządzenie ryzkiem
następuje poprzez wprowadzanie do umowy inwestycyjnej ze spółką mechanizmów na podstawie, których
wskazane ryzyko można ograniczyć, ale należy wskazać iż nie jest możliwe całkowite wyeliminowanie
ryzyka.
Spółka inwestuje w pomioty oferujące rozwiązania dla branży energetycznej oraz poszukiwawczo –
wydobywczej. Brak dywersyfikacji branżowej jest jednym z ważniejszych elementów ryzyka funduszu.
Spółka podejmuje starania, aby dywersyfikować portfel inwestycyjny poprzez budowanie go ze spółek, które
różnią się od siebie i pochodzą z odmiennych, nieskorelowanych ze sobą sektorów. Taka dywersyfikacja
ma na celu ograniczenie wpływu wahań koniunkturalnych w różnych sektorach i trendów na wycenę portfela.
Z uwagi na aktualną sytuację panującą na rynku gazu, spółka identyfikuje ryzyko ograniczenia działalności
inwestycyjnej związane z dostępnością środków finansowych z przeznaczeniem na inwestycje. Spółka
ocenia to ryzyko, jako przejściowe do czasu ustabilizowania się cen gazu.
Ryzyka regulacyjne
Tabela 67 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk regulacyjnych na GK PGNiG
Ryzyko
Opis ryzyka
Obowiązek dywersyfikacji dostaw
gazu z zagranicy
 
Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 kwietnia 2017 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji
dostaw gazu z zagranicy określa poziomy maksymalnego udziału gazu importowanego z jednego kraju
pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku. W latach 2017-2022
poziom ten nie może być wyższy niż 70%. W związku z przyjętymi w rozporządzeniu dywersyfikacyjnym
rozwiązaniami ryzyko regulacyjne związane z jego naruszeniem jest niskie, tak samo jak
prawdopodobieństwo jego materializacji.
Europejski Zielony Ład
 
W 2021 r. Komisja Europejska zaprezentowała projekty aktów prawnych wdrażających politykę EZŁ. W
opublikowanych projektach Komisja Europejska proponuje znaczne ograniczenie dostępnych środków
finansowych dla instalacji związanych z paliwami kopalnymi oraz (wynikające z celu osiągnięcia neutralności
klimatycznej) ograniczenie w dłuższej perspektywie wykorzystania paliw kopalnych.
Nowy europejski pakiet legislacyjny
dla rynku gazu ziemnego

Komisja Europejska przedstawiła 15 grudnia 2021 wnioski ustawodawcze mające na celu nowelizacje
przepisów dyrektywy gazowej 2009/73, rozporządzenie gazowego 715/2009 oraz rozporządzenia w sprawie
bezpieczeństwa dostaw gazu (rozporządzenie 2017/1938).
Za szczególnie ryzykowne należy uznać propozycje przepisów dotyczące mechanizmu rabatów taryfowych
w zakresie LNG i magazynów związanych z bezpieczeństwem dostaw, obowiązku zapasowego oraz
wzajemnego uznawania dostawców w UE/EEA.
Rozporządzenie ws. ograniczenia
emisji metanu w sektorze
energetycznym
 
Opublikowany 15 grudnia 2021 r. przez KE projekt rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady ws.
ograniczania emisji metanu w sektorze energetycznym [COM(2021) 805] wprowadza szereg obowiązków
związanych z pomiarami i weryfikacją, z wykrywaniem i naprawą nieszczelności (LDAR) oraz z
odpowietrzaniem i spalaniem na flarach, które są bardzo restrykcyjne, wiążą się ze znacznymi nakładami
finansowymi, a tym samym spadkiem konkurencyjności spółek i mogą być trudne do wypełnienia. Ponadto,
w zakresie gazu importowanego brak jest korespondujących wymogów dla gazu importowanego, z uwagi
na fakt, że wymogami unijnymi nie można objąć spółek państw trzecich. W zamian nałożono obowiązki
informacyjne na spółki importujące gaz.
Ryzyko braku zgodności
Tabela 68 Opis zakresu zmian i wpływu ryzyka braku zgodności na GK PGNiG
Ryzyko braku zgodności

W PGNiG istnieje wyodrębniona funkcjonalnie oraz organizacyjnie funkcja compliance. Model systemu
zarządzania ryzykiem braku zgodności zakłada istnienie wyspecjalizowanych liderów merytorycznych w
poszczególnych obszarach ryzyk braku zgodności (tzw. zarządzających obszarami ryzyka braku
zgodności), na których spoczywa podstawowy ciężar wsparcia w przestrzeganiu standardów zgodności. Od
2020 r. stosuje się w Spółce „Procedurę zarządzania ryzykiem braku zgodności w PGNiG” (Program
zgodności”), która formalizuje obowiązujący w Spółce model zarządzania zgodnością. Ryzyka braku
zgodności (ryzyka naruszeń standardów zgodności) mogą powstać w licznych obszarach ryzyk braku
zgodności i przejawiać się:
• bezpośrednio w wymiarze finansowym, jako kary, odszkodowania, zadośćuczynienia i inne należności, do
których zapłaty Spółka może być zobowiązana;
• w utracie przez Spółkę dobrej reputacji, co może również mieć swoje reperkusje finansowe;
• w działalności operacyjnej Spółki, oraz;
• w zakresie wartości dla interesariuszy, w tym akcjonariuszy.
W ramach przeciwdziałania korupcji, w GK PGNiG obowiązuje „Polityka przeciwdziałania korupcji i
nadużyciom w GK PGNiG”, a dodatkowo – w PGNiG – „Procedura antykorupcyjna i prezentowa PGNiG
S.A.”, która stanowi akt wykonawczy do powyższej polityki. Wewnętrzne akty normatywne, o których mowa
w poprzednim zdaniu, zostały przyjęte w 2021 roku i zastąpiły wewnętrzny akt normatywny obowiązujący
wówczas w tym zakresie. Ponadto, w GK PGNiG funkcjonuje „System zarządzania etyką i Compliance w
GK PGNiG”, którego skutkiem było zintegrowanie obszarów etyki i compliance w ramach Działu Compliance.
W GK PGNiG obowiązuje również „Polityka transparentności Menadżerów”, której podstawowym zadaniem
jest eliminowanie ryzyka konfliktu interesów oraz występowania nieprzejrzystości w procesach decyzyjnych
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 125 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
w ramach GK PGNiG. W GK PGNiG obowiązuje także „Kodeks Etyki GK PGNiG”, bazujący na czterech
wartościach: jakości, wiarygodności, odpowiedzialności i partnerstwie. W PGNiG obowiązuje także –
zaktualizowana w 2021 roku – „Procedura zgłaszania i rozpatrywania zgłoszeń nieprawidłowości w PGNiG
S.A.”, określająca zasady zgłaszania naruszeń prawa oraz procedur i standardów etycznych, a także tryb
ich rozpatrywania. Na podstawie ww, aktu normatywnego w Spółce obowiązuje wewnętrzny i zewnętrzny
kanał zgłaszania nieprawidłowości. Od 2020 r. funkcjonuje także zewnętrzny kanał zgłaszania
nieprawidłowości poprzez formularz na stronie internetowej Spółki.
