Raport
Zintegrowany 2018
Menu

Ryzyko operacyjne

Ryzyko regulacyjne

 

Zniesienie administracyjnej kontroli cen

W związku z wyrokiem Trybunału Sprawiedliwości UE z dnia 10 września 2015 r. w sprawie taryfikacji cen paliw gazowych zachodzi konieczność dokonania szybkich zmian w obowiązujących przepisach dotyczących administracyjnej kontroli cen. PGNiG stoi na stanowisku, że uwolnienie cen gazu jest kluczowym elementem liberalizacji rynku gazu. Jednocześnie Spółka zwraca uwagę, że proces ten musi być prowadzony w sposób gwarantujący ciągłość rozliczeń w umowach z odbiorcami. Możliwość niezapewnienia ciągłości rozliczeń stanowi ryzyko związane z prowadzeniem działalności gospodarczej. Spodziewając się ustawowej detaryfikacji, PGNiG podjęło szereg działań dostosowawczych do nowych warunków regulacyjnych, które obejmują:

  • przygotowanie nowych wzorów umów ramowych oraz kontraktów indywidualnych, a także oferty produktowej i cenowej dostosowanej do aktualnych potrzeb zgłaszanych przez odbiorców;
  • zawarcie z większością kluczowych odbiorców przemysłowych kontraktów przewidujących mechanizm kształtowania ceny po detaryfikacji.

W 2017 r. zakończono proces dostosowywania umów do ich funkcjonowania po zniesieniu administracyjnej kontroli cen.

 

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%.

 

Utrzymanie w mocy decyzji ws. zwolnienia gazociągu OPAL z zasad III Pakietu Energetycznego

Na mocy dwóch decyzji, wydanych na podstawie art. 36 Dyrektywy 2009/73 z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE, Opal Gastransport GmbH będąca operatorem Gazociągu Opal korzysta ze zwolnienia z konieczności udostępnienia mocy przesyłowych podmiotom trzecim. Podmiotem korzystającym z tej infrastruktury jest Gazprom, któremu udostępniono przepustowość Gazociągu Opal w wysokości 50% (decyzja z 2009 r.) oraz de facto 100% (decyzja z 2016 r.). Dzięki ostatniemu zwolnieniu z zasady dostępu stron trzecich (TPAzasada udostępniania przez właściciela/operatora infrastruktury sieciowej podmiotom zewnętrznym w celu realizacji dostaw do klientów tych podmiotów zewnętrznych.zasada udostępniania przez właściciela/operatora infrastruktury sieciowej podmiotom zewnętrznym w celu realizacji dostaw do klientów tych podmiotów zewnętrznych.) Gazprom ma możliwości przesyłania około 55 mld m3 gazu ziemnego rocznie do Unii Europejskiej z ominięciem tradycyjnych dróg dostaw (gazociąg Jamał oraz gazociąg Braterstwo).

Przyjęte przez Komisję Europejską i niemieckiego regulatora Bundesnetzagentur w 2016 r. rozstrzygnięcia w sprawie zwolnienia pozwalają rosyjskiemu podmiotowi dominującemu na realizację długoterminowej strategii, której celem jest uniemożliwienie rozwoju projektów dywersyfikacyjnych w regionie Europy Środkowo-Wschodniej i w konsekwencji pełne uzależnienie państw regionu od rosyjskiego gazu. Mając to na uwadze, PGNiG, PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading, Rząd RP oraz Naftohaz (ukraińska spółka obrotu gazem) złożyły skargi na decyzję Komisji Europejskiej do Sądu Unii Europejskiej,  jednocześnie wnosząc o zastosowanie środka tymczasowego w postaci wstrzymania decyzji. PGNiG i PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading zaskarżyły pochodne rozstrzygnięcie niemieckiego regulatora przed niemieckim sądem w Düsseldorfie. Prezes Sądu Unii Europejskiej postanowieniem z dnia 23 grudnia 2015 r. (oraz sąd niemiecki postanowieniem z dnia 30 grudnia 2016 r.) wprowadził środek tymczasowy wyłączający możliwość pełnego wykorzystywania gazociągu Opal przez Gazprom. Niniejszy środek był utrzymywany przez około siedem miesięcy. Postanowienie uchylające ten środek zostało wydane przez Prezesa Sądu Unii Europejskiej w dniu 21 lipca 2017 r.

