Pytania akcjonariuszy i udzielone odpowiedzi

  1. PGNiG
  2. Relacje Inwestorskie
  3. Informacje giełdowe
  4. Pytania akcjonariuszy i udzielone odpowiedzi
A A A powiększ tekst

To jest element flash

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA („PGNiG”’ „Spółka”) przekazuje, w świetle art. 428 par. 6 Kodeksu Spółek Handlowych, odpowiedzi na złożony w dniu 27 listopada 2012 roku, poza walnym zgromadzeniem, wniosek Akcjonariusza, Ministerstwa Skarbu Państwa, o udzielenie informacji dotyczących Spółki.  

 

Pytanie 1:

Kiedy Spółka planuje wystąpić do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z wnioskiem o zatwierdzenie taryfy na paliwo gazowe?

 

Pytanie 2:

Jaki wpływ na rachunki płacone przez klientów indywidualnych PGNiG będzie miała obniżka cen gazu wynegocjowana z OAO Gazprom/OOO Gazprom eksport?

 

Pytanie 3:

Jaki wpływ na ceny paliwa gazowego dla największych klientów PGNiG będzie miała obniżka cen gazu wynegocjowana z OAO Gazprom/OOO Gazprom eksport? 

 

Odpowiedź:

Mając na uwadze bezprecedensowy charakter Aneksu do Kontraktu Jamalskiego na dostawy gazu ziemnego do Polski podpisanego
5 listopada br., na mocy którego Spółka uzyskała największą w historii obniżkę cen gazu pozyskiwanego z OAO Gazprom/OOO
Gazprom eksport, Zarząd PGNiG zdecydował o udzieleniu informacji na w/w pytania Akcjonariusza.
 

 

Zarząd PGNiG informuje, iż w dniu 27 listopada br. Spółka złożyła wniosek do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o zatwierdzenie zmiany taryfy dla paliw gazowych PGNiG z terminem obowiązywania od 1 stycznia 2013 roku („Wniosek”).  

 


Wnioskowana przez PGNiG zmiana cen i stawek opłat taryfowych, jeśli zostanie w takim kształcie zatwierdzona przez Prezesa URE, spowoduje zmniejszenie rocznego poziomu opłat dla średnich profili odbioru gazu przez klientów indywidualnych:

- dla Grupy W1 - przy średnim wolumenie zużycia charakterystycznym dla grupy - dotychczas płacony rachunek brutto wynosi 398 zł, zaś wynikający z wnioskowanych przez Spółkę zmian wyniesie ok. 360 zł,

- dla Grupy W2 - przy średnim wolumenie zużycia charakterystycznym dla grupy - dotychczas płacony rachunek brutto wynosi 1 521 zł, zaś wynikający z wnioskowanych przez Spółkę zmian wyniesie ok. 1 367 zł,

- dla Grupy W3 - przy średnim wolumenie zużycia charakterystycznym dla grupy - dotychczas płacony rachunek brutto wynosi 5 458 zł, zaś wynikający z wnioskowanych przez Spółkę zmian wyniesie ok. 4 891 zł. 

 

W zakresie największych odbiorców PGNiG, pobierających paliwo gazowe z sieci przesyłowej, Spółka zawnioskowała o obniżenie ceny netto za paliwo gazowe do poziomu około 1,2513 zł/m3, w miejsce dotychczasowej stawki 1,2942 zł/m3.  

 

Jednocześnie Zarząd PGNiG zastrzega, że złożony wniosek podlega procedurze postępowania administracyjnego w sprawie zatwierdzania taryfy, prowadzonego przez Prezesa URE, w związku z czym ostateczny poziom cen oraz termin wprowadzenia nowej taryfy może odbiegać od pierwotnie wnioskowanego przez Spółkę. 

 

 

 

 

 

Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. („PGNiG") przekazuje odpowiedzi na pytania zadane przez Akcjonariusza w trakcie Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia, które odbyło się w dniu 6 czerwca 2012 roku w Warszawie. Informacji udzielono akcjonariuszowi na podstawie art. 428 § 5 Kodeksu spółek handlowych.