Ryzyka finansowe
PGNiG i GK PGNiG prowadząc swoją działalność gospodarczą narażone są na ryzyko finansowe, a w szczególności na następujące
rodzaje tego ryzyka:
ryzyko kredytowe Więcej informacji – Skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGNiG nota 7.3.1;
ryzyko rynkowe Więcej informacji – Skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGNiG nota 7.3.2;
ryzyko płynności Więcej informacji – Skonsolidowane sprawozdanie finansowe GK PGNiG nota 7.3.3.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 126 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
7. Sprawozdanie GK PGNiG na temat informacji niefinansowych
Zgodnie z par. 49b pkt. 9 Ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości Spółka informuje, że publikuje Sprawozdanie Grupy
Kapitałowej PGNiG na temat informacji niefinansowych (dalej: Sprawozdanie niefinansowe) w osobnym dokumencie stanowiącym
integralną część Skonsolidowanego Raportu Rocznego za 2021 r., które będzie dostępne na stronie internetowej pod adresem
http://www.pgnig.pl.
Sprawozdanie niefinansowe jest sporządzane zgodnie z wymogami art. 49b i 55 ustawy o rachunkowości – z 29 września 1994 r. o
rachunkowości (Dz. U. 2019 poz. 351), która zobowiązuje jednostki zainteresowania publicznego do ujawniania danych
pozafinansowych. Zawiera informacje niefinansowe dotyczące PGNiG i Grupy Kapitałowej PGNiG za okres od 1 stycznia 2021 r. do
31 grudnia 2021 r. Dokument obejmuje wszystkie jednostki zależne ujęte w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy
Kapitałowej PGNiG za 2021 r.
Wśród prezentowanych w Sprawozdaniu niefinansowym informacji znajdują się m.in. opisy: modelu biznesowego GK PGNiG,
strategii biznesowej i CSR, zarządzania kulturą organizacyjną, jak również dane dotyczące oddziaływania GK PGNiG w podziale na
aspekty związane z obszarami: strategicznym, ekonomicznym, środowiskowym, społecznym i etycznym. W Sprawozdaniu
niefinansowym wskazane są m.in.: znaczenie działalności GK PGNiG w gospodarce i zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego
kraju, projekty z obszaru B+R+I, prowadzone działania skierowane do lokalnych społeczności, inicjatywy sponsoringowe,
charytatywne i kulturalne czy aktywności w zakresie budowania etyki pracy w GK PGNiG.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 127 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
8. Informacje pozostałe dotyczące Grupy Kapitałowej PGNiG
8.1 Informacje o zawartych umowach przez spółki GK PGNiG
Istotne umowy dla działalności GK PGNiG
Do istotnych umów dla działalności GK PGNiG zawartych w 2021 r. należą:
Umowa przejęcia kontroli dotyczących umowy zakupu INEOS E&P Norge AS przez PGNiG Upstream Norway AS (więcej
informacji w rozdziale 4.1.2);
Aneksy do umów na dostawy LNG z Venture Global Plaquemines LNG, LLC oraz Venture Global Calcasieu Pass, LLC (więcej
informacji w rozdziale 4.2.2);
Aneks do umowy inwestycyjnej dotyczącej kierunkowych zasad współpracy przy budowie Elektrowni Ostrołęka „C” (więcej
informacji w rozdziale 4.4.2).
Istotne transakcje zawarte z podmiotami powiązanymi
W 2021 r. PGNiG oraz spółki od niej zależne nie zawierały żadnych istotnych transakcji z podmiotami powiązanymi na innych
warunkach niż rynkowe. Szczegółowe informacje na temat transakcji z podmiotami powiązanymi zostały przedstawione w nocie 8.4
Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego Grupy Kapitałowej PGNiG za 2021 r.
8.2 Postępowania sądowe
Tabela 69 Postępowania sądowe
Strony postępowania
Przedmiot sporu
Opis sprawy
Postępowania w
związku z obowiązkiem
publicznej sprzedaży
gazu ziemnego
Strony: PGNiG, Prezes
URE
brak realizacji obliga giełdowego w
2013 i 2014 r.
W dniu 25 maja 2016 r. Prezes URE podjął z urzędu postępowanie w sprawie
wymierzenia PGNiG kary pieniężnej w związku z niewykonaniem obliga
giełdowego w 2013 r. W dniu 17 czerwca 2016 r. Spółka złożyła (na podstawie
art. 56 ust. 6a ustawy Prawo energetyczne) wniosek o odstąpienie od
wymierzenia kary. Do dnia Sprawozdania Prezes URE nie zakończył
postępowania.
W dniu 10 października 2018 r. Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów
uwzględnił odwołanie PGNiG i zmniejszył administracyjną karę pieniężną za
brak realizacji obliga giełdowego w 2014 r. z 15 mln zł na 5 mln zł, a także
zniósł koszty pierwszej instancji pomiędzy stronami. W dniu 12 listopada 2020
r. Sąd Apelacyjny w Warszawie oddalił apelację Spółki. Wyrok jest
prawomocny. Spółka złożyła w tej sprawie zarówno skargę kasacyjną, jak i
skargę konstytucyjną.
Postępowanie
antymonopolowe
rozpoczęte w dniu
28 grudnia 2010 r.
Strony: PGNiG, Prezes
UOKiK
nadużywanie pozycji dominującej na
krajowym rynku hurtowej sprzedaży
gazu ziemnego, polegające na
ograniczaniu zbytu ze szkodą dla
kontrahentów lub konsumentów oraz
przeciwdziałaniu ukształtowania się
warunków niezbędnych do powstania
bądź rozwoju konkurencji poprzez
odmowę sprzedaży paliwa gazowego
na zasadach umowy kompleksowej
na rzecz przedsiębiorcy
zamierzającego dokonywać dalszej
odsprzedaży gazu ziemnego
Wyrokiem z dnia 8 czerwca 2017 r. Sąd Apelacyjny w Warszawie uchylił wyrok
Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów z dnia 12 maja 2014 r. oraz
przekazał sprawę do ponownego rozpoznania temu sądowi. W dniu 10
października 2019 r. SOKiK rozpoznając sprawę ponownie podtrzymał
decyzję Prezesa UOKiK i ponownie nałożył na Spółkę karę zmieniając jej
wysokość do 5 mln 508 tys. zł. Spółka złożyła w tej sprawie apelację do Sądu
Apelacyjnego, która została oddalona. Spółka złożyła w tej sprawie skargę
kasacyjną.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 128 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Postępowanie w
sprawie derogacji NS2
AG
Strony:
PGNiG, PST, NS2 AG,
BNetzA, Wyższy Sąd
Krajowy w
Düsseldorfie, Federalny
Trybunał
Sprawiedliwości
odstępstwo od stosowania przepisów
Dyrektywy Gazowej w stosunku do
Nord Stream 2 AG
W dniu 10 stycznia 2020 r. spółka Nord Stream 2 AG złożyła wniosek do
niemieckiego regulatora BNetzA o derogację (odstępstwo od stosowania)
przepisów Dyrektywy gazowej (2009/73/WE), znowelizowanej w 2019 r.