W konsekwencji, również sąd niemiecki uchylił środek tymczasowy w dniu 27 lipca 2017 r. Umożliwiło to wznowienie dodatkowych aukcji na gazociągu OPAL i pełne wykorzystanie gazociągu Nord Stream 1 kosztem przesyłu przez Ukrainę. W  dniu 14 grudnia 2017 r. stwierdzona została niedopuszczalność jednej ze skarg wniesionych przez PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading z przyczyn formalnych, tj. z uwagi na brak legitymacji. Analogiczne postanowienie zostało doręczone w dniu 21 marca 2018 r. w sprawie ze skargi PGNiG S.A.  Od postanowienia z dnia 14 grudnia 2017 r. w sprawie PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading wniesione zostały dwa odwołania do Trybunału Sprawiedliwości UE. Odwołanie PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading zostało wniesione w dniu 13 lutego 2018 r., a Rzeczpospolita zaskarżyła postanowienie w dniu 5 marca 2018 r. W sprawie PGNiG odwołanie zostało wniesione przez tę spółkę w dniu 24 maja 2018 r. Należy podkreślić, że Sąd Unii Europejskiej nie podjął dotychczas merytorycznego rozstrzygnięcia w żadnym z prowadzonych postępowań. Postępowanie przed sądem niemieckim również nie zostało zakończone.

 

Ograniczenie wsparcia dla projektów gazowych w ramach funduszy europejskich

Obecnie trwają prace nad nowym tekstem Rozporządzenia EFRR. Przedstawiony przez Komisję Europejską projekt rozporządzenia przewidywał m.in. wyłączenie projektów związanych z m.in. z transportem gazu, przetwarzaniem oraz spalaniem paliw kopalnianych. Wyłączenie sektora gazu ziemnego, w szczególności w zakresie dystrybucji, stwarzałoby istotne ryzyko dla Grupy PGNiG, w szczególności w zakresie ambitnych planów gazyfikacji kraju.

W celu mitygacji ww. ryzyka PGNiG przedstawiło swoje stanowisko zarówno w ramach konsultacji publicznych prowadzonych przez Komisję Europejską, jak również posłom na Parlament Europejski. Zgodnie z przedstawionym stanowiskiem spółki, projekty  gazowe nie powinny zostać wyłączone z możliwości ubiegania się o wsparcie w ramach EFRR, jako że pozwalają one na istotne ograniczenie emisyjności gospodarki przy istotnych korzyściach ekonomicznych dla społeczeństwa oraz dla przemysłu. Spółka wskazywała również na potencjał w zakresie wykorzystania infrastruktury gazowej dla celów wsparcia instalacji OZE, magazynowania energii, jak i przesyłania np. wodoru.

Pakiet zimowy (elektroenergetyczny) – Czysta energia dla Europejczyków

Niektóre postanowienia projektów aktów prawnych wchodzących w skład Pakietu „Czysta energia dla Europejczyków” tworzą istotne zagrożenia dla działalności Grupy PGNiG. Przede wszystkim wprowadzenie kryterium emisyjności (na obecnie proponowanym poziomie 550 g emisji CO2dwutlenek węgladwutlenek węgla przy wytwarzaniu 1 kWh) dla uczestnictwa instalacji w rynku mocy może stanowić barierę regulacyjną dla uczestnictwa w tym rynku przez elektrociepłownie będące własnością Grupy PGNiG.

Inny rodzaj zagrożenia stanowi projekt wprowadzenia wiążących celów dla Państw Członkowskich w zakresie udziału energii z odnawialnych źródeł energii, dla efektywności energetycznej oraz poszczególnych trajektorii osiągnięcia tych celów (w tym celów w poszczególnych sektorach). Przyjęcie proponowanych przez Komisję Europejską wiążących celów krajowych oraz trajektorii może stanowić ryzyko dla rozwoju działalności Grupy.

W celu mitygacji opisanych ryzyk PGNiG podejmuje szereg działań mających na celu zapewnienie poparcia dla postulatów zgłaszanych przez spółkę. W tym zakresie PGNiG regularnie monitoruje proces legislacyjny zarówno w ramach Rady Unii Europejskiej, jak i Parlamentu Europejskiego, oraz zapewnia merytoryczne wsparcie dla uczestników tego postępowania. Jednocześnie spółka poszukuje kompromisów oraz wspólnego stanowiska w ramach organizacji IOGP. Podejmowane działania obecnie przyniosły już wymierne korzyści, m.in. poprzez brak poparcia przez IOGP postulatu emisyjności przy projektowaniu rynków mocy.

 

Nowy europejski pakiet legislacyjny dla rynku gazu ziemnego

Nowa Komisja Europejska (wyłoniona po wyborach do Parlamentu Europejskiego w 2019 r.) prawdopodobnie rozpocznie prace legislacyjne nad nowymi europejskimi ramami regulacyjnymi dla rynku gazu ziemnego (tzw. Czwarty Pakiet). Na pierwszą połowę 2019 r. spodziewane jest przygotowanie kilku raportów przez zewnętrznych konsultantów, które mają pozwolić na zidentyfikowanie potencjalnego kierunku nowych ram regulacyjnych dla sektora gazu ziemnego.