 

Pytanie 1:

Jakie na dzień 31.12.2011 r. były łączne koszty poniesione przez Spółkę na projekty związane z gazem łupkowym?

 

Odpowiedź 1:

W 2011 roku Spółka poniosła nakłady na projekty związane z gazem łupkowym w kwocie ok. 27 mln PLN. Nakłady te na dzień 31.12.2011 r. zostały wykazane w bilansie Spółki w pozycji Środki Trwałe w Budowie.

Natomiast koszty poniesione na tego typu projekty wyniosły w 2011 roku ok. 1 mln PLN i w sprawozdaniu finansowym Spółki za rok 2011 zostały wykazane w RZiS w pozycji Usługi Obce.

 

Pytanie 2:

PGNIG na koniec 2011 r. posiadał 12766,10 km2 powierzchni koncesji dotyczących poszukiwania gazu łupkowego. Jaki był przeciętny koszt pozyskania koncesji posiadanych przez Spółkę na koniec 2011 r. dotyczących wydobycia gazu łupkowego? Przez łączny koszt rozumiem wszelkie koszty dotyczące pozyskania koncesji, czyli np. koszty zbudowania odpowiednio wykwalifikowanego zespołu kierującego takim przedsięwzięciem, pozyskanie stosownych danych geologicznych, przeprowadzenie ekspertyz odnoszących się do obszaru koncesyjnego, koszty natury organizacyjnej  i eksperckiej związane z prowadzeniem przedsięwzięcia. Mam również na myśli koszty związane z udzieleniem koncesji na poszukiwania złóż, czyli koszty przygotowania i złożenia wniosku koncesyjnego, koszty projektu geologicznego i pozostałych analiz służących do wyboru i oceny obszaru koncesyjnego. Reasumując, jaka na koniec 2011 r. była średnia cena, czy też koszt związany z nabyciem koncesji łupkowych w przeliczenia na 1 km2?

 

Odpowiedź 2:

Na prace poszukiwawcze na koncesjach gdzie prowadzimy prace poszukiwawcze gazu z łupków do końca roku 2011 zostało wydane ok. 146 mln  zł.

Na utrzymanie i zarządzanie koncesjami gdzie szukamy gazu z łupków (15 koncesji) zostało do końca roku 2011 wydane ok 12 mln zł, co daje kwotę ok 950 zł na 1 km2.

 

Pytanie 3:

Spółka zgodnie z MSSF zaksięgowała w poprzednim roku koszty nagród dla pracowników w wysokości 58 mln zł. Jak wiadomo kwoty takiej nie można było uznać za koszty podatkowe (jak Państwo wiedzą, w ostatnim czasie sprzeciwialiśmy się takiemu rozwiązaniu w JSW). Decyzję w tym zakresie podjęło ubiegłoroczne zwyczajne walne zgromadzenie Spółki. Czy odejście od tej formy wypłaty nagród na rzecz rozwiązań, w których to Zarząd będzie decydował o takich wypłatach (z wieloma korzyściami podatkowymi) było/jest trudne? Stworzyło wiele problemów formalnych? Czy wymagało poza negocjacjami z pracownikami i związkami jakichś nadzwyczajnych rozwiązań formalno-prawnych, czy też podatkowych?

 

Odpowiedź 3:

Odejście od dotychczasowej formy wypłaty nagród na rzecz rozwiązań, aktualnie zaproponowanych przez Spółkę i konsultowanych ze stroną społeczną nie wymaga nadzwyczajnych rozwiązań podatkowych, gdyż Spółka posiada interpretację indywidualną, zgodnie z którą wydatki w postaci wypłaconych nagród dla pracowników wraz z narzutami stanowią koszt uzyskania przychodu.