Niemiecka spółka powołała się na art. 49a Dyrektywy pomimo niespełnienia
jednej z przesłanek przewidzianych prawem dotyczących konieczności
ukończenia gazociągu w dniu 23 maja 2019 r. (dzień wejścia w życie
nowelizacji). PGNiG SA oraz PST w dniu 19 lutego 2020 r. złożyły wniosek o
przyłączenie ich do tego postępowania. W dniu 18 marca 2020 r. niemiecki
regulator podjął decyzję o przyłączeniu do postępowania obu w/w Spółek. W
dniu 15 maja 2020 r. niemiecki regulator wydał decyzję odmawiającą derogacji
spółce Nord Stream 2 AG. Zgodnie ze stanowiskiem prezentowanym przez
PGNiG S.A. i PST BNetzA uznała, że gazociąg nie był ukończony w dniu 23
maja 2019 r. W dniu 15 czerwca 2020 r. Nord Stream 2 AG odwołała się od
decyzji BNetzA do Wyższego Sądu Krajowego w Düsseldorfie. W dniu 30 lipca
2020 r. PGNiG S.A. i PST złożyły pismo o przystąpieniu w charakterze
czynnych uczestników, a w dniu 14 stycznia 2021 r. złożyły pismo procesowe
ze stanowiskiem w sprawie. W dniu 25 marca 2021 r. Nord Stream 2 AG
złożyła replikę, W dniu 14 czerwca 2021 r. PGNiG S.A. i PST złożyły
odpowiedź na to pismo procesowe. W dniu 30 czerwca 2021 r. miała miejsca
rozprawa przed Wyższym Sądem Krajowym w Düsseldorfie, który na mocy
wyroku z dnia 25 sierpnia 2021 r. oddalił odwołanie Nord Stream 2 AG. Spółka
Nord Stream 2 AG. wniosła w dniu 21 września 2021 r. skargę kasacyjną do
niemieckiego Federalnego Sądu Najwyższego. W dniu 8 marca 2022 r. PGNiG
S.A. i PST wniosły odpowiedź na tę skargę.
Postępowanie w
sprawie certyfikacji NS2
AG
Strony:
PGNiG, PST, NS2 AG,
BNetzA, niemieckie
Federalne Ministerstwo
Gospodarki i Ochrony
Klimatu
certyfikacja spółki Nord Stream 2 AG
jako niezależnego operatora
przesyłowego
W dniu 11 czerwca 2021 r. spółka Nord Stream 2 AG złożyła wniosek do
niemieckiego regulatora BNetzA o certyfikację spółki jako niezależnego
operatora przesyłowego (ang. Independent Transmission Operator - ITO)
gazociągu Nord Stream 2. W dniu 8 września 2021 r. wniosek został
uzupełniony, co skutkowało formalnym wszczęciem postępowania. W dniu 30
lipca 2021 r. PGNiG S.A. i PST złożyły wniosek o przyłączenie do
postępowania certyfikacyjnego. W dniu 21 września 2021 r. BNetzA podjęła
pozytywną decyzję w sprawie przyłączenia obu spółek do postępowania
certyfikacyjnego. W dniu 20 października 2021 r. obie spółki przedstawiły
stanowisko w zakresie negatywnego wpływu gazociągu Nord Stream 2 na
bezpieczeństwo dostaw, w tym w szczególności certyfikacji spółki Nord
Stream 2 AG w modelu ITO.. W dniu 16 listopada 2021 r. BNetzA
poinformowała o zawieszeniu postępowania certyfikacyjnego. Przyczyną
zawieszenia był fakt, że szwajcarska spółka Nord Stream 2 AG na obecnym
etapie postępowania nie spełnia przesłanek certyfikacji jako niezależnego
operatora. W dniu 24 listopada 2021 r. PGNiG S.A. i PST złożyły swoje
stanowisko w sprawie, przedstawiając szereg argumentów formalnych i
materialnych dotyczących niespełniania przez Nord Stream 2 AG i spółki od
niej zależnej przesłanek koniecznych do certyfikacji w modelu ITO. Do końca
2021 r. postępowanie nie zostało wznowione. W dniu 22 lutego 2022 r.
Federalne Ministerstwo Gospodarki i Ochrony Klimatu poinformowało o
wycofaniu opinii, w której stwierdzono brak negatywnego wpływu gazociągu
Nord Stream 2 AG na bezpieczeństwo dostaw.. Pozytywna opinia
Ministerstwa jest warunkiem koniecznym do certyfikacji wnioskodawcy w
modelu ITO.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 129 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Postępowanie w
sprawie gazociągu
OPAL
Strony:
PGNiG, PST, Opal
Gastransport, OAO
Gazprom, OOO
Gazprom Export,
BNetzA, Wyższy Sąd
Krajowy w
Düsseldorfie, Sąd Unii
Europejskiej, Trybunał
Sprawiedliwości UE
niedopuszczalności skargi; wydanie
zarządzenia tymczasowego
(zastosowanie środka tymczasowego
Skarga oraz wniosek o zastosowanie środka tymczasowego do Sądu Unii
Europejskiej skierowane zostały przeciwko decyzji Komisji Europejskiej z dnia
28 października 2016 r., w drodze której Komisja zezwoliła na dokonanie
zmian w zasadach zwolnienia gazociągu OPAL spod regulacji wspólnego
rynku gazu (zwł. zasady dostępu stron trzecich - TPA), zgodnie z treścią
krajowego aktu stosowania prawa przedstawionego przez niemieckiego
regulatora – Federalną Agencję Sieciową (Bundesnetzagentur), z
zastrzeżeniem modyfikacji wskazanych w decyzji Komisji.
Skarga oraz wniosek o zastosowanie środka tymczasowego do Sądu Unii
Europejskiej skierowane zostały przeciwko decyzji Komisji Europejskiej z dnia
28 października 2016 r., w drodze której Komisja zezwoliła na dokonanie
zmian w zasadach zwolnienia gazociągu OPAL spod regulacji wspólnego
rynku gazu (zwł. zasady dostępu stron trzecich - TPA), zgodnie z treścią
krajowego aktu stosowania prawa przedstawionego przez niemieckiego
regulatora – Federalną Agencję Sieciową (Bundesnetzagentur), z
zastrzeżeniem modyfikacji wskazanych w decyzji Komisji.
W dniu 4 grudnia 2019 r. Trybunał Sprawiedliwości UE odrzucił odwołania
wniesione przez PST i PGNiG podtrzymując rozstrzygnięcie Sądu UE i
referując wyłącznie do kwestii formalnych, a nie analizy merytorycznej sprawy.
W dniu 4 grudnia 2019 r. Trybunał Sprawiedliwości UE oddalił również
odwołanie Rzeczpospolitej w sprawie dotyczącej PST wskazując, że niniejsze
rozstrzygnięcie Sądu UE nie miało wpływu na odrębnie prowadzoną sprawę
ze skargi Rzeczpospolitej Polskiej o sygnaturze T-883/16.
W dniu 9 stycznia 2019 r. Federalna Agencja Sieciowa (Bundesnetzagentur)
wznowiła postępowanie dotyczące poprzedniej decyzji o warunkach
wyłączenia regulacyjnego gazociągu OPAL z 2009 r., jednocześnie
zawieszając to postępowanie. PGNiG oraz PST w dniu 28 stycznia 2019 r.
wystąpiły z wnioskiem o dołączenie do niniejszego postępowania. W
odpowiedzi z dnia 25 lutego 2019 r., niemiecki organ regulacyjny
poinformował, że wniosek zostanie rozpatrzony po rozstrzygnięciu trwających
postępowań sądowych. W dniu 13 września 2019 r. Federalna Agencja
Sieciowa (Bundesnetzagentur) zobowiązała operatora systemu przesyłowego
Opal Gastransport GmbH do zredukowania przepływów gazociągiem Opal,
reagując w ten sposób na wyrok Sądu UE z dnia 10 września 2019 r. w sprawie
ze skargi Rzeczpospolitej Polskiej o sygnaturze T-883/16 stwierdzający
nieważność decyzji Komisji Europejskiej z dnia 28 października 2016 r.
dotyczącej zasad korzystania z gazociągu Opal. Odwołanie od wyroku Sądu
UE złożyła Republika Federalna Niemiec. W dniu 18 marca 2021 r. Rzecznik
Generalny TSUE wydał opinię w sprawie zasadności utrzymania w mocy
wyroku Sądu UE. W dniu 15 lipca 2021 r. Trybunał Sprawiedliwości Unii
Europejskiej oddalił odwołanie RFN i uznał, że Komisja Europejska naruszyła
zasadę solidarności energetycznej wydając decyzję w sprawie gazociągu
OPAL. Wyrok jest ostateczny. Równolegle PGNiG oraz PST wystąpiły do
Wyższego Sądu Krajowego w Duesseldorfie (Oberlandesgericht Duesseldorf)
ze skargą przeciwko ugodzie administracyjnej zawartej pomiędzy niemieckim
regulatorem, OPAL Gastransport GmbH & Co. KG, OAO Gazprom, OOO
Gazprom Export, określającej zmienione warunki zwolnienia gazociągu OPAL
spod regulacji wspólnego rynku gazu (zwł. zasady TPA). Sprawa jest w toku,
rozprawę zaplanowano na 18 maja 2022 r.
8.3 Szczegółowy opis organizacji GK PGNiG oraz zmian w strukturze w 2021 r.
Według stanu na dzień 31 grudnia 2021 r. GK PGNiG składała się z 39 podmiotów gospodarczych, w tym:
PGNiG jako podmiot dominujący,
36 spółek zależnych o profilu produkcyjnym, handlowym i usługowym oraz 2 towarzystwa ubezpieczeń wzajemnych, w tym:
o 22 podmioty bezpośrednio zależne od PGNiG,
o 16 podmiotów pośrednio zależnych od PGNiG.
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 130 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Jednostka dominująca
Nazwa
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna
Siedziba
ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224 Warszawa
Rejestracja
Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy Wydział XVI Gospodarczy (aktualnie Spółka jest wpisana do rejestru przedsiębiorców prowadzonego
przez Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy, XIII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego)
KRS
0000059492
Strona www
www.pgnig.pl
Relacje Inwestorskie
ri@pgnig.pl
Szczegółowa struktura organizacji GK PGNiG
Tabela 70 Wykaz spółek zależnych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2021 r.
Lp.
Nazwa spółki
Kapitał zakładowy
[w zł o ile nie podano
inaczej]
Udział kapitałowy
PGNiG
[w zł o ile nie podano
inaczej]
% kapitału
PGNiG
(bezpośrednio)
% kapitału GK
PGNiG
(bezpośrednio
i pośrednio)
Spółki zależne - I stopnia
1
PGNiG GAZOPROJEKT S.A.
5 326 300
5 068 800
95,17%
95,17%
2
EXALO Drilling S.A.
981 500 000
981 500 000
100%
100%
3
GEOFIZYKA Toruń S.A.
75 240 000
75 240 000
100%
100%
4
Geovita S.A.
113 407 782
113 407 782
100%
100%
5
Gas Storage Poland Sp. z o.o.
15 290 000
15 290 000
100%
100%
6
PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.
625 307 815
625 307 815
100%
100%
7
PGNiG Serwis Sp. z o.o.
9 995 000
9 995 000
100%
100%
8
PGNiG Technologie S.A.
272 727 240
272 227 240
100%
100%
9
PGNiG TERMIKA SA
1 740 324 950
1 740 324 950
100%
100%
10
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
10 488 917 050
10 488 917 050
100%
100%
11
PGNiG Supply & Trading GmbH
10 000 000 EUR
10 000 000 EUR
100%
100%
12
PGNiG Upstream Norway AS
1 115 000 000 NOK
1 115 000 000 NOK
100%
100%
13
PGNiG Upstream North Africa B.V.
20 000 EUR
20 000 EUR
100%
100%
14
GAS - TRADING S.A.
2 975 000
1 291 350
43,41%
79,58%
2)
15
PGNiG Ventures Sp. z o.o.
22 590 000
22 590 000
100%
100%
16
PGNiG SPV 6 Sp. z o.o.
51 381 000
51 381 000
100%
100%
17
PGNiG SPV 7 Sp. z o.o.
1 000 000
1 000 000
100%
100%
18
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
40 000 000
40 000 000
100%
100%
19
LLC "Karpatgazvydobuvannya"
1 000 UAH
850 UAH
85%
85%
20
PGNiG SPV 8 Sp. z o.o.
1 500 000
1 500 000
100%
100%
21
PGNiG SPV 9 Sp. z o.o.
250 000
250 000
100%
100%
22
PGNiG SPV 10 Sp. z o.o.
250 000
250 000
100%
100%
Spółki zależne - II stopnia
23
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
370 836 300
370 836 300
-
100%
8)
24
GAZ Sp. z o.o.
300 000
300 000
-
100%
3)
25
PSG Inwestycje Sp. z o.o.
81 131 000
81 131 000
-
100%
3)
26
Oil Tech International F.Z.E.
20 000 USD
20 000 USD
-
100%
4)
27
EXALO DRILLING UKRAINE LLC
20 000 EUR
20 000 EUR
-
100%
4)
28
PST Europe Sales GmbH in liquidation
1 000 000 EUR
1 000 000 EUR
-
100%
5)
29
Ośrodek Badawczo - Rozwojowy Górnictwa Surowców
Chemicznych CHEMKOP Sp. z o.o.
2 831 150
2 565 350
-
90,61%
6)
30
Gas-Trading Podkarpacie Sp. z o.o.
6 670 627
5 257 524
-
78,82%
7)
31
Polskie Centrum Brokerskie Sp. z o.o.
100 000
100 000
100%
1)
32
PGNiG TERMIKA Energetyka Rozproszona sp. z o.o.
13 550 000
13 550 000
100%
8)
33
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o.
6 000 000
6 000 000
-
100%
8)
34
Zakład Gospodarki Mieszkaniowej Sp. z o.o.
1 806 500
1 806 500
-
100%
4)
35
Exalo Diament Sp. z o.o. w organizacji
5 000
5 000
-
100%
4)
36
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na
Życie
25 000 000
25 000 000
100%
100%
11)
37
PGNiG Supply&Trading Polska Sp. z o.o. w organizacji
50 000
50 000
100%
100%
12)
Spółki zależne - III stopnia
38
XOOL GmbH in liquidation
500 000 EUR
500 000 EUR
-
100%
9)
39
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa - Technika
Sp. z o.o.
200 000
200 000
-
100%
10)
1) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Serwis sp. z o.o.
2) Udział bezpośredni PGNiG S.A. w spółce wynosi 43,41%, udział pośredni poprzez spółkę PGNiG SPV 6 Sp. z o.o. wynosi 36,17%.
3) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
4) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę Exalo Drilling S.A.
5) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH.
6) Udział pośredni PGNiG S.A. poprzez spółkę Gas Storage Poland Sp. z o.o.
7) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę GAS TRADING S.A.
8) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A.
9) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH oraz przez spółkę PST Europe Sales GmbH in liquidation
10) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A. oraz przez spółkę PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
11) Udział pośredni PGNiG S.A. przez Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
12) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH (99%) oraz PGNiG SPV 6 Sp. z o.o. (1%)
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 131 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Pozostałe powiązania organizacyjne i kapitałowe
Tabela 71 Wykaz spółek współzależnych i stowarzyszonych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2021 r.
Lp.
Nazwa spółki
Kapitał zakładowy
[w zł o ile nie podano
inaczej]
Udział kapitałowy
PGNiG
[w zł o ile nie podano
inaczej]
% kapitału
PGNiG
(bezpośrednio)
% kapitału GK
PGNiG
(bezpośrednio
i pośrednio)
Spółki współzależne i stowarzyszone - I stopnia
1
SGT EUROPOL GAZ S.A.
80 000 000
38 400 000
48,00%
51,18%
1)
2
PFK GASKON S.A.
13 061 325
6 000 000
45,94%
45,94%
3
ZWUG "INTERGAZ" Sp. z o.o.
4 700 000
1 800 000
38,30%
38,30%
4
"Dewon" ZSA
11 146 800 UAH
4 055 205,84 UAH
36,38%
36,38%
Spółki współzależne i stowarzyszone - II stopnia
5
Zakład Separacji Popiołów Siekierki Sp. z o.o.
10 000 000
7 000 000
-
70%
2)
6
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
28 200 000
14 100 000
-
50%
2)
7
Polska Grupa Górnicza S.A.
3 916 718 200
800 000 000
-
20,43%
2)
8
Polimex-Mostostal S.A.
473 237 604
78 000 048
-
16,48%
3)
9
Enelion Sp. z o.o.
13 200
2 250
-
17,05%
6)
10
ICsec SA
161 876
20 000
-
12,36%
6)
Spółki współzależne i stowarzyszone – III i IV stopnia
11
SYNERCOM USŁUGI WSPÓLNE sp. z o.o.
10 835 000
2 213 591
-
20,43%
4)
12
Gardia Broker Sp. z o.o.
55 000
11 236,5
-
20,43%
5)
13
ICaudit Sp. z o.o.
22 500
2 779,91
-
12,36%
7)
14
ICcert Sp. z o.o.
35 000
4 324,30
-
12,36%
7)
15
ICdiode Sp. z o.o.
22 500
2 779,91
-
12,36%
7)
1) Udział bezpośredni PGNiG S.A. w spółce wynosi 48,00%, udział pośredni poprzez spółkę GAS-TRADING SA wynosi 3,18%.
2) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A.
3) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG Technologie SA.
4) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A. oraz Polska Grupa Górnicza S.A.
5) Udział pośredni PGNiG SA przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A. oraz Polska Grupa Górnicza S.A. oraz Śląskie Centrum Usług Wspólnych Sp. z o.o.
6) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Ventures Sp. z o.o.
7) Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Ventures Sp. z o.o. oraz Icsec SA
Inwestycje poza grupą jednostek powiązanych
W 2021 r. GK PGNiG nie dokonywała istotnych inwestycji kapitałowych poza grupą jednostek powiązanych. Łączna nominalna
wartość zaangażowania kapitałowego PGNiG poza grupą jednostek powiązanych na koniec 2021 r. wyniosła 85,7 mln zł. Łączna
nominalna wartość zaangażowania kapitałowego GK PGNiG (PGNiG oraz spółek GK PGNiG) poza grupą jednostek powiązanych
na koniec 2021 r. wyniosła 114,3 mln zł.
Zmiany w strukturze GK PGNiG w 2021 r.
Tabela 72 Zmiany w strukturze udziałowej GK PGNiG w 2021 r.
Rodzaj zmiany/transakcji
Data
Udział w liczbie głosów po
zmianie
Podwyższenie kapitału zakładowego spółki
PGNiG Ventures Sp. z o.o.
13.01.2021
100,00%
PGNiG Ventures Sp. z o.o.
29.04.2021
100,00%
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o.
21.05.2021
100,00%
PGNiG Ventures Sp. z o.o.
01.06.2021
100,00%
PGNiG Upstream Norway AS
07.06.2021
100,00%
Polskie Centrum Brokerskie Sp. z o.o.
11.06.2021
100,00%
Powołanie spółki
Rejestracja PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o. w KRS
02.03.2021
100,00%
Objęcie udziałów lub akcji / przystąpienie do spółki
Przez PGNiG Ventures Sp. z o.o. w spółce Enelion Sp. z o.o.
09.04.2021
7,51%
Przez PGNiG Ventures Sp. z o.o. w spółce ICsec S.A.
11.05.2021
6,58%
Przez PGNiG Ventures Sp. z o.o. i ICsec S.A. w spółce ICaudit Sp. z o.o.
11.05.2021
6,58%
Przez PGNiG Ventures Sp. z o.o. i ICsec S.A. w spółce ICcert Sp. z o.o.
11.05.2021
6,58%
Przez PGNiG Ventures Sp. z o.o. i ICsec S.A. w spółce ICdiode Sp. z o.o.
11.05.2021
6,58%
Zmiana nazwy spółki
Z SEJ-SERWIS Sp. z o.o. na PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa - Technika Sp. z o.o.
01.04.2021
100,00%
Z PGNiG Serwis Doradztwo Ubezpieczeniowe Sp. z o.o. na Polskie Centrum Brokerskie Sp. z o.o.
11.06.2021
100,00%
Pozostałe zmiany
Ustanie bytu prawnego PST Verwaltungs GmbH w wyniku połączenia z PST Europe Sales GmbH
08.01.2021
100,00%
Spółka CIFL Sp. z o.o. w likwidacji ostatecznie zlikwidowana i wykreślona z KRS
19.02.2021
100,00%
8.4 Akcje własne PGNiG oraz akcje i udziały w jednostkach GK PGNiG w posiadaniu osób
zarządzających i nadzorujących
Tabela 73 Akcje PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących na dzień 31 grudnia 2021 r.
Imię i nazwisko
Funkcja
Liczba akcji/głosów
wynikających z akcji na
dzień 31.12.2020 r.
Wartość
nominalna akcji
w zł
Liczba akcji/głosów
wynikających z akcji na
dzień 31.12.2021 r.
Wartość
nominalna akcji
w zł
Mieczysław Kawecki
Członek Rady Nadzorczej
9 500
9 500
9 500
9 500
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 132 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Na dzień sporządzenia sprawozdania PGNiG nie posiada informacji o umowach, w wyniku których w przyszłości mogą nastąpić
istotne zmiany w proporcjach posiadanych akcji przez dotychczasowych akcjonariuszy. W 2021 r. Spółka nie nabyła akcji własnych.
8.5 System kontroli programów akcji pracowniczych
W związku ze zbyciem na zasadach ogólnych w dniu 26 czerwca 2008 r. przez Ministra Skarbu Państwa jednej akcji PGNiG,
uprawnieni pracownicy zyskali prawo do nieodpłatnego nabycia ogółem nie więcej niż 750 000 000 akcji Spółki. Zawieranie umów
nieodpłatnego zbycia akcji rozpoczęło się 6 kwietnia 2009 r., a prawo do nieodpłatnego nabycia akcji PGNiG przez uprawnionych
pracowników wygasło 1 października 2010 r. Na dzień 31 grudnia 2021 r. blisko 60 tys. uprawnionych pracowników objęło 728 294
tys. akcji. Akcje nieodpłatnie nabyte przez uprawnionych pracowników mogły być przedmiotem obrotu od 1 lipca 2010 r., natomiast
akcje nieodpłatnie nabyte przez członków Zarządu Spółki – od 1 lipca 2011 r.
Na dzień 31 grudnia 2021 r., 59 256 pracownikom spośród 61 516 uprawnionych przekazano 728 293 842 akcji Emitenta,
reprezentujących 12,60% kapitału zakładowego i ogólnej liczby głosów na Walnym Zgromadzeniu Emitenta.