PGNiG przedstawiło swoje stanowisko oraz ogólne postulaty w sprawie nowych regulacji na forum europejskim zarówno poprzez organizację IOGP, instytucjom europejskim oraz w trakcie konferencji branżowych. Spółka monitoruje działania instytucji europejskich oraz oczekuje publikacji ww. raportu konsultantów.

Głównym ryzykiem w tym zakresie jest nieuwzględnienie specyfiki regionalnej sektora gazu ziemnego i przyjęcie niekorzystnych dla rozwoju tego sektora w Polsce regulacji europejskich.

 

Projekt nowelizacji Dyrektywy 2009/73

Ogłoszona w III kwartale 2017 r. propozycja zmiany Dyrektywy 2009/73 ma na celu potwierdzenie stosowalności dyrektywy również do infrastruktury importowej do Unii Europejskiej, aż do granic jurysdykcji UE, rozumianych jako granica mórz terytorialnych i wyłącznych stref ekonomicznych Państw Członkowskich. Dyrektywa stanowi odpowiedź na postulaty części podmiotów działających na rynku wewnętrznym gazu, w tym PGNiG, zgodnie z którymi konieczne jest szczegółowe określenie granic stosowalności aktów europejskich. Obecne uregulowania prawne pozostawiają tę kwestię nieprecyzyjną, co zakłóca działanie rynku wewnętrznego gazu i negatywnie wpływa na integrację Państw Członkowskich.

PGNiG od momentu publikacji propozycji Komisji Europejskiej wspiera szybkie przyjęcie proponowanej poprawki do dyrektywy. Dyrektywa pozytywnie wpłynie na rynek wewnętrzny energii, ujednolicając reżim prawny i wprowadzając jednakowe transparentne i konkurencyjne reguły dla wszystkich gazociągów w UE. PGNiG będzie podejmowało kroki mające na celu doprecyzowanie niektórych postanowień projektu, tak by zapewnić jak największą jego efektywność.

Mając jednak na uwadze złożoność procesu legislacyjnego w Unii Europejskiej, istnieją określone ryzyka, które mogą ograniczyć skuteczność dyrektywy. Konieczne do odnotowania jest również ryzyko polityczne, związane ze sceptycznym nastawieniem niektórych Państw Członkowskich do projektowanej zmiany. Istnieje ryzyko, że niektóre z nich będą podejmować działania w celu ograniczenia efektywności dyrektywy poprzez kreowanie jedynie pozornych obowiązków dla właścicieli infrastruktury importowej do Unii Europejskiej.

Na obecnym etapie prac ciężko jest przesądzać o możliwym terminie przyjęcia propozycji legislacyjnej. Należy jednak odnotować rozbieżność zdań pomiędzy poszczególnymi Państwami Członkowskimi w tak istotnych kwestiach jak zasadność przyjmowania tejże regulacji, jej zakres terytorialny stosowania czy rola Komisji Europejskiej w procesie zapewniania skuteczności dyrektywy względem infrastruktury importowej. Zważywszy na umiarkowany postęp prac w Radzie Unii Europejskiej w 2018 r., należy ocenić prawdopodobieństwo nieprzyjęcia aktu prawnego w trakcie trwania obecnej kadencji jako wysokie, co w konsekwencji oznaczałoby utracenie spodziewanych z tym aktem prawnym korzyści.

Ryzyko braku zgodności

 

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.

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 odniesieniu do wizerunku Spółki, którego utrata może również mieć swoje reperkusje finansowe;
  • w działalności operacyjnej Spółki oraz (iv) z punktu widzenia wartości dla interesariuszy, w tym akcjonariuszy.

W ramach przeciwdziałania korupcji w Spółce obowiązuje Polityka antykorupcyjna i prezentowa Grupy PGNiG, przyjęta przez Zarząd PGNiG dnia 25 lipca 2017 r. i wprowadzona do stosowania Zarządzeniem Prezesa Zarządu PGNiG S.A. dnia 25 lipca 2017 r. W 2018 r. doszło również do przyjęcia „Polityki Zgodności dla Grupy PGNiG”, której skutkiem było zintegrowanie obszarów etyki i Compliance w ramach Działu Compliance. Przyjęto również Politykę Transparentności Menadżerów, której podstawowym zadaniem jest eliminowanie ryzyka konfliktu interesów oraz występowania nieprzejrzystości w procesach decyzyjnych w ramach Grupy.

Ryzyka finansowe

PGNiG i Grupa Kapitałowa PGNiG, prowadząc swoją działalność gospodarczą, narażone są na ryzyko finansowe, a w szczególności na następujące rodzaje tego ryzyka:

Ocena zarządzania zasobami finansowymi

Grupa PGNiG aktywnie zarządza zasobami finansowymi, optymalizując zarówno strukturę zadłużenia, jak i koszty finansowania. Spółki Grupy 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 Grupy PGNiG form finansowania należy wymienić programy emisji obligacji, kredyty bankowe, leasing finansowy oraz pożyczki wewnątrzgrupowe udzielane 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 Grupy PGNiG, ale także obniża się istotnie koszty odsetek ponoszonych przez spółki finansujące niedobory środków pieniężnych w ramach tego systemu. Spółki te nie wykorzystują innych zewnętrznych źródeł finansowania swojej działalności, które z reguły są droższe niż finansowanie w ramach cash poolingu.