W zakresie wypłaty tzw. nagrody z zysku dla Pracowników w PGNiG obowiązywało porozumienie zawarte 7.12.2006 r. Porozumienie z Centralami Związków Zawodowych GNIG zgodnie z którym Zarząd PGNIG zobowiązał się w razie osiągnięcia przez Spółkę pozytywnych wyników finansowych do wnioskowania do Walnego Zgromadzenia PGNiG o "przeznaczenie z zysku netto maksymalnych uzasadnionych ekonomicznie kwot na nagrody dla pracowników PGNiG SA". W kontekście tego zapisu koniecznym było podpisanie nowego porozumienia, regulującego ten obszar. Udało się osiągnąć kompromis i stworzyć rozwiązanie odpowiadające zarówno możliwościom Spółki jak i  oczekiwaniom Pracowników.

 

Pytanie 4:

Spółka poniosła w 2011 r. stratę z tytułu różnic kursowych na poziomie niemal 92 mln zł (wobec braku takiej pozycji w poprzednim roku). Jakie działania Zarząd podejmowała w 2011 r. celem minimalizacji strat z tego tytułu? Jakie zamierza podejmować, aby uniknąć takich sytuacji w przyszłości?

 

Odpowiedź 4:

Pozycja w wysokości -91.774 tys. PLN z tytułu straty na różnicach kursowych dotyczy przede wszystkim niezrealizowanej straty na różnicach kursowych od przeliczenia kredytu w wysokości 400 mln USD, zawartego przez spółkę PGNiG Norway AS w sierpniu 2010 roku. Główne przyczyny wykazanej straty wynikają ze zmiany kursu PLN/USD na daty bilansowe (na dzień 31.12.2010 kurs ten wynosił 2,9641, natomiast na dzień 30.12.2011 wynosił 3,4174) oraz salda kredytu na te dwie daty (313 mln USD na koniec 2010 i 399 mln USD na koniec 2011). W 2010 roku raportowany był zysk na tej pozycji w kwocie 21.332 tys. PLN.

Potencjalne zyski/straty na różnicach kursowych związane z w/w kredytem kompensowane będą przychodami spółki ze sprzedaży węglowodorów, które wyrażone będą w USD.

 

Pytanie 5:

Czy udało się już spółce zintegrować z grupą kapitałową PGNiG aktywa w postaci zakupionego Vattenfall Heat Poland (obecna PGNiG Termika)?

 

Odpowiedź 5:

Jeszcze w okresie poprzedzającym zamknięcie transakcji nabycia akcji Vattenfall Heat Poland (VHP, obecnie PGNiG Termika SA) w PGNiG opracowano całościowy program integracji przejmowanego przedsiębiorstwa w strukturach Grupy Kapitałowej PGNiG. Obejmował on między innymi kontroling i sprawozdawczość zarządczą, rachunkowość i raportowanie, rebranding, komunikację korporacyjną i relacje inwestorskie, ubezpieczenia, handel energią elektryczną. Projekt ten został zakończony, natomiast kontynuowane są prace związane z zapewnieniem ciągłości obsługi IT, finansowo-księgowej oraz kadrowo-płacowej, która obecnie jest jeszcze realizowana przez spółkę Vattenfall Business Services Poland sp. z o.o. (po zmianie nazwy Tauron Obsługa Klienta GZE sp. z o.o.), pełniącą w okresie poprzedzającym transakcję rolę Centrum Usług Wspólnych w polskiej grupie Vattenfalla i zakupioną przez Tauron Polska Energia SA.  Planujemy przejęcie przez podmiot z Grupy Kapitałowej PGNiG obsługi PGNiG Termika SA w tym zakresie.

Warto w tym miejscu dodać, iż PGNiG Termika SA pozostaje odrębnym podmiotem prawnym (nie przewiduje się inkorporacji do PGNiG) i została objęta konsolidacją metodą pełną począwszy od sprawozdania finansowego GK PGNiG za pierwszy kwartał 2012 roku.

Szczegółowe informacje dotyczące rozliczenia transakcji nabycia zostały zaprezentowane w skonsolidowanym raporcie kwartalnym GK PGNiG za 1 kwartał 2012 w Nocie 9.