8.6 Zdarzenia po zakończeniu okresu sprawozdawczego
Definicje
Skrót
Objaśnienie
Nazwy własne spółek i oddziałów
PGNiG, Spółka, Emitent
PGNiG SA jako podmiot dominujący grupy kapitałowej
GK PGNiG, Grupa PGNiG
Grupa Kapitałowa PGNiG, w skład której wchodzi PGNiG SA jako podmiot dominujący oraz spółki zależne
CLPB
Oddział Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze PGNiG
ECSW
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
EXALO
EXALO Drilling S.A.
Gazoprojekt
PGNiG GAZOPROJEKT S.A.
Geofizyka Kraków
GEOFIZYKA Kraków Sp. z o.o. w likwidacji
Geofizyka Toruń
GEOFIZYKA Toruń Sp. z o.o.
GEOVITA
GEOVITA S.A.
GSP
Gas Storage Poland Sp. z o.o.
OGiE
Oddział Geologii i Eksploatacji, oddział PGNiG
OOH
Oddział Obrotu Hurtowego, oddział PGNiG
PGG
Polska Grupa Górnicza S.A.
PGNiG OD
PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.
PGNiG Serwis
PGNiG Serwis Sp z o.o.
PGNiG Technologie
PGNiG Technologie Sp. z o.o.
PGNiG Termika
PGNiG TERMIKA S.A.
PGNiG Termika EP
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
PGNiG UN
PGNiG Upstream Norway AS
PGNiG UNA
PGNiG UPSTREAM NORTH AFRICA B.V.
PGNiG Ventures
PGNiG Ventures Sp z o.o.
Polski Gaz TUW
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń wzajemnych
PSG
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
PST
PGNiG Supply & Trading GmbH
Nazwy instytucji, podmiotów rynku kapitałowego i rynków energii
EIA
ang. Energy Information Administration – Administacja Informacji Energetycznej w USA
EEX
ang. European Energy Exchange AG – Europejska Giełda Energii w Niemczech
Henry Hub
Hub / obszar cenowy w Stanach Zjednoczonych
GASPOOL
ang. GASPOOL Balancing Services GmbH – hub / obszar cenowy w Niemczech
GAZ-SYSTEM
Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
GPW
Giełda Papierów Wartościowych S.A. w Warszawie
ICE
ang. Intercontinental Exchange - giełda specjalizująca się w handlu energią i surowcami
KRS
Krajowy Rejestr Sądowy
NCG
ang. NetConnect Germany GmbH & Co. KG – hub / obszar cenowy w Niemczech
NBP
ang National Balancing Point – hub / obszar cenowy w Wielkiej Brytanii
styczeń 2022
05.01. – Zawarcie umowy kredytu z bankiem Societe Generale SA Oddział w Polsce na kwotę 750 milionów złotych na okres do 9 miesięcy
14.01. – Złożenie przez PAO Gazprom i OOO Gazprom Export wezwania na arbitraż przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie dotyczący
zmiany warunków cenowych gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego
luty 2022
02.02. – Złożenie przez Gazprom wezwania na arbitraż dotyczący spółki EuRoPol GAZ
11.02. – Złożenie przez PGNiG odpowiedzi na wezwanie PAO Gazprom i OOO Gazprom Export na arbitraż przed Trybunałem Arbitrażowym w
Sztokholmie dotyczący zmiany warunków cenowych gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego
23.02. – Zawarcie umów kredytowych z konsorcjum banków Bank of China Limited i Bank of China (Europe) S.A. oraz z bankami Deutsche
Bank Polska S.A. i Credit Agricole Bank Polska S.A. na łączną kwotę 1,8 mld zł
28.02 – Zawarcie przez spółkę Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.aneksu do ugody ze spółką Abener Energia S.A.
marzec 2022
02.03 – Złożenie przez PGNiG odpowiedzi na wezwanie Gazprom na arbitraż dotyczący EuRoPol GAZ
04.03 – Zamiar zawarcia przez PGNiG umowy z Rządową Agencją Rezerw Strategicznych dotyczącej utrzymywania zapasów obowiązkowych
gazu ziemnego
07.03 – Wpływ pierwszej transzy rekompensat dla PGNiG Obrót Detaliczny z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny w kwocie 1,255 mld zł
08.03 – Spełnienie się warunków ugody zawartej przez spółkę Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. ze spółką Abener Energia S.A
09.03 – Oddalenie skargi Gazprom w sprawie o uchylenie wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego z dnia 30 marca 2020 r.
16.03 – Warunkowa decyzja UOKiK w sprawie koncentracji między PGNiG i PKN ORLEN S.A.
18.03 – Zawarcie przez PGNiG umowy z Rządową Agencją Rezerw Strategicznych dotyczącej utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu
ziemnego
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 133 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
OPEC
ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries - Organizacja Krajów Eksportujących Ropę Naftową
Terminal LNG
terminal LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu
TGE
Towarowa Giełda Energii S.A.
THE
ang. Trading Hub Europe – hub / obszar cenowy w Niemczech
TTF
ang. Title Transfer Facility – hub / obszar cenowy w Holandii
URE
Urząd Regulacji Energetyki
Stosowane jednostki
bbl
1 baryłka ropy naftowe
boe
ekwiwalent baryłki ropy naftowej
LNG
ang. liquefied natural gas – skroplony gaz ziemny
Nm
3
normalny metr sześcienny gazu
MWt
1 megawat energii cieplnej
MWe
1 megawat energii elektrycznej
NGL
ang. natural gas liquids – gaz składający się z cięższych niż metan molekuł: etanu, propanu, butanu, izobutanu itp.
PJ
1 petadżul
TWh
1 terawatogodzina
Wskaźniki ekonomiczne i finansowe
EBIT
zysk operacyjny (ang. earnings before deducting interest and taxes)
EBITDA
zysk operacyjny przed potrąceniem odsetek od zaciągniętych zobowiązań oprocentowanych, podatków, amortyzacji (ang. earnings
before interest, taxes, depreciation and amortization)
EBITDA skorygowana
EBITDA skorygowana o odpisy z tytułu trwałej utraty wartości majątku trwałego
EV
wartość przedsiębiorstwa (ang. enterprise value)
P/BV
wskaźnik cena rynkowa/wartość księgowa (ang. price/book value)
P/E
wskaźnik Cena/Zysk (ang. price to earnings)
ROA
wskaźnik rentowności aktywów
ROE
wskaźnik rentowności kapitału własnego
Rentowność sprzedaży netto
zysk netto odniesiony do przychodów ze sprzedaży
Pozostałe
C
ciepłownia
EC
elektrociepłownia
GIM
Grupa Instalacji Magazynowych
KGZ
kopalnia gazu ziemnego
KPMG
kawernowy podziemny magazyn gazu
KRNiGZ
Kopalnia ropy i gazu ziemnego
MTTS
technologia multiplikująca, zwiększająca wolumen i prędkość bunkrowania (ang. Multiple Truck-to-Ship)
NWZ
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie
NZW
Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników
PMG
podziemny magazyn gazu
WZ
Walne Zgromadzenie
ZW
Zgromadzenie Wspólników
Stosowane waluty
zł, PLN
kwoty wyrażone polskich złotych
euro, EUR
kwoty wyrażone euro
dolar, USD
kwoty wyrażone dolarach amerykańskich
NOK
kwoty wyrażone w koronie norweskiej
SEK
kwoty wyrażone w koronie szwedzkiej
UAH
kwoty wyrażone w hrywnie ukraińskiej
Przeliczniki
Przeliczniki
1 mld m
3
gazu
ziemnego
1 mln t ropy
naftowej
1 mln t LNG
1 PJ
1 mln boe
1 TWh
1 mld m
3
gazu ziemnego
1
0,90
0,73
38
6,45
10,972
1 mln t ropy naftowej
1,113
1
0,81
42,7
7,5 - 7,8*
11,65
1 mln t LNG
1,38
1,23
1
55
8,68
14,34
1 PJ
0,026
0,23
0,019
1
0,17
0,28
1 mln boe
0,16
0,128 - 0,133*
0,12
6,04
1
1,70
1 TWh
0,091
0,086
0,07
3,6
0,59
1
* Stosowany przelicznik różny dla ropy naftowej wydobywanej w Polsce i Norwegii.
Spis Rysunków
Rysunek 1 Model biznesowy GK PGNiG............................................................................................................................................. 6
Rysunek 2 Wykaz jednostek GK PGNiG podlegających konsolidacji metodą pełną ........................................................................... 7
Rysunek 3 System przesyłowy i aktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego ..................... 21
Rysunek 4 Koncesje PGNiG i odwierty w 2021 r. .............................................................................................................................. 35
Rysunek 5 Macierz ryzyk................................................................................................................................................................. 118
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 134 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Spis Tabel
Tabela 1 Wybrane dane finansowe GK PGNiG w latach 2020-2021 .................................................................................................. 2
Tabela 2 Wybrane dane finansowe PGNiG w latach 2020-2021 r. ..................................................................................................... 2
Tabela 3 Średnie kursy wymiany walut ............................................................................................................................................... 2
Tabela 4 Struktura akcjonariatu na 31 grudnia 2021 r. ........................................................................................................................ 7
Tabela 5 Wskaźniki giełdowe za lata 2017-2021 ................................................................................................................................. 8
Tabela 6 Dywidenda z zysku netto za lata 2014-2020 ........................................................................................................................ 9
Tabela 7 Cele, aspiracje i realizacja Strategii w latach 2017-2021 .................................................................................................... 12
Tabela 8 Planowane nakłady inwestycyjne* na rzeczowe aktywa trwałe GK PGNiG w 2022 r. ........................................................ 16
Tabela 9 Popyt i podaż LNG w latach 2020 i 2021 r. w mld m
3
gazu po regazyfikacji ...................................................................... 20
Tabela 10 Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia .................................................................................................. 22
Tabela 11 Zmiany w regulacjach krajowych i ich wpływ na GK PGNiG ............................................................................................ 24
Tabela 12 Zmiany w regulacjach europejskich .................................................................................................................................. 25
Tabela 13 Wolumen wydobycia gazu ziemnego GK PGNiG w podziale na kraje w segmencie PiW ................................................ 34
Tabela 14 Wolumen sprzedaży gazu ziemnego z segmentu poza GK PGNiG w podziale na kraje w segmencie PiW .................... 34
Tabela 15 Wolumeny wydobycia ropy naftowej w GK PGNiG (wraz z frakcjami) w segmencie PiW ................................................ 34
Tabela 16 Wolumeny sprzedaży ropy naftowej w GK PGNiG (wraz z frakcjami) w segmencie PiW ................................................. 34
Tabela 17 Wolumeny wydobycia wybranych produktów w segmencie PiW ...................................................................................... 34
Tabela 18 Wolumeny sprzedaży wybranych produktów poza GK PGNiG w segmencie PiW ........................................................... 34
Tabela 19 Kopalnie PGNiG ............................................................................................................................................................... 36
Tabela 20 Złoża PGNiG UN na dzień 31 grudnia 2021 r. .................................................................................................................. 39
Tabela 21 Zasoby węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym według koncesji w mln boe, stan na 31.12.2021 r. ........ 40
Tabela 22 Podziemne Magazyny Gazu (PMG) na koniec 31 grudnia 2021 r. ................................................................................... 45
Tabela 23 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza GK PGNiG w segmencie OiM ..................................................................... 48
Tabela 24 Wolumeny sprzedaży gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG w segmencie OiM ................................................. 48
Tabela 25 Struktura odbiorców gazu ziemnego w Polsce poza GK PGNiG w segmencie OiM ......................................................... 48
Tabela 26 Struktura odbiorców gazu ziemnego poza Polską poza GK PGNiG w segmencie OiM ................................................... 48
Tabela 27 Struktura odbiorców energii elektrycznej PGNiG w segmencie OiM ................................................................................ 48
Tabela 28 Pojemności czynne i udostępnione pojemności czynne instalacji magazynowych w 2020 i 2021 r. ................................ 48
Tabela 29 Wolumen dystrybucji gazów ............................................................................................................................................. 58
Tabela 30 Długość sieci dystrybucyjnych .......................................................................................................................................... 58
Tabela 31 Wolumeny sprzedaży regulowanej ciepła z produkcji poza GK PGNiG w segmencie Wytwarzanie ................................ 63
Tabela 32 Wolumeny sprzedaży energii elektrycznej z produkcji łącznie w segmencie Wytwarzanie .............................................. 63
Tabela 33 Moce osiągalne wg koncesji, zakładu produkcyjnego i oddziału ...................................................................................... 63
Tabela 34 Globalny popyt na rynku ropy ........................................................................................................................................... 79
Tabela 35 Globalna podaż na rynku ropy .......................................................................................................................................... 79
Tabela 36 Bilans popytu i podaży na rynku ropy ............................................................................................................................... 79
Tabela 37 Wybrane dane finansowe GK PGNiG w latach 2020 - 2021 r. ......................................................................................... 80
Tabela 38 Przychody ze sprzedaży w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2021 .................................................. 83
Tabela 39 Koszty operacyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2021 ........................................................... 83
Tabela 40 Nakłady inwestycyjne w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie w latach 2018-2021 ...................................................... 83
Tabela 41 Wyniki finansowe PGNiG UN ........................................................................................................................................... 84
Tabela 42 Przychody ze sprzedaży w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2021 ...................................................... 84
Tabela 43 Koszty operacyjne w segmencie Obrót i Magazynowanie w latach 2018-2021 ................................................................ 84
Tabela 44 Wyniki finansowe PGNiG OD ........................................................................................................................................... 85
Tabela 45 Wyniki finansowe GK PST ................................................................................................................................................ 85
Tabela 46 Przychody ze sprzedaży w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2021 ......................................................................... 85
Tabela 47 Koszty operacyjne w segmencie Dystrybucja w latach 2018-2021................................................................................... 85
Tabela 48 Wyniki finansowe GK PSG ............................................................................................................................................... 86
Tabela 49 Przychody ze sprzedaży w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2021 ....................................................................... 86
Tabela 50 Koszty operacyjne w segmencie Wytwarzanie w latach 2018-2021 ................................................................................. 86
Tabela 51 Wyniki finansowe PGNiG TERMIKA ................................................................................................................................. 87
Tabela 52 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2021 r. ................................... 87
Tabela 53 Kwartalny wynik EBITDA i EBITDA skorygowana w podziale na segmenty operacyjne w 2020 r. ................................... 88
Tabela 54 Prognoza wydobycia gazu ziemnego w latach 2022-2024* .............................................................................................. 91
Tabela 55 Prognoza wydobycia ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL w latach 2022-2024 ...................................................... 91
Tabela 56 Najistotniejsze umowy kredytów GK PGNiG na 31 grudnia 2021 r. ................................................................................. 92
Tabela 57 Główne pozycje bilansowe aktywów finansowych w podziale na kategorie ..................................................................... 92
Tabela 58 Główne pozycje bilansowe zobowiązań finansowych w podziale na kategorie ................................................................ 93
Tabela 59 Wybrane dane finansowe PGNiG w latach 2020-2021 ..................................................................................................... 95
Tabela 60 Nakłady inwestycyjne PGNiG w latach 2018-2021 ........................................................................................................... 96
Tabela 61 Wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania zasad i rekomendacji DPSN 2016 ...................................................... 98
Tabela 62 Wyjaśnienie przyczyn odstąpienia od stosowania zasad i rekomendacji DPSN 2021 ...................................................... 99
Tabela 63 Struktura akcjonariatu PGNiG na dzień 31 grudnia 2021 r. ............................................................................................ 102
Tabela 64 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2021 r.......................................................... 115
Tabela 65 Wynagrodzenia członków organów zarządczych i nadzorczych PGNiG w 2020 r.......................................................... 116
Tabela 66 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk operacyjnych na GK PGNiG .................................................................... 119
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 135 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
Tabela 67 Opis zakresu zmian i wpływu istotnych ryzyk regulacyjnych na GK PGNiG ................................................................... 124
Tabela 68 Opis zakresu zmian i wpływu ryzyka braku zgodności na GK PGNiG ............................................................................ 124
Tabela 69 Postępowania sądowe .................................................................................................................................................... 127
Tabela 70 Wykaz spółek zależnych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2021 r. ........................................................... 130
Tabela 71 Wykaz spółek współzależnych i stowarzyszonych GK PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2021 r. .................... 131
Tabela 72 Zmiany w strukturze udziałowej GK PGNiG w 2021 r. .................................................................................................... 131
Tabela 73 Akcje PGNiG w posiadaniu osób zarządzających i nadzorujących na dzień 31 grudnia 2021 r. .................................... 131
Spis Wykresów
Wykres 1 Kurs akcji PGNiG oraz indeksów WIG20 i WIG Paliwa w 2021 r. ........................................................................................ 8
Wykres 2 Planowane nakłady inwestycyjne w latach 2017-2022* ..................................................................................................... 16
Wykres 3 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich ......................................................... 19
Wykres 4 Główne kierunki importu gazu do Europy .......................................................................................................................... 19
Wykres 5 Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2020 i 2021 ........................................................................................... 22
Wykres 6 Struktura kontraktów na TGE w 2020 r. i 2021 r. ............................................................................................................... 23
Wykres 7 Wolumen obrotu na kontraktach terminowych towarowych (RTT) na TGE w 2020 r. i 2021r.(TWh) ................................. 23
Wykres 8 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2017-2021 oraz współczynnik R/P ................. 37
Wykres 9 Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 1988-2021 w mln boe .................................... 37
Wykres 10 Dostawy gazu ziemnego do Polski z zagranicy w latach 2017-2021 w mld m
3
............................................................... 49
Wykres 11 Ilość gazu przesyłanego systemem dystrybucyjnym w latach 2017-2021 w mln m
3
....................................................... 59
Wykres 12 Długość sieci własnych z przyłączami oraz liczba odbiorców .......................................................................................... 59
Wykres 13 Liczba gmin, na terenie których funkcjonują firmy konkurencyjne ................................................................................... 60
Wykres 14 Produkt Krajowy Brutto nierównany sezonowo prezentowany w ujęciu kwartalnym w latach 2019-2021 ....................... 77
Wykres 15 Kurs walut EUR/PLN ....................................................................................................................................................... 77
Wykres 16 Kurs walut USD/PLN ....................................................................................................................................................... 77
Wykres 17 Średnie miesięczne fronth month gazu ziemnego na hubach Henry Hub i TTF w 2020 i 2021 r. ................................... 78
Wykres 18 Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego w Polsce i w Niemczech w 2020 i 2021 r. .............................................. 78
Wykres 19 Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i THE w 2020 i 2021 r. ........................................................................ 78
Wykres 20 Cena ropy Brent i WTI, kontrakt month ahead w 2020 i 2021 r. ...................................................................................... 79
Wykres 21 Średnie miesięczne temperatury ..................................................................................................................................... 80
Wykres 22 Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty działalności w latach 2020-2021 ....................................................... 81
Wykres 23 Podziały kosztów operacyjnych w latach 2020-2021 ....................................................................................................... 81
Wykres 24 Zmiany w EBITDA w latach 2020-2021 ........................................................................................................................... 82
Wykres 25 Zmiany w skorygowanym wyniku EBITDA w latach 2020-2021 ...................................................................................... 82
Wykres 26 Zmiany EBITDA pomiędzy latami 2020-2021 .................................................................................................................. 82
Wykres 27 Zmiany w EBITDA PiW pomiędzy latami 2020-2021 ....................................................................................................... 83
Wykres 28 Zmiany EBITDA OiM pomiędzy latami 2020-2021 .......................................................................................................... 84
Wykres 29 Zmiany w EBITDA Dystrybucji pomiędzy latami 2020-2021 ............................................................................................ 85
Wykres 30 Zmiany w EBITDA Wytwarzania pomiędzy latami 2018-2021 ......................................................................................... 86
Wykres 31 Wahania przychodów ze sprzedaży GK PGNiG w latach 2020-2021 .............................................................................. 87
Wykres 32 Wahania EBITDA GK PGNiG w latach 2020-2021 .......................................................................................................... 87
Wykres 33 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej - Aktywa ...................................................................................... 88
Wykres 34 Wybrane pozycje sprawozdania z sytuacji finansowej - Pasywa ..................................................................................... 88
Wykres 35 Wybrane pozycje sprawozdania z przepływów pieniężnych ............................................................................................ 89
Wykres 36 ROE ................................................................................................................................................................................. 89
Wykres 37 ROA ................................................................................................................................................................................. 89
Wykres 38 Rentowność sprzedaży netto (ROS) ............................................................................................................................... 89
Wykres 39 Skumulowana EBITDA GK PGNiG w latach 2017-2021 i cel strategiczny 2022 r. .......................................................... 91
Wykres 40 Dług netto/EBITDA .......................................................................................................................................................... 93
Wykres 41 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem; wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ...................... 93
Wykres 42 Wskaźniki płynności ........................................................................................................................................................ 93
Wykres 43 Zmiany w EBITDA PGNiG pomiędzy latami 2020-2021 .................................................................................................. 95
Wykres 44 ROE i ROA ...................................................................................................................................................................... 96
Wykres 45 Rentowność sprzedaży netto........................................................................................................................................... 96
Wykres 46 Wskaźnik obciążenia zobowiązaniami ogółem, Wskaźnik obciążenia kapitału własnego zobowiązaniami ..................... 96
Wykres 47 Wskaźnik bieżącej i szybkiej płynności ............................................................................................................................ 96
SPRAWOZDANIE ZARZĄDU Z DZIAŁALNOŚCI
GRUPY KAPITAŁOWEJ PGNIG I PGNIG S.A. ZA 2021 ROK
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 136 z 136 Dokument podpisany elektronicznie
9. Oświadczenie Zarządu PGNiG i zatwierdzenie sprawozdania
Zarząd PGNiG oświadcza, że wedle jego najlepszej wiedzy, niniejsze Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej
PGNiG i PGNiG S.A. zawiera prawdziwy obraz sytuacji Spółki i Grupy, w tym opis podstawowych zagrożeń i ryzyka.
Zarząd PGNiG SA:
Prezes Zarządu
Paweł Majewski
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Artur Cieślik
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Robert Perkowski
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Arkadiusz Sekściński
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Przemysław Wacławski
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Wiceprezes Zarządu
Magdalena Zegarska
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
Warszawa, dnia 22 marca 2022 r.