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 Grupy PGNiG powoduje, iż nie występują problemy z wywiązywaniem się spółek Grupy PGNiG z zaciągniętych zobowiązań finansowych.

Ryzyka CSR

Obszar Ryzyko Sposób zarządzania ryzykiem w Grupie Kapitałowej PGNiG
BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE KRAJU Opóźnienie prac poszukiwawczych i wydobywczych
  • stały monitoring statusów projektów;
  • podejmowanie przez Operatora koncesji niezbędnych działań zaradczych.

 

Zakłócenia w dostawach gazu
  • stały monitoring sytuacji;
  • działania na rzecz realnej dywersyfikacji dostaw ze względu na źródło i kierunek.
ŚRODOWISKO Negatywny wpływ na środowisko naturalne ze względu na działalność
  • realizacja Polityki QHSE i systemów zarządzania środowiskowego;
  • szkolenia pracowników w zakresie ochrony środowiska;
  • wdrożenie systemu zarządzania energią;
  • raportowanie do właściwych organów i instytucji odpowiedzialnych za zarządzanie środowiskiem naturalnym.
SPOŁECZEŃSTWO Ryzyko relacji z lokalnymi społecznościami
  • bieżąca informacja i edukacja o realizowanych projektach;
  • współpraca z organizacjami pozarządowymi;
  • odpowiadanie na rzeczywiste problemy lokalnych społeczności (programy, projekty, wsparcie lokalnych inicjatyw);
  • współpraca z władzami samorządowymi.
KLIENT Ryzyko relacji z klientami
  • weryfikacja umów pod kątem zgodności z prawem;
  • szkolenie pracowników z zakresu obsługi klienta;
  • przestrzeganie Kodeksu etyki;
  • regulaminy i regulacje określające zasady relacji z klientami;
  • rozwój nowoczesnych kanałów komunikacji z klientami.
PRACOWNICY Odejścia z pracy osób o wysokich kwalifikacjach
  • jasne zasady wynagradzania pracowników
  • Stałe szkolenia pracowników podnoszące ich kwalifikacje;
  • cykliczna ocena pracowników przez przełożonych;
  • ankiety pracownicze/badania opinii;
  • system benefitów i dodatków socjalnych dla pracowników.
Ryzyko BHP
  • szkolenia BHP dla pracowników, w tym z pierwszej pomocy;
  • przestrzeganie obowiązku wstępnych i okresowych badań lekarskich;
  • przestrzeganie wewnętrznych procedur bhp zgodnych z zewnętrznymi regulacjam;
  • przestrzeganie Polityki QHSE;
  • ciągły monitoring proaktywny i reaktywny.
Ryzyko dialogu społecznego – relacji ze związkami zawodowymi
  • cykliczne spotkania kadry zarządzającej z przedstawicielami związków;
  • system zarządzania programem etycznym;
  • zasady regulacji zobowiązań pracowniczych;
  • umowy społeczne, zakładowe umowy zbiorowe.
ETYKA Ryzyko nadużyć (mobbing, molestowanie)
  • szkolenia dla pracowników i kadry menedżerskiej;
  • polityka zgodności;
  • kodeks etyki z wzorcami postaw;
  • funkcjonowanie etyków w Grupie PGNiG, w tym Pełnomocnika ds. etyki Grupy PGNiG.
Ryzyko korupcji
  • przestrzeganie zasad Kodeksu etyki;
  • realizowanie Polityki antykorupcyjnej i prezentowej;
  • szkolenia pracowników z tego zakresu;
  • stały monitoring i analiza regulacji zewnętrznych, a następnie przygotowanie odpowiednich wewnętrznych.
Ryzyko nieprawidłowości w realizacji zakupów i zamówień publicznych
  • szkolenia pracowników w obszarze zakupów oraz dotyczące odpowiedzialności uczestników postępowań;
  • wewnętrzne regulacje, m.in. Polityka antykorupcyjna i prezentowa;
  • nadzór dokumentacji zakupowej przez wykwalifikowanych pracowników.
Ryzyko relacji z dostawcami i partnerami biznesowymi
  • przestrzeganie zasad Kodeksu etyki i Polityki QHSE;
  • zatrudnianie wykwalifikowanej kadry;
  • zobowiązanie wykonawców i dostawców do przestrzegania wewnętrznych przepisów Grupy PGNiG.

Wyniki wyszukiwania: