2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31iso4217:PLN2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31xbrli:sharesiso4217:PLNxbrli:shares2594008YSYXYOTBSQL932020-12-312594008YSYXYOTBSQL932019-12-312594008YSYXYOTBSQL932021-12-312594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:SharePremiumMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:ReserveOfRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31pgnig:Shareofothercomprehensiveincomeofassociatesandjointventuresaccountedforusingequitymethodmember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember2594008YSYXYOTBSQL932019-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:SharePremiumMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:ReserveOfRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31pgnig:Shareofothercomprehensiveincomeofassociatesandjointventuresaccountedforusingequitymethodmember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember2594008YSYXYOTBSQL932020-01-012020-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:SharePremiumMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:ReserveOfRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31pgnig:Shareofothercomprehensiveincomeofassociatesandjointventuresaccountedforusingequitymethodmember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember2594008YSYXYOTBSQL932020-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:ReserveOfRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31pgnig:Shareofothercomprehensiveincomeofassociatesandjointventuresaccountedforusingequitymethodmember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember2594008YSYXYOTBSQL932021-01-012021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:ReserveOfRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31pgnig:Shareofothercomprehensiveincomeofassociatesandjointventuresaccountedforusingequitymethodmember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember2594008YSYXYOTBSQL932021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 1 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 2 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Spis Treści
Sprawozdania podstawowe ................................................................................................................................................................. 3
1. Informacje ogólne .......................................................................................................................................................................... 7
1.1 Podstawowe informacje o Grupie Kapitałowej PGNiG i podstawa sporządzenia sprawozdania .............................................. 7
1.2 Wpływ nowych standardów na sprawozdanie Grupy Kapitałowej ............................................................................................ 9
2. Opis Grupy Kapitałowej i segmenty sprawozdawcze ................................................................................................................... 12
2.1 Główne informacje o Grupie i segmentach sprawozdawczych............................................................................................... 12
2.2 Dane liczbowe dotyczące segmentów sprawozdawczych. .................................................................................................... 14
2.3 Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty. ................................................................................................................ 16
2.4 Inwestycje w jednostkach wycenianych metodą praw własności ........................................................................................... 17
3. Noty objaśniające do rachunku zysków i strat ............................................................................................................................. 20
3.1 Przychody ze sprzedaży ........................................................................................................................................................ 20
3.2 Koszty operacyjne .................................................................................................................................................................. 25
3.3 Pozostałe przychody i koszty operacyjne ............................................................................................................................... 26
3.4 Koszty finansowe netto .......................................................................................................................................................... 27
3.5 Zysk na akcję ......................................................................................................................................................................... 27
4. Noty objaśniające dotyczące opodatkowania .............................................................................................................................. 28
4.1 Podatek dochodowy ............................................................................................................................................................... 28
5. Noty objaśniające do sprawozdania z przepływów pieniężnych oraz informacje dotyczące zadłużenia ...................................... 32
5.1 Uzgodnienie zadłużenia ......................................................................................................................................................... 32
5.2 Zobowiązania z tytułu zadłużenia ........................................................................................................................................... 34
5.3 Kapitał własny, dywidendy i polityka zarządzania kapitałem .................................................................................................. 35
5.4 Środki pieniężne i ich ekwiwalenty ......................................................................................................................................... 37
5.5 Pozostałe wyjaśnienia dotyczące skonsolidowanego sprawozdania z przepływów pieniężnych ........................................... 37
6. Noty objaśniające do sprawozdania z sytuacji finansowej ........................................................................................................... 39
6.1 Aktywa trwałe rzeczowe i niematerialne ................................................................................................................................. 39
6.2 Kapitał obrotowy ..................................................................................................................................................................... 49
6.3 Rezerwy i zobowiązania ......................................................................................................................................................... 54
7. Noty dotyczące instrumentów finansowych i zarządzania ryzykiem finansowym ........................................................................ 60
7.1 Instrumenty finansowe ........................................................................................................................................................... 60
7.2 Pochodne instrumenty finansowe .......................................................................................................................................... 64
7.3 Zasady zarządzania ryzykiem finansowym ............................................................................................................................ 71
8. Noty pozostałe ............................................................................................................................................................................. 79
8.1 Aktywa przeznaczone do sprzedaży ...................................................................................................................................... 79
8.2 Pozostałe aktywa ................................................................................................................................................................... 79
8.3 Aktywa i zobowiązania warunkowe ........................................................................................................................................ 81
8.4 Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi .......................................................................................................... 81
8.5 Wspólne działania .................................................................................................................................................................. 84
8.6 Zmiany w strukturze Grupy w okresie sprawozdawczym ....................................................................................................... 86
8.7 Inne istotne informacje ........................................................................................................................................................... 89
8.8 Zdarzenia po dniu bilansowym ............................................................................................................................................... 90
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 3 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Sprawozdania podstawowe
Skonsolidowany rachunek zysków i strat
Nota
2021
2020
Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego
Nota 3.1.
54 962
27 715
Przychody ze sprzedaży pozostałe
Nota 3.1.
15 002
11 482
Przychody ze sprzedaży
Nota 3.2.
69 964
39 197
Koszt gazu
Nota 3.3.
(43 758)
(19 808)
Wpływ aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export na koszty gazu w latach 2014-2019
Nota 3.3.
-
4 915
Zużycie innych surowców i materiałów
Nota 3.3.
(4 168)
(3 224)
Świadczenia pracownicze
Nota 3.3.
(3 480)
(3 381)
Usługi przesyłowe
(1 159)
(1 048)
Pozostałe usługi
Nota 3.3.
(2 112)
(1 888)
Podatki i opłaty
(1 226)
(911)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
Nota 3.4.
(423)
(159)
Koszt wytworzenia świadczeń na własne potrzeby
1 564
1 102
Odpisy rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie
Nota 3.3.
391
(1 786)
Zysk operacyjny bez uwzględnienia amortyzacji (EBITDA)
Nota 2.2.
15 593
13 009
Amortyzacja
Nota 2.2.
(4 031)
(3 424)
Zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
Nota 2.2.
11 562
9 585
Koszty finansowe netto
Nota 3.5.
(587)
35
Wynik z inwestycji w jednostkach wycenianych metodą praw własności
Nota 2.4.
7
(595)
Zysk przed opodatkowaniem
10 982
9 025
Podatek dochodowy
Nota 4.1.
(4 968)
(1 685)
Zysk netto
6 014
7 340
Zysk netto przypadający:
Akcjonariuszom jednostki dominującej
6 014
7 340
Udziałom niekontrolującym
-
-
Średnia ważona liczba akcji zwykłych (mln szt.)
5 778
5 778
Zysk na akcję podstawowy i rozwodniony (w PLN)
Nota 3.6.
1,04
1,27
Skonsolidowane sprawozdanie z całkowitych dochodów
Nota
2021
2020
Zysk netto
6 014
7 340
Różnice kursowe z przeliczenia sprawozdań jednostek zagranicznych
(30)
(10)
Rachunkowość zabezpieczeń
Nota 7.1.3
(3 467)
(1 217)
Podatek odroczony
659
231
Udział w innych całkowitych dochodach w jednostkach wycenianych metodą praw własności
1
(1)
Pozostałe całkowite dochody podlegające przeklasyfikowaniu do wyniku
(2 837)
(997)
Straty aktuarialne dotyczące świadczeń pracowniczych
66
(69)
Podatek odroczony
(13)
13
Udział w innych całkowitych dochodach w jednostkach wycenianych metodą praw własności
10
(2)
Pozostałe całkowite dochody nie podlegające przeklasyfikowaniu do wyniku
63
(58)
Pozostałe całkowite dochody netto
(2 774)
(1 055)
Łączne całkowite dochody
3 240
6 285
Łączne całkowite dochody przypadające:
Akcjonariuszom jednostki dominującej
3 240
6 285
Udziałom niekontrolującym
-
-
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 4 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Skonsolidowane sprawozdanie z przepływów pieniężnych
Nota
2021
2020
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej
Zysk netto
6 014
7 340
Amortyzacja
4 031
3 424
Podatek dochodowy bieżącego okresu
4 968
1 685
Wynik z działalności inwestycyjnej
(841)
1 618
Pozostałe korekty niepieniężne
Nota 5.5.2.
618
782
Podatek dochodowy zapłacony
Nota 4.1.1.
(1 336)
(1 745)
Zmiana stanu kapitału obrotowego
Nota 5.5.1.
(9 984)
1 014
Przepływy pieniężne netto z działalności operacyjnej
3 470
14 118
Przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej
Wydatki na nabycie środków trwałych w budowie dotyczących poszukiwania i oceny zasobów mineralnych
Nota 2.2.
(745)
(952)
Wydatki na pozostałe rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne
Nota 2.2.
(6 290)
(4 843)
Wpływy ze sprzedaży rzeczowego majątku trwałego i wartości niematerialnych
275
26
Wydatki na nabycie udziałów w jednostkach powiązanych
(35)
(2)
Wydatki na nabycie krótkoterminowych papierów wartościowych
(21)
(523)
Wpływy ze sprzedaży krótkoterminowych papierów wartościowych
3
134
Wydatki na nabycie INEOS E&P Norge AS
(1 309)
-
Pozostałe pozycje netto
30
(94)
Przepływy pieniężne netto z działalności inwestycyjnej
(8 092)
(6 254)
Przepływy pieniężne z działalności finansowej
Wpływy z tytułu zadłużenia
Nota 5.1.
12 741
496
Wydatki z tytułu zadłużenia
Nota 5.1.
(2 895)
(3 605)
Wypłacone dywidendy
Nota 5.3.
(1 213)
(520)
Pozostałe pozycje netto
(5)
(24)
Przepływy pieniężne netto z działalności finansowej
8 628
(3 653)
Przepływy pieniężne netto
4 006
4 211
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty na początek okresu
7 098
3 037
Różnice kursowe dotyczące środków pieniężnych i ich ekwiwalentów
Nota 5.5.3.
311
(148)
Odpisy aktualizujące środki pieniężne i ich ekwiwalenty
Nota 5.5.3.
(2)
(2)
Przepływy pieniężne dotyczące transakcji cash pooling
(3)
-
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty na koniec okresu
11 410
7 098
w tym środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
4 300
1 208
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 5 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Skonsolidowane sprawozdanie z sytuacji finansowej
Nota
2021
2020
AKTYWA
Rzeczowe aktywa trwałe
Nota 6.1.1.
50 192
42 565
Wartości niematerialne
Nota 6.1.2.
1 826
693
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
Nota 4.1.2.
1 494
42
Inwestycje w jednostkach wycenianych metodą praw własności
Nota 2.4.
984
966
Pochodne instrumenty finansowe
Nota 7.2.
1 396
143
Pozostałe aktywa
Nota 8.2.
1 588
1 834
Aktywa trwałe
57 480
46 243
Zapasy
Nota 6.2.1.
8 235
2 684
Należności
Nota 6.2.2.
16 462
5 288
Pochodne instrumenty finansowe
Nota 7.2.
7 572
1 310
Pozostałe aktywa
Nota 8.2.
336
217
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
Nota 5.4.
11 410
7 098
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
Nota 8.1.
81
31
Aktywa obrotowe
44 096
16 628
AKTYWA RAZEM
101 576
62 871
ZOBOWIĄZANIA I KAPITAŁ WŁASNY
Kapitał akcyjny i zapasowy ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej
Nota 5.3.
7 518
7 518
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
(4 598)
(16)
Skumulowane pozostałe całkowite dochody
Nota 5.3.
(281)
(315)
Zyski zatrzymane
Nota 5.3.
41 740
36 939
Kapitał własny akcjonariuszy jednostki dominującej
44 379
44 126
Kapitał własny udziałowców niekontrolujących
-
(1)
KAPITAŁ WŁASNY RAZEM
44 379
44 125
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
Nota 5.1.
4 489
3 859
Pochodne instrumenty finansowe
Nota 7.2.
4 867
285
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych
Nota 6.3.1.
933
1 046
Rezerwa na koszty likwidacji, rekultywacji oraz koszty naprawy środowiska
Nota 6.3.2.
3 161
3 241
Pozostałe rezerwy
Nota 6.3.3.
260
135
Dotacje
Nota 6.3.4.
695
695
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
Nota 4.1.2.
5 572
2 228
Pozostałe zobowiązania
Nota 6.3.5.
130
177
Zobowiązania długoterminowe
20 107
11 666
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
Nota 5.1.
10 148
325
Pochodne instrumenty finansowe
Nota 7.2.
10 164
1 113
Zobowiązania z tytułu dostaw i podatków *
Nota 6.2.3.
12 924
3 297
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych
Nota 6.3.1.
571
468
Rezerwa na koszty likwidacji, rekultywacji oraz koszty naprawy środowiska
Nota 6.3.2.
103
70
Pozostałe rezerwy
Nota 6.3.3.
762
789
Dotacje
Nota 6.3.4.
42
49
Pozostałe zobowiązania
Nota 6.3.5.
