RYZYKA

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 Grupy 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 odnośnie 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 wydobycia może prowadzić do zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne Grupy PGNiG.

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, iż w przeciągu ostatniego roku ryzyko to znaczącą zmalało na rynku krajowym. Niektórzy konkurenci PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową oraz większe 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 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 UREUrząd Regulacji Energetyki) tendencją liczby zmian sprzedawcy należy przyjąć, że w kolejnych latach może się ona zwiększać.

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.

 

Dostosowanie do regulacji ochrony środowiska w Polsce i za granicą może znacząco zwiększyć koszty działalności Grupy PGNiG. Aktualnie Grupa ponosi znaczne nakłady kapitałowe i koszty w celu dostosowania swojej działalności do coraz bardziej skomplikowanych i 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 ropy. Ryzyko jest na bieżąco monitorowane i operatorzy złóż wprowadzają szereg barier i rozwiązań technicznych mających je zminimalizować.

Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii oraz materiałów. 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 prac wiertniczych w 2011 r. PGNiG wprowadziło system daily rate przy wyborze i rozliczaniu wykonawców tych prac.

Eksploatowane przez Grupę PGNiG złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co jest związane 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.
W Norwegii PGNiG Upstream Norway AS na bieżąco ewidencjonuje wszelkie ryzyka związane z prowadzoną działalnością wydobywczą. Każde ryzyko podlega okresowej (raz na kwartał) ocenie przez interdyscyplinarny zespół specjalistów. Do każdego ryzyka przypisany jest zestaw działań prewencyjnych, których celem jest organicznie prawdopodobieństwa potencjalnych awarii oraz zminimalizowanie ich efektów.

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. W przypadku Norwegii jest to ryzyko o niskim poziomie prawdopodobieństwa ze względu na stabilny system prawny regulujący działalność w przemyśle naftowym.

W państwach, w których Grupa PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą, istnieje ryzyko konfliktów oraz ataków terrorystycznych, których efektem może być ograniczenie, zawieszenie lub zaprzestanie tej działalności.
Występuje także ryzyko destabilizacji społecznej i politycznej. Zmiany ekip rządzących mogą doprowadzić do wstrzymywania wydawania zezwoleń przez administrację rządową odnośnie do działalności naftowej. Ponadto w krajach tych istnieje ryzyko wybuchu konfliktów wewnętrznych i niepokojów społecznych w związku ze 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 zapewnieniem odpowiednich standardów opieki medycznej. Występowanie powyższych czynników ryzyka może wpłynąć na ograniczenie lub zawieszenie działalności poszukiwawczej.

W 2019 r. miały miejsce protesty mieszkańców rejonów, w których prowadzone były prace wiertnicze. Powodem skarg lokalnych społeczności był m.in. hałas emitowany 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 kampanie informacyjne dostosowane do danych sytuacji. Zjawiskiem coraz częstszym jest oczekiwanie na bezpośrednie korzyści przez społeczności lokalne.

Obrót gazem ziemnym prowadzony na giełdowym rynku gazu ziemnego zwolniony jest z konieczności 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 biznesowi. W przypadku sprzedaży paliwa gazowego za pośrednictwem TGE lub bezpośrednio do odbiorców po cenach zbliżonych do notowań na TGE istnieje ryzyko uzyskania przychodów ze sprzedaży gazu ziemnego niższych od kosztów jego nabycia. Spowodowane jest to nasilającą się tendencją odchodzenia rynkowych cen gazu od cen produktów ropopochodnych, które nadal wpływają na kształtowanie się cen w długoterminowych kontraktach importowych. W związku z powyższym przychody obarczone są ryzykiem prognozowania. Nietrafione oszacowanie wysokości kosztów (w szczególności kosztów zakupu paliwa gazowego) może skutkować ryzykiem nieprawidłowego skalkulowania poziomu cen sprzedaży i opłat, 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 UREUrząd Regulacji Energetyki. 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. Nietrafiony szacunek zapotrzebowania na gaz (przenosząca się na wielkość prognozowanych zakupów) oraz niemożliwe do dokładnego zaprognozowania zmiany cen gazu ziemnego nabywanego na TGE mogą niekorzystnie wpłynąć na wyniki finansowe PGNiG OD.

W 2019 r. nie wystąpiły zakłócenia w dostawach gazu ziemnego z kierunku wschodniego. Jednak w związku z utrzymującą się niestabilną sytuacją na Ukrainie oraz z wygasającą z końcem 2019 r. umową tranzytową pomiędzy PAO Gazprom i NAK Naftogaz Ukrainy istniało ryzyko wystąpienia ograniczeń lub wstrzymania dostaw gazu ziemnego. PGNiG przygotowało się do sytuacji na wypadek wstrzymania dostaw gazu od 1 stycznia 2020 r. W związku z podpisaniem umowy tranzytowej pomiędzy Rosją i Ukrainą została zachowana ciągłość dostaw gazu.

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 spotowego gazu, w tym dostaw LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji. W przypadku utraty rynku przez PGNiG istnieje ryzyko konieczności szukania nowych możliwości zagospodarowania nadwyżek gazu w portfelu.

Ograniczenia na punktach wejścia do systemu dystrybucyjnego wynikają z ograniczenia sieci zasilającej i niewystarczającej przepustowości stacji gazowych. W konsekwencji mogą mieć miejsca ograniczenia w przyłączeniu nowych odbiorców oraz realizacji nowych gazyfikacji. Dodatkowo może nastąpić utrata odbiorców końcowych na rzecz konkurencji bezpośredniej lub substytucyjnej.

Ryzyko związane jest z brakiem akceptacji UREUrząd Regulacji Energetyki dla zamrożenia poziomu taryfy. Materializacja ryzyka skutkować może obniżeniem stawek taryfowych oraz pojawieniem się trudności z zatwierdzeniem każdej kolejnej taryfy. Działaniem zabezpieczającym przed materializacją ryzyka jest wypracowanie modelu regulacyjno-ekonometrycznego oraz porozumienie w tym obszarze z UREUrząd Regulacji Energetyki.

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 wygórowane (nierynkowe) roszczenia właścicieli 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.

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 z kierunków rozwoju polityki energetycznej państwa czy notowania paliw na giełdach. Materializacja ryzyka substytucji skutkować może ograniczeniami w realizacji programów gazyfikacji nowych obszarów czy ograniczeniami wzrostu przychodów i wolumenu oraz spadkiem efektywności wybudowanych sieci.

Ryzyko to wynikać może z priorytetyzacji kierunków alokacji środków przyjętej przez instytucje rozdziału środków UE. Tym samym może to doprowadzić do braku sposobności finansowania zgłoszonych projektów lub niskiej efektywności inwestycji, które nie otrzymają dofinansowania.

Ryzyko to wynikać może z niedostatecznej liczby wykwalifikowanych wykonawców, pogorszenia konkurencyjności na rynku wykonawców, wzrostu kosztów pracy, cen materiałów i usług. Konsekwencją materializacji ryzyka może być wolniejsza niż zakładana realizacja zaplanowanego procesu inwestycyjnego.

Zmienność ceny energii elektrycznej jest jednym z podstawowych czynników ryzyka oddziałujących na wynik finansowy Spółki. W końcowej części 2019 r. ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym uległy znaczącemu spadkowi. Sprzedaż energii elektrycznej w Spółce podlega zasadom ograniczającym ekspozycję na jej okresową zmienność. W 2019 r. negatywny wpływ niższych cen na wyniki ograniczyła sprzedaż z wyprzedzeniem.

Spółka dokonuje zakupów uprawnień do emisji CO₂ w ilościach stanowiących różnicę pomiędzy emisją a przydziałem bezpłatnych uprawnień do emisji. W 2019 r. ceny uprawnień, po znacznym wzroście w 2018 r., wykazywały mniejszą zmienność. Zakupy uprawnień do emisji CO₂ objęte są określonymi zasadami, w szczególności w zakresie horyzontu dokonywanych zakupów oraz ukierunkowania na wysokość osiąganych wyników.

W 2019 r. Spółka zużywała do produkcji głównie węgiel, a w dalszej kolejności biomasę. Zmienność ceny węgla na polskim rynku nie była wysoka w 2019 r. Co więcej, w Spółce do produkcji zużywano węgiel wcześniej zakontraktowany. Powiązanie czasowe sprzedaży energii elektrycznej i certyfikatów pochodzenia energii z zakupem paliw umożliwia w pewnym stopniu ograniczanie negatywnego wpływu wzrostu cen paliw na wyniki Spółki.

Zakupy węgla dokonywane są w Spółce głównie poprzez kontraktowanie z odpowiednim wyprzedzeniem zapewniające utrzymywanie strategicznych zapasów węgla na poziomie przekraczającym zapas wymagany rozporządzeniem Ministra Gospodarki. Zakupy usługi przewozu węgla są dokonywane zgodnie z ustawą Prawo zamówień publicznych.
Spółka monitoruje i prognozuje realizację zawartych kontraktów oraz wysokość obowiązkowego zapasu.

Kolejnym etapem po dostosowaniu instalacji do wymagań wynikających bezpośrednio ze wskazanych w dyrektywie w sprawie emisji przemysłowych (IEDdyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola)) standardów emisyjnych jest dostosowanie do tzw. granicznych wielkości emisyjnych wprowadzonych decyzją ustanawiającą Konkluzje BAT(ang. Best Available Technology) – dokument referencyjny dla najlepszych dostępnych technik dotyczących LCP, czyli dużych instalacji spalania. dla dużych obiektów energetycznego spalania. Termin dostosowania upływa z dniem 17 sierpnia 2021 r. lub w przypadku jednostek objętych derogacjami określonymi w IEDdyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) – po zakończeniu ich trwania. W celu wypełnienia powyższego obowiązku sformułowano założenia planu inwestycyjnego Spółki gwarantujące spełnienie parametrów emisyjnych i technologicznych Konkluzji BAT(ang. Best Available Technology) – dokument referencyjny dla najlepszych dostępnych technik dotyczących LCP, czyli dużych instalacji spalania.. Proces uzyskiwania zmian pozwoleń zintegrowanych w zakresie dostosowania instalacji do BAT(ang. Best Available Technology) – dokument referencyjny dla najlepszych dostępnych technik dotyczących LCP, czyli dużych instalacji spalania. jest na końcowym etapie. Prowadzone są bieżące monitorowanie procesu wdrożenia postanowień Konkluzji BAT(ang. Best Available Technology) – dokument referencyjny dla najlepszych dostępnych technik dotyczących LCP, czyli dużych instalacji spalania. oraz wyjaśnianie wątpliwości interpretacyjnych.