2 376
969
Zobowiązania krótkoterminowe
37 090
7 080
ZOBOWIĄZANIA RAZEM
57 197
18 746
ZOBOWIĄZANIA I KAPITAŁ WŁASNY RAZEM
101 576
62 871
* W tym podatek dochodowy: 4 853 mln PLN (2020: 168 mln PLN)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 7 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
1. Informacje ogólne
1.1 Podstawowe informacje o Grupie Kapitałowej PGNiG i podstawa sporządzenia
sprawozdania
1.1.1 Podstawowe informacje o Grupie
Nazwa
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna
Siedziba
ul. Marcina Kasprzaka 25, 01-224 Warszawa, Polska
Rejestracja
Sąd Rejonowy dla m. st. Warszawy XIII Wydział Gospodarczy KRS, Polska
KRS
0000059492
REGON
012216736
NIP
525-000-80-28
Podstawowe miejsce prowadzenia działalności gospodarczej
Polska
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Spółka Akcyjna jest spółką dominującą (PGNiG S.A., PGNiG, Spółka, Jednostka
Dominująca) w Grupie Kapitałowej PGNiG (GK PGNiG, Grupa Kapitałowa, Grupa). Akcje PGNiG S.A. notowane są na Giełdzie
Papierów Wartościowych w Warszawie S.A. (GPW). W okresie sprawozdawczym nie wystąpiły zmiany w nazwie jednostki lub innych
danych identyfikacyjnych.
Na dzień przekazania skonsolidowanego sprawozdania finansowego za 2021 rok, jedynym akcjonariuszem posiadającym
co najmniej 5% ogólnej liczby głosów na Walnym Zgromadzeniu PGNiG S.A. był Skarb Państwa, reprezentowany przez ministra
właściwego do spraw aktywów państwowych. Na dzień 31 grudnia 2021 roku nie występuje jednostka dominująca dla GK PGNiG,
która sporządzałaby skonsolidowane sprawozdanie finansowe dostępne do użytku publicznego. Nie występuje też jednostka
dominująca najwyższego szczebla, która sporządzałaby skonsolidowane sprawozdanie finansowe dostępne do użytku publicznego.
Grupa Kapitałowa PGNiG pełni kluczową rolę w polskim sektorze gazowym; odpowiada za utrzymanie bezpieczeństwa
energetycznego kraju w zakresie gazu, zapewniając dywersyfikację dostaw tego paliwa poprzez wydobycie ze złóż krajowych
oraz import ze źródeł zagranicznych. Zasadniczy obszar działalności GK PGNiG stanowi poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej, a także import, magazynowanie, dystrybucja, sprzedaż paliw gazowych i płynnych oraz produkcja i sprzedaż
ciepła i energii elektrycznej.
GK PGNiG posiada wiodącą pozycję w wielu obszarach swojej działalności. W Polsce, Grupa Kapitałowa jest największym
importerem paliwa gazowego (głównie z Rosji i Niemiec), głównym producentem gazu ziemnego ze złóż krajowych, a także
znaczącym producentem ciepła i energii elektrycznej w kraju. Wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej jest jednym z kluczowych
czynników zapewniających Grupie konkurencyjną pozycję na rynku gazu w Polsce.
Szczegółowe informacje dotyczące segmentów działalności oraz jednostek objętych konsolidacją można znaleźć w nocie 2.
1.1.2 Podstawa sporządzenia sprawozdania
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG zostało sporządzone zgodnie z Międzynarodowymi
Standardami Sprawozdawczości Finansowej (MSSF) zatwierdzonymi do stosowania w Unii Europejskiej (UE).
Zasady sporządzania skonsolidowanego sprawozdania finansowego
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe obejmuje dane Jednostki Dominującej, spółek zależnych, jednostek stowarzyszonych oraz wspólnych
ustaleń umownych (wspólnych przedsięwzięć i wspólnych działań).
Sprawozdania finansowe PGNiG S.A., jednostek objętych konsolidacją oraz wyceną metodą praw własności sporządzone zostały za ten sam
okres sprawozdawczy, z wyjątkiem jednostki GK Polimex-Mostostal S.A., która w skonsolidowanym sprawozdaniu Grupy Kapitałowej wyceniana
jest metodą praw własności – więcej na ten temat w nocie 2.4.1.
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone w oparciu o jednolite zasady rachunkowości, stosowane przez jednostki objęte
konsolidacją oraz wyceną metodą praw własności. W przypadkach, gdy jest to konieczne, w sprawozdaniach jednostkowych dokonuje się korekt
dostosowujących zasady rachunkowości stosowane przez jednostkę do zasad stosowanych przez Grupę Kapitałową.
Jednostki stowarzyszone ujmowane są zgodnie z zasadami przedstawionymi w nocie 2.4.
Wspólne ustalenia umowne ujmowane są zgodnie z zasadami przedstawionymi w notach 2.4. oraz 8.5.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 8 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Jednostki zależne są konsolidowane metodą pełną od dnia przejęcia, będącego dniem objęcia kontroli nad spółką, do dnia utraty tej kontroli.
Kontrola występuje wówczas, gdy jednostka dominująca, z tytułu swojego zaangażowania w tę jednostkę, podlega ekspozycji na zmienne zwroty
lub ma do nich prawa oraz możliwość wywierania wpływu na wysokość tych zwrotów poprzez sprawowanie władzy nad jednostką.
Objęcie kontroli nad jednostką stanowiącą przedsięwzięcie rozlicza się metodą nabycia. Na dzień przejęcia, możliwe do zidentyfikowania nabyte
aktywa i przejęte zobowiązania jednostki przejmowanej stanowiącej przedsięwzięcie w rozumieniu MSSF 3, są wyceniane według ich wartości
godziwej. Nadwyżka kosztu przejęcia (przekazana zapłata wyceniana do wartości godziwej, kwota wszelkich niekontrolujących udziałów
w jednostce przejmowanej wycenionych zgodnie z MSSF 3 oraz w przypadku połączenia jednostek realizowanego etapami wartość godziwa
na dzień przejęcia uprzednio posiadanego udziału) nad kwotą netto ustalonej na dzień przejęcia wartości godziwej możliwych do zidentyfikowania
nabytych aktywów i przejętych zobowiązań jest ujmowana jako wartość firmy. W przypadku, gdy koszt przejęcia jest niższy od kwoty netto
ustalonej na dzień przejęcia wartości godziwej możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych zobowiązań, różnica ta ujmowana
jest jako zysk w rachunku zysków i strat na dzień przejęcia (zysk z okazyjnego nabycia). Koszty transakcyjne ujmowane są w rachunku zysków
i strat w momencie poniesienia. Udziały niekontrolujące wycenia się na moment przejęcia według proporcjonalnego udziału w aktywach netto
jednostki zależnej lub według wartości godziwej.
W przypadku utraty kontroli nad jednostką zależną w danym okresie sprawozdawczym, w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym ujmowane
są wyniki jednostki za tę część roku objętego sprawozdaniem, w którym to okresie jednostka dominująca posiadała taką kontrolę.
Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej
przez jednostki Grupy w dającej się przewidzieć przyszłości. Na dzień zatwierdzenia niniejszego sprawozdania finansowego nie
stwierdzono istnienia okoliczności wskazujących na zagrożenie kontynuowania działalności przez Grupę. W związku z inwazją
Federacji Rosyjskiej na Ukrainę, która miała miejsce 24 lutego 2022 roku, Grupa przeanalizowała generowane przychody
i zaangażowane aktywa na Ukrainie i w Federacji Rosyjskiej. Więcej informacji znajduje się w nocie 3.1.1.1 dotyczącej przychodów
i w nocie 8.8, dotyczącej zdarzeń po dniu bilansowym oraz w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG
i PGNiG S.A. za 2021 rok.
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z zasadą kosztu historycznego, z wyjątkiem aktywów
i zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej opisanych w nocie 7.
Walutą funkcjonalną spółki PGNiG S.A. i walutą prezentacji niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego jest złoty
(PLN).
Zasady rachunkowości
Pozycje wyrażone w walucie obcej
Transakcje wyrażone w walutach obcych są początkowo ujmowane według kursu waluty funkcjonalnej, obowiązującego na dzień zawarcia
transakcji.
Na koniec okresu sprawozdawczego:
Pozycje pieniężne wyrażone w walutach obcych są przeliczane po kursie waluty funkcjonalnej (ogłoszonym przez NBP), obowiązującym
na koniec okresu sprawozdawczego.
Pozycje niepieniężne wyceniane według historycznej ceny nabycia lub kosztu wytworzenia wyrażonego w walucie obcej są przeliczane
po kursie wymiany z dnia transakcji.
Różnice kursowe powstające z tytułu rozliczania pozycji pieniężnych lub z tytułu przeliczania pozycji pieniężnych po kursach innych niż te,
po których zostały one przeliczone w momencie ich początkowego ujęcia, ujmuje się w wyniku finansowym. Różnice kursowe stanowiące część
zysku/straty z wyceny instrumentu zabezpieczającego w rachunkowości zabezpieczeń ujmuje się w pozostałych całkowitych dochodach.
Dane finansowe jednostek i oddziałów znajdujących się poza granicami kraju, objętych skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym, wymagają
przeliczenia na walutę prezentacji Grupy, tj. PLN. W tym celu dane wyrażone w walucie obcej, wynikające ze sprawozdań z sytuacji finansowej,
przeliczone są po średnim kursie obowiązującym na koniec okresu sprawozdawczego (ogłoszonym dla danej waluty przez NBP), natomiast dane
z rachunku zysków i strat – po kursie stanowiącym średnią arytmetyczną średnich kursów (ogłaszanych dla danej waluty przez NBP) na każdy
dzień kończący miesiąc roku obrotowego.
Różnice kursowe powstałe z przeliczenia aktywów i zobowiązań jednostek zagranicznych ujmowane są w pozostałych całkowitych dochodach
i kumulowane w oddzielnej pozycji kapitału własnego. W momencie zbycia podmiotu zagranicznego, zakumulowane różnice kursowe ujęte
w kapitale własnym, dotyczące danego podmiotu zagranicznego, ujmowane są w rachunku zysków i strat jako wynik na zbyciu.
W celu zabezpieczenia się przed ryzykiem zmian kursów walutowych, Grupa wykorzystuje walutowe transakcje pochodne (zasady rachunkowości
stosowane przez Grupę w odniesieniu do pochodnych instrumentów finansowych zostały przedstawione w nocie 7.2.).
Datą publikacji niniejszego sprawozdania finansowego jest 24 marca 2022 roku.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 9 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
1.2 Wpływ nowych standardów na sprawozdanie Grupy Kapitałowej
1.2.1 Zastosowane nowe i zmienione standardy i interpretacje
Na niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe miały wpływ następujące nowe i zmienione standardy oraz interpretacje, które
weszły w życie od 1 stycznia 2021 roku:
Zmiany do MSSF 9 „Instrumenty finansowe”, MSR 39 „Instrumenty finansowe: ujmowanie i wycena”, MSSF 7 „Instrumenty finansowe:
ujawnianie informacji”, MSSF 4 „Umowy ubezpieczeniowe” oraz MSSF 16 „Leasing” – reforma IBOR – Faza 2
Grupa zastosowała zmiany do MSSF 9, MSR 39, MSSF 7, MSSF 4 oraz MSSF 16 od 1 stycznia 2021 roku
Opis
Zmiany do standardów zawierają tymczasowe odstępstwa, adresujące skutki zastąpienia międzybankowej stopy procentowej
(„IBOR”) alternatywną stopą procentową bliską wolnej od ryzyka („RFR”) i ich wpływ na sprawozdawczość finansową. Od
1 stycznia 2022 roku część stawek referencyjnych nie będzie kwotowana i zostanie zastąpiona innymi stawkami.
Praktyczne rozwiązanie dotyczące zmian w podstawie o umownych przepływów pieniężnych w wyniku reformy IBOR
Zmiany zawierają praktyczne rozwiązanie, na podstawie którego zmiany umowy lub zmiany przepływów pieniężnych, które są
bezpośrednim następstwem reformy są traktowane jako zmiany zmiennej stopy procentowej, co jest równoznaczne ze zmianą
rynkowej stopy procentowej. Z praktycznego rozwiązania można skorzystać, jeżeli przejście ze stopy referencyjnej IBOR na
stopę RFR odbywa się na ekonomicznie równoważnej podstawie bez przeniesienia wartości.
Przykładami zmian, które skutkują nową podstawą określenia przepływów pieniężnych wynikających z umowy, która jest
równoważna pod względem gospodarczym dotychczasowej podstawie (tj. podstawie obowiązującej bezpośrednio przed
dokonaniem zmiany), są:
a) zastąpienie istniejącego wskaźnika referencyjnego stopy procentowej stosowanego do określenia wynikających z umowy
przepływów pieniężnych dla składnika aktywów finansowych lub zobowiązania finansowego alternatywną stopą referencyjną,
b) zmiany okresu aktualizacji, dat aktualizacji lub liczby dni między datami płatności kuponu w celu wdrożenia reformy
wskaźnika referencyjnego stóp procentowych, oraz
c) dodanie klauzuli awaryjnej do warunków umownych składnika aktywów finansowych lub zobowiązania finansowego w celu
umożliwienia wdrożenia dowolnej zmiany opisanej w punktach powyżej.
Wszelkie inne zmiany wprowadzone w tym samym czasie, takie jak zmiana marży kredytowej lub terminu zapadalności,
podlegają odrębnej ocenie. Jeżeli są one istotne, zaprzestaje się ujmowania dotychczasowego instrumentu i ujmuje nowy.
Jeżeli nie są one istotne, dokonuje się aktualizacji efektywnej stopy procentowej i ponownego obliczenia wartości bilansowej
instrumentu finansowego. Wynik z tytułu modyfikacji ujmowany jest w rachunku zysków lub strat.
Zastosowanie praktycznego rozwiązania jest także wymagane w przypadku MSSF 16 Leasing, w odniesieniu do modyfikacji
leasingu wymaganych przez reformę IBOR.
Zwolnienie z rozwiązywania powiązań zabezpieczających
Zmiany pozwalają na dostosowanie dokumentacji rachunkowości zabezpieczeń w zakresie wyznaczania i dokumentowania
powiązań zabezpieczających bez ich rozwiązywania, jeżeli zmiany te były bezpośrednio wymagane przez reformę IBOR.
Dozwolone zmiany obejmują przedefiniowanie zabezpieczanego ryzyka w celu odniesienia do RFR oraz przedefiniowanie
opisu instrumentów zabezpieczających i/lub pozycji zabezpieczanych w celu odzwierciedlenia RFR. Podmioty są uprawnione
do zastosowania powyższych zmian do końca okresu sprawozdawczego, w trakcie którego wprowadza się modyfikację
wymaganą przez reformę IBOR.
Wszelkie zyski lub straty, które mogą powstać w okresie przejściowym, są rozliczane zgodnie z normalnymi wymogami MSSF
9 i MSR 39, w zakresie pomiaru i ujmowania nieefektywności zabezpieczenia.
Kwoty zgromadzone w kapitale z wyceny zabezpieczeń przepływów pieniężnych uznaje się za oparte na RFR. Kapitał ten jest
uwalniany do rachunku zysków lub strat w tym samym okresie lub okresach, w których zabezpieczane przepływy pieniężne
oparte na RFR wpływają na wynik finansowy.
W celu oceny retrospektywnej efektywności zabezpieczeń zgodnie z MSR 39, przy przejściu na RFR jednostki mogą
zdecydować się (odrębnie dla każdego powiązania) na zniwelowanie skumulowanej zmiany wartości godziwej do zera.
Zwolnienie to ma zastosowanie w sytuacji, gdy wyjątek dla oceny retrospektywnej dobiega końca (gdy paragraf 102G MSR 39
przestaje mieć zastosowanie).
Zmiany przewidują zwolnienie dla pozycji w ramach wyznaczonej grupy pozycji (takich jak pozycje stanowiące część strategii
portfelowej zabezpieczenia przepływów pieniężnych – ang. macro cash flow hedging strategy), które są zmieniane ze względu
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 10 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
na modyfikacje bezpośrednio wymagane przez reformę IBOR. Zwolnienia pozwalają na utrzymanie strategii zabezpieczającej
i kontynuowanie jej stosowania.
Z uwagi na fakt, że pozycje w ramach zabezpieczanej grupy przechodzą ze wskaźników IBOR na RFR w różnym momencie,
zostaną one przeniesione do podgrup instrumentów, które wyznaczają daną stopę RFR jako zabezpieczane ryzyko.
Gdy instrumenty przechodzą na RFR, powiązanie zabezpieczające może wymagać modyfikacji więcej niż jeden raz. Zwolnienia
w ramach fazy drugiej stosuje się za każdym razem, gdy powiązanie zabezpieczające jest modyfikowane bezpośrednio na
skutek reformy IBOR. Zwolnienia w ramach fazy drugiej przestają obowiązywać po wprowadzeniu wszystkich zmian w
instrumentach finansowych i powiązaniach zabezpieczających, zgodnie z wymogami reformy IBOR.
Komponenty ryzyka możliwe do zidentyfikowania oddzielnie
Zmiany przewidują tymczasowe zwolnienie jednostek z wymogu spełnienia kryterium odrębnej identyfikacji, jeżeli instrument
RFR został wyznaczony jako zabezpieczenie komponentu ryzyka. Zwolnienie pozwala podmiotom po wyznaczeniu
zabezpieczenia na założenie, że spełnione jest kryterium odrębnej identyfikacji, pod warunkiem, że jednostka oczekuje, że
komponent ryzyka RFR zostanie odrębnie zidentyfikowany w ciągu najbliższych 24 miesięcy.
Wpływ
wdrożenia
standardu
W pierwszym etapie wdrożenia reforma stawek referencyjnych dotyczyła przede wszystkim procesu rachunkowości
zabezpieczeń instrumentów zabezpieczających stopę procentową. W związku z tym, że Grupa na 31 grudnia 2020 roku ani na
31 grudnia 2021 roku nie posiadała powiązań zabezpieczających dla tego typu instrumentów, w tym zakresie reforma IBOR
nie ma wpływu na sprawozdanie finansowe Grupy.
W kolejnym etapie reformy, w związku z zastąpieniem stawek WIBOR, EURIBOR, LIBOR, NIBOR stawkami wolnymi od ryzyka,
Grupa może odnotować marginalny wpływ na wycenę instrumentów zabezpieczających oraz udzielonych pożyczek. Grupa
dodatkowo zawarła transakcje CCIRS, polegające na wymianie płatności odsetkowych opartych o stawki WIBOR 3M
(otrzymywane) i NIBOR 3M (płacone) niewyznaczone do rachunkowości zabezpieczeń. Grupa określa wpływ z tytułu wyceny
instrumentu CCIRS, jaki może wystąpić, jako nieistotny. Tabela A przedstawia sumy wartości netto posiadanych instrumentów
finansowych indeksowanych do stopy zmiennej w podziale na obecne stawki referencyjne.
PGNiG S.A. nie posiada instrumentów indeksowanych bezpośrednio do wycofywanych z końcem 2021 roku stawek IBOR i dlatego
ocenia prawdopodobieństwo wystąpienia poniższych ryzyk jako nieistotne. Ze względu na istniejącą w chwili obecnej dużą
niepewność co do docelowego formatu niektórych stawek referencyjnych w horyzoncie czasowym dłuższym niż jeden rok finansowy
(np. EURIBOR, WIBOR, NIBOR) potencjalne ryzyka, na które jest narażona Grupa w związku z reformą IBOR mogą być następujące:
ryzyko rynkowe (ryzyko stopy procentowej), wynikające z braku możliwości zastosowania odpowiedniego instrumentu
zabezpieczającego to ryzyko,
ryzyko płynności, wynikające z niepewności co do wysokości przyszłych przepływów pieniężnych, indeksowanych do stawek
referencyjnych WIBOR, LIBOR i NIBOR,
ryzyko rachunkowe, wynikające z niepewności co do poprawności modeli szacowania wartości godziwej oraz zamortyzowanego
kosztu dla instrumentów indeksowanych do stawki referencyjnej WIBOR, LIBOR i NIBOR,
ryzyko podatkowe, wynikające z konieczności aktualizacji dokumentacji cen transferowych,
ryzyko prawne, wynikające z braku możliwości porozumienia z kontrahentami (bankami) w sprawie wdrożenia reformy wskaźnika
referencyjnego dla obowiązujących umów w wymaganym czasie.
Działania, które Grupa podjęła, aby zmitygować powyższe ryzyka, są następujące:
stałe monitorowanie komunikatów dotyczących reformy IBOR publikowanych przez najważniejsze światowe organy nadzorcze,
stałe monitorowanie dostępnych danych rynkowych opartych na alternatywnych stawkach (m.in. krzywe dyskontowe,
alternatywne indeksy składanych stóp procentowych) dostępnych w serwisach informacyjnych (np. Refinitv Eikon, Bloomberg),
pod kątem wykorzystania ich w procesie zarządzania ryzykiem rynkowym, ryzykiem płynności, kalkulacji wycen do wartości
godziwej oraz przeprowadzania testów efektywności powiązań zabezpieczających,
przeprowadzanie, na podstawie dostępnych danych rynkowych opartych o alternatywne stawki referencyjne, okresowych stress-
testów w obszarze ryzyka rynkowego, płynności oraz kalkulacji wycen do wartości godziwej,
planowane rozpoczęcie negocjacji z instytucjami finansującymi oraz podmiotami z Grupy, którym zostały udzielone pożyczki,
możliwie niezwłocznie po ogłoszeniu przez odpowiednie organy nadzorcze decyzji o dacie zaprzestania kwotowania stawki
referencyjnej WIBOR, LIBOR i NIBOR,
podpisanie protokołu EONIA z bankami w których stawka EONIA była używana do kalkulowania odsetek od collaterali oraz
podpisanie nowej umowy z bankiem, w którym Grupa posiada kredyt w rachunku bieżącym oparty na stawce EONIA (na
31.12.2021 kredyt nie był wykorzystywany przez Grupę).
Biorąc pod uwagę powyższe działania, możliwe zagrożenie ze strony wymienionych ryzyk Grupa ocenia na marginalne.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 11 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Pozostałe opublikowane, lecz jeszcze nieobowiązujące standardy, poprawki do standardów i interpretacje niewskazane powyżej są
nieistotne dla sprawozdania finansowego lub nie dotyczą działalności Grupy.
Tabela A - Wartości netto posiadanych instrumentów finansowych indeksowanych do stopy zmiennej w podziale na obecne stawki
referencyjne
Stawka referencyjna
Ekspozycja
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Aktywa finansowe
378
66
WIBOR 1M
-
-
WIBOR 3M
58
6
WIBOR 6M
320
60
Zobowiązania finansowe
2 486
10 063
WIBOR ON
32
10
WIBOR 1M
200
10 049
WIBOR 3M
-
-
WIBOR 12M
290
14
EONIA
-
-
EURIBOR 1M
-
-
EURIBOR 3M
1 128
-
LIBOR 3M
868
-
Pochodne instrumenty finansowe (zobowiązania finansowe)
-
141
WIBOR 3M, NIBOR
3M
-
141
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 12 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2. Opis Grupy Kapitałowej i segmenty sprawozdawcze
2.1 Główne informacje o Grupie i segmentach sprawozdawczych
Skonsolidowane sprawozdanie zawiera dane Jednostki Dominującej oraz:
14 jednostek bezpośrednio zależnych od PGNiG,
9 jednostek pośrednio zależnych od PGNiG.
PGNiG S.A. posiada 100% udziałów w konsolidowanych spółkach zależnych, poza jednostką PGNiG GAZOPROJEKT S.A., w której
PGNiG posiada 95,17% udziałów.
W przypadku podmiotu Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych, PGNiG jest jedynym Członkiem Kapitałowym i posiada
100% udziałów w kapitale zakładowym, pozostali Członkowie Towarzystwa posiadają udziały w kapitale rezerwowym.
Udziały niedające kontroli, występujące w jednostkach zależnych, nie stanowią istotnych kwot.
W ramach Grupy Kapitałowej identyfikuje się 5 segmentów sprawozdawczych.
Poniżej przedstawiono podział jednostek Grupy Kapitałowej PGNiG, konsolidowanych metodą pełną, na poszczególne segmenty
sprawozdawcze. Więcej informacji na temat struktury Grupy Kapitałowej znaleźć można w Sprawozdaniu Zarządu z działalności
Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
Rysunek 1 Struktura Grupy wg segmentów sprawozdawczych
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 13 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Segmenty sprawozdawcze zostały ustalone w oparciu o rodzaj działalności prowadzonej przez jednostki Grupy. Poszczególne
segmenty operacyjne zostały zagregowane do segmentów sprawozdawczych na podstawie kryteriów agregacji wskazanych w tabeli
poniżej. Głównym decydentem operacyjnym (CODM) jest Zarząd Jednostki Dominującej.
Segment
Opis segmentu
Segmenty operacyjne i kryteria agregacji
Poszukiwanie
i wydobycie
Podstawową działalnością segmentu jest
pozyskanie węglowodorów ze złóż
i przygotowanie produktów do sprzedaży.
Segment obejmuje proces poszukiwania
i wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej
ze złóż, poczynając od przeprowadzenia analiz
geologicznych, badań geofizycznych i wierceń,
po zagospodarowanie i eksploatację złóż.
Segment sprzedaje gaz ziemny podmiotom
spoza GK PGNiG, jak również do innych
segmentów GK PGNiG. Ponadto prowadzi
sprzedaż ropy naftowej i innych produktów
w kraju i za granicą.
Segmenty operacyjne wchodzące w skład tego segmentu
sprawozdawczego to PGNiG S.A. (w części zajmującej się
poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów) oraz poszczególne
spółki Grupy Kapitałowej wskazane na Rysunku 1.
Główne przesłanki stanowiące podstawę do dokonania agregacji
segmentów operacyjnych do segmentu sprawozdawczego to:
podobieństwo produktów i usług, procesu produkcji, rodzaju
klientów oraz podobieństwo ekonomiczne (ekspozycja na
podobne ryzyko rynkowe, znajdująca odzwierciedlenie w
skorelowanych wynikach (marżach) uzyskiwanych przez
poszczególne segmenty operacyjne wchodzące w skład segmentu
sprawozdawczego).
Obrót
i magazynowanie
Segment prowadzi sprzedaż gazu ziemnego
importowanego, wydobywanego ze złóż
oraz zakupionego na giełdach gazu, w swojej
działalności wykorzystuje podziemne magazyny
gazu (magazyny gazu zlokalizowane
w Mogilnie, Wierzchowicach, Kosakowie,
Husowie, Brzeźnicy, Strachocinie, w Swarzowie
i w systemie magazynowym na Ukrainie) oraz
prowadzi działalność w obszarze obrotu
energią elektryczną. Segment wykorzystuje
podziemne magazyny gazu w Polsce w celu
zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego
kraju oraz budowy portfela gazu
odpowiadającemu zapotrzebowaniu, które
podlega wahaniom sezonowym.
Segmenty operacyjne wchodzące w skład tego segmentu
sprawozdawczego to PGNiG S.A. (w części zajmującej się
obrotem paliwem gazowym i energią elektryczną) oraz
poszczególne spółki Grupy Kapitałowej wskazane na Rysunku 1.
Główne przesłanki stanowiące podstawę do dokonania agregacji
segmentów operacyjnych do segmentu sprawozdawczego to:
podobieństwo produktów i usług, podobieństwo w zakresie rodzaju
klientów odbierających produkty/usługi oraz podobna
charakterystyka ekonomiczna.
Dystrybucja
Podstawową działalność segmentu stanowi
dystrybucja gazu ziemnego siecią
dystrybucyjną do odbiorców indywidualnych,
przemysłowych i hurtowych oraz eksploatacja,
remonty i rozbudowa sieci dystrybucyjnej.
Segment operacyjny pokrywa się z segmentem sprawozdawczym
Dystrybucja, w jego skład wchodzi Polska Spółka Gazownictwa
Sp. z o.o. oraz spółki od niej zależne, wskazane na Rysunku 1.
Wytwarzanie
Segment obejmuje swym zakresem działalność
polegającą na wytwarzaniu oraz sprzedaży
energii elektrycznej i ciepła.
Segmenty operacyjne wchodzące w skład tego segmentu
sprawozdawczego to spółka PGNiG TERMIKA S.A. oraz jej spółki
zależne.
Główne przesłanki stanowiące podstawę do dokonania agregacji
segmentów operacyjnych do segmentu sprawozdawczego
to podobieństwo sprzedawanych produktów i usług, podobieństwo
w zakresie rodzaju klientów odbierających produkty/usługi oraz
podobna charakterystyka ekonomiczna.
Pozostałe
segmenty
Segment obejmuje działalności niekwalifikujące
się do wymienionych wcześniej segmentów,
tj. PGNiG S.A. w części odpowiadającej
centrum korporacyjnemu, projektowanie i
realizacja obiektów budowlanych oraz maszyn
i urządzeń dla sektora górniczego oraz
paliwowo-energetycznego, a także świadczenie
usług z zakresu branży hotelarskiej
i ubezpieczeniowej.
Segmentami operacyjnymi w tym segmencie sprawozdawczym
jest PGNiG S.A. (w części zajmującej się obsługą korporacyjną
innych segmentów sprawozdawczych) oraz jednostki Grupy
Kapitałowej nie kwalifikujące się do wymienionych wcześniej
segmentów sprawozdawczych, przedstawione na Rysunku 1.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 15 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Dane na temat segmentów sporządzane są zgodnie z zasadami rachunkowości stosowanymi w niniejszym skonsolidowanym
sprawozdaniu finansowym.
Zarząd analizuje wyniki segmentów korzystając z podstawowych mierników wyników, tj.: zysk na działalności operacyjnej (EBIT)
segmentu, a także kluczowych wskaźników efektywności takich jak EBITDA, który nie stanowi miernika wystandaryzowanego.
Definicja wskaźnika EBITDA oraz sposób jego kalkulacji, stosowany przez Grupę, został przedstawiony poniżej.
Definicja przyjęta przez Grupę:
EBITDA - Zysk przed opodatkowaniem z wyłączeniem kosztów finansowych netto, udziału w wynikach inwestycji w jednostkach wycenianych
metodą praw własności oraz amortyzacji.
Wykres 1 Struktura EBITDA w podziale na segmenty (w mld PLN)
Więcej informacji na temat działalności poszczególnych segmentów zaprezentowano w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy
Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
13,5
(1,7)
2,9
1,1
0,9
9,6
2,2
0,9
-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Poszukiwanie
i wydobycie
Obrót
i magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
mld PLN
2021 2020
2021 2020
2021 2020 2021 2020
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 16 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2.3 Przychody ze sprzedaży w podziale na segmenty
2021
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych*
Razem
Przychody ze sprzedaży gazu
ziemnego, w tym:
12 455
55 126
-
-
-
(12 619)
54 962
Gaz wysokometanowy
9 576
53 869
-
-
-
(10 643)
52 802
Gaz zaazotowany
2 818
1 538
-
-
-
(1 956)
2 400
Gaz LNG
61
331
-
-
-
(22)
370
Gaz CNG
-
84
-
-
-
2
86
Korekta sprzedaży gazu z tytułu
transakcji zabezpieczających
-
(696)
-
-
-
-
(696)
Przychody ze sprzedaży pozostałe, w
tym:
3 435
4 821
5 413
3 423
556
(2 646)
15 002
Dystrybucja gazu i ciepła
-
-
5 088
96
-
(79)
5 105
Ropa naftowa łącznie z gazoliną
2 486
-
-
-
-
-
2 486
Gaz NGL
197
-
-
-
-
-
197
Sprzedaż ciepła
-
-
-
1 753
-
-
1 753
Sprzedaż energii elektrycznej
-
3 778
-
1 239
-
(1 408)
3 609
Przychody ze sprzedaży usług:
- wiertniczo-serwisowych
88
-
-
-
-
(8)
80
- geofizyczno-geologicznych
214
-
-
-
-
-
214
- budowlano-montażowych
50
1
1
-
147
(163)
36
- opłaty przyłączeniowej
-
-
267
-
-
-
267
- pozostałych
92
383
39
133
389
(369)
667
Inne
308
659
18
202
20
(619)
588
Przychody ogółem
15 890
59 947
5 413
3 423
556
(15 265)
69 964
2020
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych*
Razem
Przychody ze sprzedaży gazu
ziemnego, w tym:
2 512
27 135
-
-
-
(1 932)
27 715
Gaz wysokometanowy
1 437
25 175
-
-
-
(1 493)
25 119
Gaz zaazotowany
1 053
776
-
-
-
(432)
1 397
Gaz LNG
22
72
-
-
-
(9)
85
Gaz CNG
-
50
-
-
-
2
52
Korekta sprzedaży gazu z tytułu
transakcji zabezpieczających
-
1 062
-
-
-
-
1 062
Przychody ze sprzedaży pozostałe, w
tym:
2 100
3 508
4 684
2 773
484
(2 067)
11 482
Dystrybucja gazu i ciepła
-
-
4 389
78
-
(73)
4 394
Ropa naftowa łącznie z gazoliną
1 412
-
-
-
-
-
1 412
Gaz NGL
79
-
-
-
-
-
79
Sprzedaż ciepła
-
-
-
1 469
-
-
1 469
Sprzedaż energii elektrycznej
-
2 858
-
1 053
-
(1 110)
2 801
Przychody ze sprzedaży usług:
- wiertniczo-serwisowych
108
-
-
-
-
(5)
103
- geofizyczno-geologicznych
119
-
-
-
-
-
119
- budowlano-montażowych
31
2
-
-
100
(81)
52
- opłaty przyłączeniowej
-
-
234
-
-
-
234
- pozostałych
53
145
38
18
359
(281)
332
Inne
298
503
23
155
25
(517)
487
Przychody ogółem
4 612
30 643
4 684
2 773
484
(3 999)
39 197
*Eliminacje i korekty konsolidacyjne
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 17 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2.4 Inwestycje w jednostkach wycenianych metodą praw własności
Zasady rachunkowości
Wspólne ustalenia umowne
Wspólne ustalenie umowne obejmują:
wspólne działania (opisane w nocie 8.5.)
wspólne przedsięwzięcia.
Grupa jako wspólnik wspólnego przedsięwzięcia w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym ujmuje swój udział we wspólnym przedsięwzięciu
jako inwestycję i wycenia tę inwestycję przy użyciu metody praw własności.
Zgodnie z metodą praw własności, inwestycje ujmuje się początkowo według ceny nabycia, a następnie uwzględnia się udział Grupy w zmianach
aktywów netto, jakie wystąpiły od dnia objęcia współkontroli do dnia bilansowego, pomniejszonych o utratę wartości. Straty jednostek
współzależnych przekraczające wartość udziału Grupy nie są rozpoznawane. Niezrealizowane zyski i straty wynikające z transakcji pomiędzy
Grupą a jednostką współzależną podlegają włączeniom konsolidacyjnym zgodnie z udziałem Grupy w kapitałach jednostki współzależnej.
Metodą praw własności w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym GK PGNiG wycenia się również spółki stowarzyszone, na które GK PGNiG
wywiera znaczący wpływ.
Znaczący wpływ
Jeżeli jednostka posiada bezpośrednio lub pośrednio (np. poprzez jednostki zależne) 20% lub więcej praw głosu w jednostce, w której dokonano
inwestycji, to zakłada się, że jednostka wywiera znaczący wpływ na tę jednostkę, chyba, że można w sposób oczywisty wykazać, że jest inaczej.
Natomiast, jeśli jednostka posiada bezpośrednio lub pośrednio (np. poprzez jednostki zależne) mniej niż 20% głosów w jednostce, w której
dokonano inwestycji, to zakłada się, że nie wywiera ona na tę jednostkę znaczącego wpływu, chyba że można w sposób oczywisty taki wpływ
wykazać. Posiadanie kontrolnego pakietu lub znaczącej części udziałów przez innego inwestora nie wyklucza możliwości wywierania znaczącego
wpływu przez jednostkę.
Istotne szacunki
Utrata wartości inwestycji we wspólnym przedsięwzięciu SGT EUROPOL GAZ S.A.
Jednostka Dominująca przeprowadza na koniec każdego okresu sprawozdawczego analizę pod kątem utraty wartości inwestycji w SGT
EUROPOL GAZ S.A. (jednostka współzależna wyceniana metodą praw własności), ustalając wartość użytkową inwestycji metodą
zdyskontowanych przepływów pieniężnych. Wycena została sporządzona zgodnie z postanowieniami Protokołu Międzyrządowego z dnia
29 października 2010 roku, które zawierają oczekiwany wynik netto spółki.
Wartość spółki ustalona przy zastosowaniu metody zdyskontowanych przepływów pieniężnych na dzień 31 grudnia 2021 roku kształtuje się
na poziomie 840 mln PLN.
Do wyliczeń przyjęto, że wynik SGT EUROPOL GAZ S.A. (EUROPOL GAZ) w latach 2011 – 2022 będzie wynosił 21 mln PLN rocznie.
Zdyskontowane przepływy obejmują wszystkie przepływy gotówkowe generowane przez EUROPOL GAZ, w tym również przepływy związane
z obsługą oprocentowanych obcych źródeł finansowania (spłatę kapitału kredytów i pożyczek) oraz inne znane emitentowi ryzyka. Przepływy
pieniężne zdyskontowano stopą 8,45% w ujęciu realnym.
W związku z tym, że na koniec 2021 roku, wynik wyceny metodą praw własności udziałów w spółce EUROPOL GAZ przez Jednostkę Dominującą
wyniósł 1 854 mln PLN, w bieżącym okresie sprawozdawczym utworzono odpis z tego tytułu o kwotę 66 mln PLN, zrównujący wycenę metodą
praw własności do wyceny wynikającej z zastosowania wyceny metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych.
Wynik przeprowadzonego testu na utratę wartości charakteryzuje się wrażliwością na przyjęte założenia dotyczące przyszłych przepływów
pieniężnych (uzależnionych od realizacji przez spółkę postanowień Protokołu Międzyrządowego w zakresie osiąganego wyniku netto w kolejnych
latach) oraz stopy dyskontowej. Zmiany założeń wynikające z aktualizacji prognoz finansowych spółki oraz zmiany stopy dyskontowej wynikające
z uwarunkowań zewnętrznych, jak i z działalności samego podmiotu, mogą istotnie wpłynąć na wartość spółki w przyszłości.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 18 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Poniżej przedstawiono informacje dotyczące jednostek wycenianych metodą praw własności.
2021
2020
Jednostki wyceniane metodą praw własności
Jednostki wyceniane metodą praw własności
SGT
EUROPOL
GAZ S.A.
Polska Grupa
Górnicza
Sp. z o.o.
Elektrociepłow
nia Stalowa
Wola S.A.
GK Polimex-
Mostostal S.A.
SGT
EUROPOL
GAZ S.A.
Polska Grupa
Górnicza
Sp. z o.o.
Elektrociepłow
nia Stalowa
Wola S.A.
GK Polimex-
Mostostal S.A.
Stan na początek okresu
840
-
-
126
840
612
-
112
Udział w wyniku finansowym*
67
(457)
(384)
18
26
(375)
(158)
16
Eliminacja zysków
niezrealizowanych
pomiędzy Grupą a wspólnym
przedsięwzięciem
(1)
18
200
(1)
5
27
42
(2)
Spisanie wartości firmy
-
-
-
-
-
(1)
-
-
Odwrócenie ujemnej wartości
udziałów **
wycenianych metodą praw
własności
-
25
184
-
-
-
116
-
Odpis z tytułu utraty wartości
(66)
404
-
-
(31)
(260)
-
-
Zmiany ujęte w innych całkowitych
dochodach z inwestycji w jednostkach
wycenianych metodą praw własności.
-
10
-
1
-
(3)
-
-
Stan na koniec okresu
840
-
-
144
840
-
-
126
*po uwzględnieniu korekt dostosowujących do zasad rachunkowości Grupy
** odwrócenie związane z udziałem w stratach jednostki wyższym niż wartość udziału w jednostce współkontrolowanej w księgach GK PGNiG (MSR 28.38). Na dzień
31 grudnia 2021 roku GK PGNiG nie przyjęła na siebie prawnego lub zwyczajowo oczekiwanego obowiązku ani nie dokonała płatności w imieniu spółki
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
2021
2020
SGT EUROPOL
GAZ S.A.*
Polska Grupa
Górnicza Sp. z
o.o.**
GK Polimex-
Mostostal S.A.***
SGT EUROPOL
GAZ S.A.*
Polska Grupa
Górnicza Sp. z
o.o.**
GK Polimex-
Mostostal S.A.***
Udział Grupy PGNiG w kapitale spółki
51,18%
20,43%
16,48%
51,18%
20,43%
16,48%
Podstawowa działalność
Przesył gazu
Wydobycie
węgla
Budownictwo
Przesył gazu
Wydobycie
węgla
Budownictwo
Podstawowe dane finansowe****
Aktywa trwałe
1 004
8 722
764
1 206
9 423
765
Aktywa obrotowe
3 163
1 749
1 544
2 800
1 770
1 390
w tym: środki pieniężne i ich ekwiwalenty
2 958
612
631
2 602
259
408
Zobowiązania długoterminowe
14
3 034
276
12
2 704
214
w tym: długoterminowe zobowiązania finansowe
-
380
195
-
331
134
Zobowiązania krótkoterminowe
123
7 767
1 156
87
6 626
1 175
w tym: krótkoterminowe zobowiązania finansowe
-
3 019
49
-
2 414
305
Aktywa netto
4 030
(330)
876
3 907
1 863
766
Przychody ze sprzedaży
1 050
8 087
2 221
893
7 476
1 498
Amortyzacja
(341)
(1 838)
(36)
(328)
(2 043)
(38)
Dochody z tytułu odsetek
2
5
4
16
24
3
Koszty odsetek
-
(144)
(12)
-
(130)
(24)
Podatek dochodowy
(34)
-
(24)
(16)
373
(10)
Zysk/(Strata) netto
124
(824)
102
43
(1 838)
91
Pozostałe całkowite dochody
-
48
7
-
(11)
(4)
Wartość inwestycji
Udział w aktywach netto
2 063
(67)
144
2 000
381
126
Dostosowanie do zasad rachunkowości Grupy
(31)
-
(14)
(35)
-
(14)
Eliminacja zysków niezrealizowanych pomiędzy Grupą a
wspólnym przedsięwzięciem
(178)
42
(3)
(177)
23
(3)
Wartość firmy
6
13
17
6
13
17
Odpis wartości firmy
(6)
(13)
-
(6)
(13)
-
Odwrócenie ujemnej wartości udziałów wycenianych
metodą praw własności
-
25
-
-
-
-
Odpis z tytułu utraty wartości
(1 014)
-
-
(948)
(404)
-
Wartość inwestycji w skonsolidowanym sprawozdaniu
z sytuacji finansowej
840
-
144
840
-
126
*Uchwały Walnego Zgromadzenia podejmowane są większością 3/4 (trzech czwartych) głosów obecnych na Walnym Zgromadzeniu. Uchwały mogą być podejmowane,
jeśli w Walnym Zgromadzeniu uczestniczą wszyscy akcjonariusze-założyciele, z których każdy posiada nie mniej niż 30% akcji.
**Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG TERMIKA S.A., która ma prawo do powołania jednego członka Rady Nadzorczej oraz możliwość blokowania
istotnych decyzji.
***Udział pośredni PGNiG S.A. przez spółkę PGNiG Technologie S.A., która zgodnie z porozumieniem dotyczącym inwestycji w Polimex-Mostostal S.A. zakłada m.in.
uzgadnianie, w drodze głosowania, wspólnego stanowiska przy podejmowaniu kluczowych decyzji będących w gestii Zgromadzenia Wspólników i Rady Nadzorczej
Polimex-Mostostal S.A., w tym ustalanie składu osobowego Zarządu Polimex-Mostostal S.A.
**** Dane finansowe dla GK Polimex-Mostostal S.A. za 11 miesięcy danego roku oraz grudzień roku poprzedniego.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 19 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2.4.1 Istotne ograniczenia dotyczące możliwości transferu środków do Grupy z tytułu udziałów we
wspólnych przedsięwzięciach
Polska Grupa Górnicza S.A.
Obowiązująca spółkę Polska Grupa Górnicza S.A. (PGG) umowa programu emisji obligacji zezwala na dokonywanie wypłat z tytułu
dywidendy tylko wtedy, gdy spełnione są łącznie następujące warunki:
za okres, za który ma być wypłacona dywidenda, nastąpi wcześniejszy wykup części obligacji z poszczególnych transz;
nie ma naruszenia założonych wskaźników: dług netto/EBITDA pomniejszonego o odtworzeniowe nakłady inwestycyjne
(za ostatni kwartał), DSCR (stosunek środków pieniężnych dostępnych do obsługi zadłużenia do wymagalnego zadłużenia – za
ostatni roczny okres) i wskaźnika przyszłych wpływów (za ostatni kwartał);
płatność nie spowoduje naruszenia prognozowanych wskaźników do dnia wykupu obligacji;
dywidenda zostanie wypłacona wspólnikom oraz obligatariuszom obligacji partycypacyjnych w proporcji wskazanej w warunkach
emisji obligacji partycypacyjnych.
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. (ECSW)
W dniu 8 marca 2018 roku spółka Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. podpisała umowę pożyczki z Bankiem Gospodarstwa
Krajowego (BGK) oraz PGNiG, w kwocie po 450 mln PLN z każdym, z przeznaczeniem na refinansowanie długu oraz sfinansowanie
budowy bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli. W dniu 30 września 2020 roku blok gazowo-parowy oddano do eksploatacji. Data
spłaty pożyczki przypada na 14 czerwca 2030 roku.
Obowiązujące ECSW umowy pożyczki udzielonej przez BGK oraz PGNiG oraz Umowa Podporządkowania zawarta między ECSW
a PGNiG, PGNiG Termika S.A., Tauron Polska Energia S.A., Tauron Wytwarzanie S.A. i BGK skutkują tym, że ECSW nie może:
ogłosić ani wypłacić żadnego wynagrodzenia, dywidendy, opłaty ani innej wypłaty wynikającej z podziału zysków (czy też odsetek
od niewypłaconego wynagrodzenia, dywidendy, opłaty bądź innej wypłaty wynikającej z podziału zysków, w gotówce czy też w
formie rzeczowej) z tytułu posiadanych akcji;
spłacić ani podzielić dywidendy bądź kwot niepodzielonych zysków, do czasu spłaty pożyczki na rzecz BGK oraz PGNiG S.A.
(zadłużenia senioralnego).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 20 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
3. Noty objaśniające do rachunku zysków i strat
3.1 Przychody ze sprzedaży
Zasady rachunkowości
Przychody z umów z klientami
Grupa generuje przychody przede wszystkim z obrotu gazem ziemnym wysokometanowym i zaazotowanym, produkcji i sprzedaży energii
elektrycznej i ciepła oraz sprzedaży wydobytej ropy naftowej.
Przedmiotem działania Grupy jest również świadczenie usług, takich jak: dystrybucja paliw gazowych, magazynowanie paliw gazowych, usługi
geofizyczno – geologiczne, usługi przyłączeniowe, wiertnicze, serwisowe, budowlano-montażowe i inne.
Grupa ujmuje przychody zgodnie z modelem pięciu kroków:
1. Identyfikacja umowy;
2. Identyfikacja poszczególnych zobowiązań do wykonania świadczenia;
3. Ustalenie ceny transakcyjnej (wynagrodzenia);
4. Przypisanie ceny transakcyjnej do poszczególnych zobowiązań do wykonania świadczenia;
5. Ujęcie przychodu w momencie realizacji zobowiązania wynikającego z umowy.
Zgodnie z MSSF 15, gdy w proces dostarczania towarów lub usług klientowi zaangażowany jest inny podmiot to należy ustalić charakter związku
z klientem: zleceniodawca vs. agent (pośrednik). Podstawową przesłanką w identyfikacji zobowiązań do wykonania świadczenia jest ocena roli
jaką pełni spółka Grupy w wykonywaniu zobowiązań. Rola określana jako zleceniodawca vs. agent jest oceniana na podstawie analizy np. tego,
kto kontroluje przyrzeczone dobra lub usługi przed ich ostatecznym przekazaniem do klienta. Spółki Grupy oceniły swoją pozycję jako
zleceniodawcy vs. agent w odniesieniu do poszczególnych dóbr lub usług pod względem sprawowania nad nimi kontroli przed ich przekazaniem
do klienta.
Spółki Grupy, które zidentyfikowały dobra lub usługi, dla których pełnią rolę pośrednika (agenta), prezentują przychody w kwocie wynagrodzenia
netto, do którego będą uprawnione w zamian za zapewnienie dostarczenia dóbr lub usług przez inny podmiot.
Grupa, jako podmiot nie mający wpływu na główne cechy świadczonych usług i ich cenę, pełni rolę pośrednika (agenta) w zakresie usług przesyłu
gazu i dystrybucji energii elektrycznej. Spółki Grupy, zawierając umowy kompleksowe z klientami, nie ponoszą głównej odpowiedzialności
za realizację usług przesyłowych i dystrybucyjnych, tym samym nie mają wpływu na główne cechy świadczonych usług oraz nie mogą swobodnie
ustalać ich ceny, co oznacza, że pośredniczą w ich sprzedaży. Zobowiązanie do wykonania usług przesyłowych i dystrybucyjnych realizowane
jest w tym samym momencie czasowym, w którym następuje dostawa gazu lub energii elektrycznej.
Grupa ujmuje przychód w momencie, gdy spełnia ona zobowiązanie do wykonania świadczenia poprzez przekazanie przyrzeczonych dóbr lub usług
klientowi (czyli w momencie objęcia kontroli przez klienta nad tym towarem lub usługą).
Grupa ujmuje jako przychód kwotę równą cenie transakcyjnej (z wyłączeniem szacowanych wartości zmiennego wynagrodzenia, które podlegają
ograniczeniom), która została przypisana do danego zobowiązania do wykonania świadczenia.
Cena transakcyjna to zawarta w umowie kwota wynagrodzenia, której oczekuje jednostka w zamian za przekazanie przyrzeczonych towarów
lub usług klientowi. Cena transakcyjna jest korygowana o skutki zmiany wartości pieniądza w czasie, jeżeli umowa zawiera znaczący komponent
finansowania, a także w przypadku wszelkich wynagrodzeń płatnych na rzecz klienta. Jeżeli wynagrodzenie jest zmienne, Grupa szacuje kwotę
wynagrodzenia, do której będzie uprawniona w zamian za przyrzeczone towary lub usługi. Szacowana kwota zmiennego wynagrodzenia będzie
zawarta w cenie transakcyjnej tylko w takim zakresie, w jakim jest wysoce prawdopodobne, że nie nastąpi wyksięgowanie znaczącej kwoty
łącznych przychodów w momencie, gdy zniknie niepewność związana ze zmiennym wynagrodzeniem.
Zgodnie z MSSF 15 kwoty należne klientom z tytułu zwrotu wynagrodzenia są prezentowane jako zobowiązanie z tytułu umów.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 21 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Istotne szacunki
Szacowanie sprzedaży gazu
W celu prawidłowego zaliczenia przychodów ze sprzedaży gazu do właściwego okresu sprawozdawczego, na koniec okresu sprawozdawczego
dokonywane jest doszacowanie sprzedaży w zakresie ilości i wartości gazu dostarczonego, a niezafakturowanego do odbiorców indywidualnych
(w grupach taryfowych małego poboru: 1-4).
Wartość gazu dostarczonego a niezafakturowanego, do odbiorców w grupach taryfowych 1-4 szacuje się w oparciu o „Procedurę wyznaczania
sprzedaży doszacowanej paliwa gazowego w PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.”. Istnieje ryzyko, że ostateczne rzeczywiste wielkości sprzedaży
paliwa gazowego (zafakturowane zgodnie z rzeczywistym odczytem) mogą się różnić od wartości szacowanych. Może to skutkować uznaniem
wyniku finansowego za dany okres wartością części szacowanej sprzedaży, która nie zostanie zrealizowana.
Na koniec 2021 roku przychody ze sprzedaży gazu zostały powiększone o kwotę doszacowania w wysokości 605 mln PLN, natomiast na koniec
2020 roku w przychodach ze sprzedaży gazu ujęto kwotę szacunków w wysokości 37 mln PLN jako korektę zwiększającą wartość przychodów
zafakturowanych.
Termin przekazania dóbr, co do zasady, następuje w określonym momencie czasu.
Przychody ze sprzedaży ropy naftowej
W przypadku sprzedaży ropy naftowej wydobywanej na norweskim szelfie kontynentalnym, gdzie Grupa posiada współudział w poszczególnych
licencjach z innymi udziałowcami, przychód ze sprzedaży ropy naftowej rozpoznawany jest na podstawie wydobytych i sprzedanych klientom
wolumenów produktu. Wolumen sprzedanej dla klientów ropy naftowej może się jednak różnić od wolumenów produktu, który w danym okresie
przypada na Grupę jako udziałowca w danej licencji. Jeżeli wolumen produkcji przekracza wolumen sprzedaży, w skonsolidowanym sprawozdaniu
finansowym rozpoznaje się aktywo (underlift), natomiast gdy wolumen sprzedanej ropy przekracza w danym okresie sprawozdawczym wolumen
produkcji przypadającej na Grupę, w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym rozpoznaje się zobowiązanie (overlift).
Na koniec 2021 roku ilość sprzedanej ropy naftowej była niższa niż udział Grupy w produkcji, dlatego w skonsolidowanym sprawozdaniu z sytuacji
finansowej za 2021 rok ujęto z tego tytułu aktywo w pozycji Pozostałe należności w wysokości 54 mln PLN. Na koniec 2020 roku ilość sprzedanej
ropy naftowej była wyższa niż udział Grupy w produkcji, dlatego w skonsolidowanym sprawozdaniu z sytuacji finansowej za 2020 rok ujęto z tego
tytułu zobowiązanie w pozycji Pozostałe zobowiązania (Pozostałe przychody przyszłych okresów, część krótkoterminowa) w wysokości 23 mln
PLN.
Zmiana ujmowana jest w wyniku bieżącego okresu, w pozycji Pozostałe przychody i koszty operacyjne.
Przychody ze sprzedaży usług, realizowanych w miarę upływu czasu
W przypadku świadczenia usług, które spełniane są w miarę upływu czasu, przychody z tego tytułu ujmowane są na podstawie stopnia
zaawansowania realizacji umowy na dzień bilansowy, jeżeli wynik transakcji dotyczącej świadczenia tej usługi można oszacować w wiarygodny
sposób.
Do pomiaru stopnia zaawansowania realizacji umowy Grupa stosuje metodę opartą na nakładach, gdzie podstawą są poniesione koszty. Stopień
zaawansowania wyznaczany jest jako proporcja kosztów poniesionych do całości szacowanych kosztów kontraktu (narastająco).
W sytuacji, gdy taki sposób nie odzwierciedla faktycznego stopnia zaawansowania wykonania usługi, stopień zaawansowania jest wyznaczany
przez pomiar wykonanych prac lub poprzez porównanie fizycznie wykonanych prac z pracami wynikającymi z umowy.
W przypadku, gdy wyniku transakcji dotyczącej świadczenia usług nie można oszacować w wiarygodny sposób, przychody z transakcji ujmuje się
tylko do wysokości poniesionych kosztów, które jednostka spodziewa się odzyskać.
3.1.1 Przychody z tytułu umów z klientami
Grupa, zarówno w roku 2021, jak 2020 zidentyfikowała następujące rodzaje przychodów z umów z klientami, które są wyłączone
z zakresu stosowania MSSF 15 Przychody z umów z klientami:
1. Kwoty ujęte w przychodach ze sprzedaży wynikające z korekty przychodów ze sprzedaży paliwa gazowego z tytułu
transakcji podlegających rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych;
2. Kwoty przychodów wynikających z umów leasingowych objętych zakresem MSSF 16 Leasing.
2021
Poszukiwanie
i wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych
Razem
Przychody z tytułu umów z klientami z zakresu
MSSF 15
15 889
60 643
5 392
3 423
543
(15 254)
70 636
Przychody z tytułu umów z klientami wyłączone z
zakresu MSSF 15
1
(695)
20
-
14
(12)
(672)
Razem przychody
15 890
59 948
5 412
3 423
557
(15 266)
69 964
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 22 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
W 2021 roku na kwotę przychodów z tytułu umów z klientami, które są wyłączone z zakresu MSSF 15 składała się korekta
przychodów wynikająca z zastosowania rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych na kwotę 696 mln PLN (kwota
zmniejszająca przychody) w segmencie Obrót i magazynowanie; pozostałe przychody wyłączone z zakresu MSSF 15
w poszczególnych segmentach sprawozdawczych stanowiły przychody z umów leasingowych objętych MSSF 16.
2020
Poszukiwanie
i wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych
Razem
Przychody z tytułu umów z klientami z zakresu
MSSF 15
4 611
29 580
4 664
2 773
470
(3 987)
38 111
Przychody z tytułu umów z klientami wyłączone z
zakresu MSSF 15
-
1 064
20
-
14
(12)
1 086
Razem przychody
4 611
30 644
4 684
2 773
484
(3 999)
39 197
W 2020 roku na kwotę przychodów z tytułu umów z klientami, które są wyłączone z zakresu MSSF 15 składała się korekta
przychodów wynikająca z zastosowania rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych na kwotę 1 062 mln PLN (kwota
zwiększająca przychody) w segmencie Obrót i magazynowanie; pozostałe przychody wyłączone z zakresu MSSF 15
w poszczególnych segmentach sprawozdawczych stanowiły przychody z umów leasingowych objętych MSSF 16.
3.1.1.1 Przychody ze sprzedaży wg produktów i lokalizacji geograficznej
2021
2020
Sprzedaż w
Polsce
Sprzedaż poza
Polską*
Razem
Sprzedaż w
Polsce
Sprzedaż poza
Polską*
Razem
Przychody ze sprzedaży gazu ziemnego, w tym:
42 956
12 006
54 962
24 771
2 944
27 715
Gaz wysokometanowy
41 010
11 792
52 802
22 376
2 743
25 119
Gaz zaazotowany
2 189
211
2 400
1 197
200
1 397
Gaz LNG
367
3
370
84
1
85
Gaz CNG
86
-
86
52
-
52
Korekta sprzedaży gazu z tytułu transakcji
zabezpieczających**
(696)
-
(696)
1 062
-
1 062
Przychody ze sprzedaży pozostałe, w tym:
12 101
2 901
15 002
9 913
1 569
11 482
Dystrybucja gazu i ciepła
5 105
-
5 105
4 394
-
4 394
Ropa naftowa łącznie z gazoliną
938
1 548
2 486
594
818
1 412
Gaz NGL
-
197
197
-
79
79
Sprzedaż ciepła
1 753
-
1 753
1 469
-
1 469
Sprzedaż energii elektrycznej
3 023
586
3 609
2 507
294
2 801
Przychody ze sprzedaży usług:
- wiertniczo-serwisowych
22
58
80
42
61
103
- geofizyczno-geologicznych
33
181
214
26
93
119
- budowlano-montażowych
36
-
36
52
-
52
- opłaty przyłączeniowej
267
-
267
234
-
234
- pozostałych***
515
152
667
328
4
332
Inne
409
179
588
267
220
487
Razem przychody
55 057
14 907
69 964
34 684
4 513
39 197
*Według kraju kontrahenta
** Przychody wyłączone z zakresu MSSF 15
***W tym przychody z tytułu umów objętych MSSF 16, wyłączone z zakresu MSSF 15, w kwocie 24 mln PLN (22 mln w roku 2020), dotyczące sprzedaży w Polsce
Grupa nie posiada pojedynczych klientów, od których przychody ze sprzedaży stanowiłyby 10% lub więcej łącznych przychodów
Grupy. Spółki Grupy nie zidentyfikowały istotnego komponentu finansowania w ramach zawartych kontraktów, jak również nie
poniosły dodatkowych istotnych kosztów doprowadzenia do zawarcia umów.
Sprzedaż poza Polską w dużej mierze wynika z faktu prowadzenia przez część spółek Grupy działalności również za granicą
(informacje na temat spółek mających swoją siedzibę lub których głównym miejscem prowadzenia działalności jest kraj inny niż
Polska, znaleźć można w nocie 2.1). Grupa sprzedaje produkty i usługi za granicą głównie do klientów w Holandii (38% sprzedaży
poza Polską), Niemczech (29%), oraz Wielkiej Brytanii (21%) Grupa nie zidentyfikowała istotnych ryzyk związanych z prowadzoną
działalnością poza granicami Polski, ani z powiązanymi z nią przychodami. Więcej na temat działalności prowadzonej poza granicami
kraju znaleźć można w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
Informacje o wpływie pandemii COVID-19 na rynek gazu i ropy naftowej w roku 2021, a tym samym przychody ze sprzedaży
generowane przez Grupę, można znaleźć w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A.
za 2021 rok.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 23 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
W związku z inwazją Federacji Rosyjskiej na Ukrainę, która miała miejsce 24 lutego 2022 roku (więcej informacji w nocie 8.8,
dotyczącej zdarzeń po dniu bilansowym) i wprowadzeniu sankcji na Federację Rosyjską i Białoruś przez UE i USA, Grupa
przeanalizowała generowane przychody uzyskane w państwach zaangażowanych w konflikt; w 2021 roku przychody uzyskane
w Federacji Rosyjskiej i Ukrainie wynosiły odpowiednio: 6 i 28 mln PLN (Grupa w 2021 roku nie uzyskała żadnych przychodów na
Białorusi) natomiast w 2020 roku kwoty te wynosiły odpowiednio: 10 i 26 mln PLN. Więcej na temat wpływu wojny na Ukrainie na
działalność Grupy Kapitałowej znaleźć można w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A.
za 2021 rok.
Zestawienie przychodów ze sprzedaży w podziale na segmenty znajduje się w nocie 2.3.
Aktywa trwałe generujące przychody według lokalizacji geograficznej
2021
2020
Wartość aktywów trwałych innych niż instrumenty finansowe znajdujących się w Polsce
39 160
36 398
Wartość aktywów trwałych innych niż instrumenty finansowe znajdujących się poza Polską*
13 023
7 008
Razem
52 183
43 406
Udział % aktywów poza Polską w aktywach ogółem
24,96%
16,15%
* W tym PGNiG Upstream Norway AS (PUN)
12 113
6 274
Grupa nie posiadała na koniec 2021 oraz 2020 roku istotnych aktywów trwałych zlokalizowanych w państwach zaangażowanych
w działania wojenne na terytorium Ukrainy, tj. na Ukrainie, w Rosji oraz na Białorusi.
3.1.1.2 Przychody z tytułu umów z klientami z zakresu MSSF15 wg rodzaju odbiorców
2021
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych
Razem
Klienci indywidualni
-
5 175
149
3
14
2 452
7 793
Klienci biznesowi i instytucjonalni
15 889
29 740
5 244
3 329
528
(17 706)
37 024
Giełda
-
25 728
-
91
-
-
25 819
Razem przychody z tytułu umów
z klientami z zakresu MSSF 15
15 889
60 643
5 393
3 423
542
(15 254)
70 636
2020
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych
Razem
Klienci indywidualni
-
4 544
125
2
12
2 061
6 744
Klienci biznesowi i instytucjonalni
4 611
13 248
4 539
2 707
458
(6 047)
19 516
Giełda
-
11 787
-
64
-
-
11 851
Razem przychody z tytułu
umów z klientami z zakresu
MSSF 15
4 611
29 579
4 664
2 773
470
(3 986)
38 111
Przychody ze sprzedaży dla klientów indywidualnych zarówno w roku 2021, jak i 2020 są realizowane głównie przez segment Obrót
i magazynowanie, najistotniejszą ich część stanowi sprzedaż gazu.
Przychody ze sprzedaży dla klientów biznesowych i instytucjonalnych to zdecydowana większość przychodów uzyskanych przez
segmenty Dystrybucji i Wytwarzania (zarówno w roku 2021, jak i 2020). W segmentach Obrót i magazynowanie oraz Poszukiwanie
i wydobycie sprzedaż do klientów biznesowych i instytucjonalnych to przede wszystkim sprzedaż gazu (zarówno
w roku 2021, jak i 2020).
Przychody ze sprzedaży na giełdzie dotyczą w głównej mierze segmentu Obrót i magazynowanie i obejmują w zdecydowanej
większości przychody ze sprzedaży gazu oraz energii elektrycznej.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 24 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
3.1.1.3 Przychody z tytułu umów z klientami z zakresu MSSF15 wg terminu przekazania
2021
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych
Razem
Przychody realizowane w
określonym momencie
8 883
47 224
283
583
295
(6 692)
50 576
Przychody realizowane w miarę
upływu czasu
7 006
13 419
5 109
2 841
247
(8 562)
20 060
Razem przychody z tytułu umów z
klientami z zakresu MSSF 15
15 889
60 643
5 392
3 424
542
(15 254)
70 636
2020
Poszukiwanie i
wydobycie
Obrót i
magazynowanie
Dystrybucja
Wytwarzanie
Pozostałe
segmenty
Uzgodnienie do
danych
skonsolidowanych
Razem
Przychody realizowane w
określonym momencie
2 868
20 184
250
457
277
(1 187)
22 849
Przychody realizowane w miarę
upływu czasu
1 743
9 396
4 414
2 316
193
(2 800)
15 262
Razem przychody z tytułu umów z
klientami z zakresu MSSF 15
4 611
29 580
4 664
2 773
470
(3 987)
38 111
Jeżeli chodzi o klasyfikację przychodów z tytułu umów z klientami według kryterium momentu spełnienia zobowiązania do wykonania
świadczenia, zdecydowaną większość przychodów stanowiły te, realizowane w określonym momencie czasu (z których większość
stanowi przychód ze sprzedaży na giełdach energii). Przychody realizowane w miarę upływu czasu stanowią większość przychodów
segmentów Dystrybucja i Wytwarzanie, gdzie przychody generowane są odpowiednio z dystrybucji paliwa gazowego oraz
wytwarzania i dystrybucji ciepła.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 25 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
3.2 Koszty operacyjne
Zasady rachunkowości
Koszt gazu
W pozycji tej ujmowany jest koszt związany z zakupem gazu na giełdach gazu oraz od kontrahentów. Koszt zakupu gazu ujmowany jest wraz
z uzasadnioną częścią kosztów opłat systemowych i transakcyjnych, kosztów wydobycia ze źródeł krajowych, kosztów odazotowania i kosztów
regazyfikacji. Szczegóły dotyczące wyceny tych pozycji opisano w nocie 6.2.1.
Zużycie surowców i materiałów
W tej pozycji ujmowane są koszty związane ze zużyciem surowców i materiałów na cele działalności podstawowej, w szczególności paliwa
do produkcji energii i ciepła. Istotną pozycję w tej grupie kosztów stanowią również koszty energii elektrycznej przeznaczonej na cele handlowe.
Świadczenia pracownicze
Koszty z tytułu świadczeń pracowniczych obejmują w szczególności wynagrodzenia, składki na ubezpieczenia społeczne oraz koszty przyszłych
świadczeń. Szczegóły dotyczące świadczeń pracowniczych opisano w nocie 6.3.1.
Usługi przesyłowe i dystrybucyjne
Usługi przesyłowe i dystrybucyjne związane są z ponoszeniem przez Grupę kosztów z tytułu świadczenia usług na jej rzecz, z wyłączeniem
kosztów dotyczących umów kompleksowych, w których Grupa występuje w roli pośrednika (opisanych w nocie 3.1.). Operatorzy systemu
przesyłowego i dystrybucyjnego obciążają Grupę kosztami za usługi przesyłu polegające na transporcie paliwa gazowego poprzez sieć
gazociągów, kosztami przesyłu ciepła oraz kosztami dystrybucji energii elektrycznej.
Pozostałe usługi
Do kosztów pozostałych usług Grupa zalicza koszty z tytułu usług obcych innych niż usługi przesyłowe, wykonywanych na rzecz działalności
podstawowej spółek z Grupy. Są to w szczególności:
Usługi regazyfikacji, polegające na zmianie stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do postaci gazowej, poprzez ogrzanie skroplonego
surowca;
Usługi remontowe i budowlane oraz związane z remontami maszyn i urządzeń produkcyjnych, w szczególności urządzeń związanych
z produkcją ciepła;
Usługi eksploatacji zasobów mineralnych, związane z prowadzoną działalnością wydobycia węglowodorów;
Usługi informatyczne.
Podatki i opłaty
Pozycja obejmuje w szczególności koszty ponoszone przez Grupę z tytułu podatku od nieruchomości oraz z tytułu eksploatacji złóż gazu i ropy.
Odpisy z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych oraz ich odwrócenie
Szczegóły dotyczące utraty wartości aktywów niefinansowych opisano w nocie 6.1.3.
Amortyzacja
W pozycji tej Grupa ujmuje koszty naliczonych odpisów amortyzacyjnych rzeczowych aktywów trwałych, prawa do użytkowania aktywów oraz
wartości niematerialnych, naliczanych zgodnie z przyjętymi stawkami amortyzacyjnymi (szczegóły opisano odpowiednio w notach 6.1.1. i 6.1.2.).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 26 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2021
2020
Koszt gazu
(43 758)
(19 808)
Paliwo gazowe
(45 348)
(19 512)
Korekta kosztu gazu z tytułu transakcji zabezpieczających
1 590
(296)
Wpływ aneksu zawartego z PAO Gazprom/OOO Gazprom Export na koszty gazu w latach 2014-2019
-
4 915
Zużycie innych surowców i materiałów
(4 168)
(3 224)
Paliwa do produkcji energii i ciepła
(914)
(909)
Energia elektryczna na cele handlowe
(2 708)
(1 810)
Zużycie pozostałych surowców i materiałów
(546)
(505)
Świadczenia pracownicze
(3 480)
(3 381)
Wynagrodzenia
(2 605)
(2 463)
Składki na ubezpieczenie społeczne
(470)
(449)
Koszty długoterminowych świadczeń pracowniczych
(50)
(134)
Pozostałe świadczenia pracownicze
(355)
(335)
Usługi przesyłowe
(1 159)
(1 048)
Pozostałe usługi
(2 112)
(1 888)
Usługi regazyfikacji
(343)
(388)
Usługi remontowe i budowlane
(261)
(265)
Usługi eksploatacji zasobów mineralnych
(326)
(190)
Usługi wynajmu
(95)
(95)
Pozostałe usługi
(1 087)
(950)
Podatki i opłaty
(1 226)
(911)
Odpisy na rzeczowy majątek trwały i wartości niematerialne oraz ich odwrócenie
391
(1 786)
Koszt spisanych aktywów dotyczących poszukiwania i oceny zasobów mineralnych
(626)
(198)
Odpisy rzeczowych aktywów trwałych
1 009
(1 577)
Odpisy wartości niematerialnych
8
(11)
Amortyzacja
(4 031)
(3 424)
Razem
(59 543)
(35 470)
Wpływ pandemii COVID-19 na koszty operacyjne GK PGNiG
W związku z pandemią COVID-19, Grupa Kapitałowa PGNiG w 2021 roku poniosła koszty operacyjne m.in. związane z zakupem
środków ochrony osobistej (ujęte w pozycji Świadczenia pracownicze”) oraz innych surowców i materiałów (ujęte w pozycji „Zużycie
surowców i materiałów”) łącznie w wysokości 2,1 mln PLN.
Ponadto, w 2021 roku Grupa otrzymała dopłaty z Funduszu Gwarantowanych Świadczeń Pracowniczych w wysokości 6,7 mln PLN,
które zostały ujęte w pozycji „Pozostałe przychody i koszty operacyjne” (nota 3.3.).
3.3 Pozostałe przychody i koszty operacyjne
Nota
2021
2020
Przychody z tyt. odszkodowań, kar, grzywien
77
32
Różnice kursowe dotyczące działalności operacyjnej
169
68
Wycena i realizacja pochodnych instrumentów finansowych
410
202
Zmiana stanu odpisów na zapasy
Nota 6.2.1.
(111)
350
Zmiana stanu odpisów na należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
(89)
(60)
Rezerwa na koszty likwidacji, rekultywacji oraz koszty naprawy środowiska
Nota 6.3.2.
129
(38)
Zmiana stanu rezerwy na świadectwa pochodzenia energii oraz efektywności energetycznej
Nota 6.3.3.
(302)
(232)
Zmiana stanu pozostałych rezerw
25
(105)
Zmiana wartości nadwyżki/niedoboru produkcji węglowodorów w stosunku do umowy*
73
16
Wartość sprzedanych towarów i materiałów
(920)
(242)
Inne przychody i koszty operacyjne
116
(150)
Razem pozostałe przychody i koszty operacyjne
(423)
(159)
*Więcej informacji w nocie 3.1. w części dotyczącej przychodów ze sprzedaży ropy naftowej
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 27 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
3.4 Koszty finansowe netto
2021
2020
Odsetki od zadłużenia wraz z wyceną (bez leasingu, w tym, prowizje od zaciągniętego długu)
(84)
3
Odsetki od zobowiązań z tytułu leasingu
(85)
(75)
Różnice kursowe
(7)
47
Wycena i realizacja pochodnych instrumentów finansowych nieobjętych rachunkowością zabezpieczeń
-
12
Wycena aktywów finansowych do wartości godziwej
7
(2)
Odpis aktualizujący pożyczki udzielone
(394)
(5)
Pozostałe koszty finansowe netto
(24)
55
Razem koszty finansowe netto
(587)
35
3.5 Zysk na akcję
Zasady rachunkowości
Podstawowy zysk przypadający na jedną akcję oblicza się poprzez podzielenie zysku/(straty) netto za okres sprawozdawczy, przypisanego
zwykłym akcjonariuszom Jednostki Dominującej, przez średnią ważoną liczbę akcji zwykłych w danym okresie sprawozdawczym.
Rozwodniony zysk na jedną akcję oblicza się poprzez podzielenie zysku/(straty) netto za okres sprawozdawczy, przypisanego zwykłym
akcjonariuszom (po potrąceniu odsetek od umarzalnych akcji uprzywilejowanych zamiennych na akcje zwykłe), przez średnią ważoną liczbę akcji
zwykłych w danym okresie sprawozdawczym (skorygowaną o wpływ opcji rozwadniających oraz rozwadniających umarzalnych akcji
uprzywilejowanych zamiennych na akcje zwykłe).
Rozwodniony zysk na jedną akcję jest równy podstawowemu zyskowi na jedną akcję, ponieważ w Grupie nie występują instrumenty
rozwadniające.
Wartość zysku na akcję oraz średnia ważona liczba akcji zwykłych została przedstawiona w Skonsolidowanym rachunku zysków
i strat.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 28 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
4. Noty objaśniające dotyczące opodatkowania
4.1 Podatek dochodowy
Zasady rachunkowości
Na obowiązkowe obciążenia wyniku finansowego składają się: bieżący podatek dochodowy od osób prawnych (CIT) oraz podatek odroczony.
Podatek odroczony jest obliczany przy zastosowaniu metody bilansowej, od różnic przejściowych pomiędzy wartością księgową aktywów
i zobowiązań a ich wartością podatkową, z wyjątkiem różnic przejściowych wynikających z początkowego ujęcia składnika aktywów
lub zobowiązań w transakcji innej niż połączenia przedsięwzięć, które w momencie powstania nie wpłynęły ani na wynik finansowy ani na wynik
podatkowy.
Podatek odroczony jest wyliczany przy zastosowaniu stawek podatkowych, które według przewidywań będą obowiązywać w momencie,
gdy wartości księgowe aktywów i zobowiązań zostaną zrealizowane.
Aktywo z tytułu podatku odroczonego jest rozpoznawane w odniesieniu do wszystkich ujemnych różnic przejściowych, do wysokości, w jakiej jest
prawdopodobne, że będzie można pomniejszyć przyszłe zyski podatkowe o istniejące ujemne różnice przejściowe, straty podatkowe oraz ulgi
podatkowe (więcej informacji dotyczących ulgi podatkowej można znaleźć w nocie 4.1.1). Wyjątkiem jest przypadek, gdy składnik aktywów z tytułu
odroczonego podatku dochodowego wynika z początkowego ujęcia danego składnika aktywów lub zobowiązań pochodzącego z transakcji, która
nie jest połączeniem przedsięwzięć oraz nie wpływa w momencie przeprowadzania transakcji na wynik finansowy brutto ani na zysk do
opodatkowania (stratę podatkową).
Zobowiązania z tytułu odroczonego podatku dochodowego są ustalane od wszystkich dodatnich różnic przejściowych, z wyjątkiem przypadków,
gdy zobowiązanie z tytułu odroczonego podatku dochodowego wynika z:
początkowego ujęcia wartości firmy lub
początkowego ujęcia danego składnika aktywów lub zobowiązań pochodzącego z transakcji, która nie jest połączeniem przedsięwzięć oraz
nie wpływa w momencie przeprowadzania transakcji na wynik finansowy brutto ani na zysk do opodatkowania (stratę podatkową).
Aktywa z tytułu podatku dochodowego oraz zobowiązania z tytułu podatku dochodowego są kompensowane wtedy, gdy:
Grupa posiada możliwy do wyegzekwowania tytuł prawny do przeprowadzania kompensat aktywów z tytułu odroczonego podatku
dochodowego ze zobowiązaniami z tytułu odroczonego podatku dochodowego oraz
aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego i zobowiązania z tytułu odroczonego podatku dochodowego dotyczą podatku
dochodowego nałożonego przez tę samą władzę podatkową na tego samego podatnika.
Bieżący i odroczony podatek ujmowany jest w rachunku zysków i strat, z wyjątkiem podatków wynikających z transakcji lub zdarzeń, które
są ujmowane w innych całkowitych dochodach lub bezpośrednio w kapitale własnym (podatek odroczony jest wówczas ujmowany w pozostałych
całkowitych dochodach lub bezpośrednio w kapitałach własnych).
Podatkowa Grupa Kapitałowa
Na podstawie umowy z dnia 19 września 2016 roku, na okres od 1 stycznia 2017 roku do 31 grudnia 2020 roku, została powołana
Podatkowa Grupa Kapitałowa PGNiG (PGK) w zakresie obowiązków wynikających z ustawy o podatku dochodowym od osób
prawnych (PDOP) oraz Ordynacji Podatkowej, w której PGNiG S.A. występowała jako spółka reprezentująca.
Na dzień 31 grudnia 2020 roku w skład PGK wchodziły następujące spółki: PGNiG S.A., PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., Polska
Spółka Gazownictwa Sp. z o.o., PGNiG TERMIKA S.A., Gas Storage Poland Sp. z o.o., PGNiG Ventures Sp. z o.o. (do 30 grudnia
2019 roku pod nazwą PGNiG SPV 5 Sp. z o.o.), PGNiG SPV 6 Sp. z o.o., PGNiG SPV 7 Sp. z o.o., GEOFIZYKA Toruń S.A., PGNiG
Technologie S.A. oraz PGNiG Serwis Sp. z o.o.
Na podstawie przepisów podatkowych, spółki wchodzące w skład PGK utraciły odrębną podmiotowość dla celów podatku CIT,
a podmiotowość tę uzyskała PGK jako całość, co umożliwiało kalkulację podatku dochodowego łącznie dla spółek tworzących PGK.
Odrębność podmiotowa PGK istniała wyłącznie na gruncie PDOP. Nie należy jej utożsamiać z odrębną podmiotowością prawną. Nie
przenosiła się ona również na grunt innych podatków, w szczególności każda ze spółek tworzących PGK była nadal odrębnym
podatnikiem podatku VAT, podatku od czynności cywilnoprawnych, a także płatnikiem podatku dochodowego od osób fizycznych.
Pozostałe podmioty Grupy Kapitałowej były oddzielnymi podatnikami PDOP.
W dniu 14 lipca 2020 roku Zarząd PGNiG S.A. podjął decyzję o nietworzeniu kolejnej PGK.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 29 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
4.1.1 Podatek dochodowy wykazany w rachunku zysków i strat
Uzgodnienie efektywnej stawki podatku
Nota
2021
2020
Zysk przed opodatkowaniem
10 982
9 025
Podatek według obowiązującej stawki podatkowej obowiązującej w Polsce (19%)
(2 087)
(1 715)
Różnice w stawkach podatkowych spółek Grupy (22%-78% dla Norwegii, 33% dla Niemiec,
9-40 % dla pozostałych)
(2 706)
(205)
Ujemne różnice przejściowe, od których nie ujęto podatku odroczonego
(175)
235
Podatek dochodowy wykazywany w rachunku zysków i strat
(4 968)
(1 685)
W tym:
Bieżący podatek dochodowy
(4 537)
(1 696)
Odroczony podatek dochodowy
Nota 4.1.2.
(431)
11
Efektywna stopa podatkowa
45%
19%
Największy wpływ na wzrost efektywnej stopy podatkowej miał podatek dochodowy płacony przez spółkę zależną PGNiG Upstream
Norway AS.
W przypadku PGNiG Upstream Norway AS (PUN), stopa podatkowa wynosi 78% podstawy opodatkowania. Działalność PUN na
norweskim szelfie kontynentalnym w 2021 roku (analogicznie jak w 2020 roku) podlegała opodatkowaniu w ramach dwóch
równoległych systemów podatkowych:
system podatku dochodowego (stawka podatku 22%);
system podatku naftowego (dodatkowa stawka podatku 56%).
Tak wysoka stopa podatkowa w Norwegii powiązana jest z szeregiem ulg inwestycyjnych i dodatkowych odliczeń, z których PUN
korzystała w ostatnich latach:
możliwość zastosowania wysokich stawek amortyzacji (roczna stawka amortyzacji wynosi 16,67%) i rozpoczęcia okresu
amortyzacji natychmiast po poniesieniu nakładów inwestycyjnych. W roku, w którym poniesiono nakłady, spółce przysługuje
prawo do pełnej rocznej amortyzacji, niezależnie od daty poniesienia wydatku;
możliwość zastosowania w ramach systemu podatku naftowego ulgi inwestycyjnej w wysokości 5,2% rocznie przez okres
czterech lat. Ulga dotyczy nakładów inwestycyjnych na norweskim szelfie kontynentalnym (z wyjątkiem kosztów poszukiwań)
i wynosi 20,8% wydatków, które podlegają amortyzacji 4 lata. Ulga ta jest odejmowana wyłącznie od podstawy opodatkowania
podatkiem naftowym (stawka 56%) i nie dotyczy podatku dochodowego. Jeżeli wartość ulgi przekracza wysokość dochodu
w danym roku, może być ona realizowana w kolejnych latach;
możliwość odjęcia od przychodów całości wydatków na poszukiwania złoża. W sytuacji, gdy spółka nie uzyskuje dochodu,
od którego może odliczyć koszty poszukiwań, przysługuje jej prawo do zwrotu 78% kosztów poszukiwań. Zwrot ma formę
pieniężną i jest realizowany do końca kolejnego roku po roku objętym zeznaniem podatkowym;
możliwość odliczenia kosztów finansowych w obu systemach podatkowych;
norweski system podatkowy zezwala na rozliczanie strat bez ograniczeń czasowych, a dodatkowo przewiduje oprocentowanie
dla strat przenoszonych na następne lata. Stopa oprocentowania takich strat jest kalkulowana jako stopa wolna od ryzyka,
po uwzględnieniu podatku dochodowego.
Wyżej wymienione elementy stanowią obecnie podstawę norweskiego systemu opodatkowania działalności naftowej. Dodatkowo, w
2020 roku norweski parlament zatwierdził zmiany do prawa podatkowego, które miały na celu wsparcie branży naftowej w obliczu
znacznego spadku cen węglowodorów (w latach 2019-2020) i wprowadzenie zachęt do inwestowania na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym.
Zmiany w prawie podatkowym obowiązują dla lat 2020-2021 i obejmują:
natychmiastową amortyzację poniesionych nakładów inwestycyjnych w ramach systemu podatku naftowego (56%)
– w roku dokonania nakładów;
natychmiastowe naliczenie dodatkowej ulgi inwestycyjnej w wysokości 24% – w roku dokonania nakładów;
natychmiastowa amortyzacja i ulga inwestycyjna obowiązuje dla wszystkich nakładów poniesionych w latach 2020-21 oraz
dla całości nakładów dotyczących nowych projektów, które zostały zatwierdzone do realizacji do końca 2022 roku;
gotówkowy zwrot straty podatkowej poniesionej w latach 2020-21 na rachunek firm naftowych. Zwrot jest dokonywany
od sierpnia 2020 roku w ramach transz płatnych co dwa miesiące.
Powyższe zmiany w sposób istotny wpłynęły na opłacalność realizowanych projektów inwestycyjnych w Norwegii oraz w sposób
znaczący przyspieszyły zwrot z zainwestowanych środków. Wynika to z faktu, że PUN realizuje bardzo ambitny program inwestycyjny
i dokonała w 2021 roku bezpośrednich nakładów inwestycyjnych w kwocie przekraczającej 2 mld NOK (kwota ta obejmuje
bezpośrednie inwestycje z wyłączeniem przepływów dotyczących akwizycji spółki INEOS). Wpływ zmian regulacji podatkowych
dotyczy następujących elementów:
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 30 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
przyspieszona amortyzacja i ulga inwestycyjna - za sprawą nowych zasad podatkowych, PUN dokonała natychmiastowej
amortyzacji bezpośrednich nakładów inwestycyjnych w latach 2020-2021 oraz dodatkowo naliczyła ulgę inwestycyjną
w wysokości 24% od tych nakładów;
poprawa płynności i zmniejszenie zapotrzebowania na środki pieniężne – łączne transfery na rzecz PUN w latach 2020-2021
wyniosły 1,2 mld NOK w ramach zwrotu straty podatkowej.
Nowe zmiany zachęcają także do realizacji nowych projektów inwestycyjnych w Norwegii. Zgodnie z ostatnimi zmianami
w przepisach, korzystne zasady dotyczące amortyzacji będą obowiązywać dla wszystkich nowych projektów, zapoczątkowanych
między 2020 a 2022 rokiem. W odniesieniu do tych projektów nowe zasady będą obowiązywać aż do uruchomienia produkcji
z tych projektów.
W drugiej połowie 2021 roku władze norweskie ogłosiły plany wprowadzenia dalszych zmian w systemie podatku naftowego, które
mogą obowiązywać dla przyszłych okresów (po 1 stycznia 2022 roku). Zmiany mają między innymi obejmować:
natychmiastową amortyzację poniesionych nakładów inwestycyjnych w ramach systemu podatku naftowego;
zwiększenie stawki podatku naftowego do 71,8% przy jednoczesnym uznaniu naliczonego podatku dochodowego (22%) za
koszt uzyskania przychodu w ramach podatku naftowego. Zmiana ma charakter techniczny i w jej rezultacie, marginalna
stawka podatku od działalności naftowej ma pozostać na niezmienionym poziomie w wysokości 78%;
gotówkowy zwrot straty podatkowej na rachunek bankowy firm naftowych;
likwidację dodatkowej ulgi inwestycyjnej.
Do dnia sprawozdania zmiany te nie zostały zaakceptowane przez norweski parlament.
Rozrachunki z tytułu podatku bieżącego
2021
2020
Stan na początek okresu (należności i zobowiązania netto)
(67)
(90)
Podatek dochodowy ujęty w wyniku netto bieżącego okresu
(4 538)
(1 696)
Podatek zapłacony w okresie
1 336
1 745
Zmiany w Grupie
(1 242)
-
Pozostałe zmiany
(83)
(26)
Stan na koniec okresu (należności i zobowiązania netto)
(4 594)
(67)
w tym:
- stan należności
259
101
- stan zobowiązań
(4 853)
(168)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 32 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
5. Noty objaśniające do sprawozdania z przepływów pieniężnych oraz
informacje dotyczące zadłużenia
5.1 Uzgodnienie zadłużenia
Zasady rachunkowości
Poprzez zadłużenie netto Grupa rozumie sumę posiadanych kredytów bankowych (zarówno krótko jak i długoterminowych), dłużnych papierów
wartościowych, zobowiązań z tytułu leasingu oraz pożyczek, pomniejszoną o środki pieniężne i ich ekwiwalenty. Jako wskaźnik zadłużenia, Grupa
prezentuje stosunek zadłużenia netto do EBITDA (definicja wskaźnika w nocie 2.2).
Zadłużenie netto
Nota
2021
2020
Kredyty bankowe
2 116
1 764
Zobowiązanie z tytułu leasingu
2 293
2 007
Pozostałe
80
88
Razem zobowiązania z tytułu zadłużenia długoterminowego
4 489
3 859
Kredyty bankowe
10 037
231
Zobowiązanie z tytułu leasingu
101
82
Pozostałe
10
12
Razem zobowiązania z tytułu zadłużenia krótkoterminowego
10 148
325
Razem zadłużenie
14 637
4 184
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
Nota 5.4.
11 410
7 098
Zadłużenie netto
3 227
(2 914)
EBITDA
Nota 2.2.
15 593
13 009
Zadłużenie netto / EBITDA
0,21
(0,22)
Wykres 2 Zmiana zadłużenia netto w GK PGNiG (w mln PLN)
3 715
646
3 605
35
356
4 061
(2 914)
12 854
2 895
2
109
15
402
4 312
3 227
-3 000
-1 000
1 000
3 000
5 000
7 000
9 000
11 000
13 000
1 stycznia
2020
Wpływy
oraz
odsetki
z tytułu
zaciągniętego
zadłużenia
Płatności
z tytułu
zadłużenia
Różnice
kursowe
od
zadłużenia
w walutach
obcych
Leasing
finansowy
Zmiana
stanu
rachunku
bieżącego
31 grudnia
2020
Wpływy
oraz
odsetki
z tytułu
zaciągniętego
zadłużenia
Płatności
z tytułu
zadłużenia
Umorzenie
zadłużenia
Różnice
kursowe
od
zadłużenia
w walutach
obcych
Przeniesienie
do
zobowiązania
dot. grup
aktywów
przezn.
do zbycia
Leasing
finansowy
Zmiana
stanu
rachunku
bieżącego
31 grudnia
2021
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 33 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zmiany zadłużenia
Kredyty bankowe
Zobowiązanie z tytułu
leasingu
Pozostałe
Razem
Stan na 1 stycznia 2020
4 893
1 839
20
6 752
Wpływy z tytułu zaciągniętego zadłużenia
431
-
80
511
otrzymane finansowanie
416
-
80
496
koszty transakcyjne
15
-
-
15
Naliczenie odsetek
51
84
-
135
Zwiększenie stanu (nowe umowy)
-
357
-
357
Zmniejszenie stanu (zakończone umowy)
-
(8)
-
(8)
Modyfikacje i zmiany oszacowania
-
7
-
7
Płatności z tytułu zadłużenia
(3 415)
(190)
-
(3 605)
spłaty kapitału
(3 347)
(181)
-
(3 528)
odsetki zapłacone
(55)
(9)
-
(64)
prowizje zapłacone
(13)
-
-
(13)
Różnice kursowe od zadłużenia w walutach obcych
35
-
-
35
Stan na 31 grudnia 2020
1 995
2 089
100
4 184
Wpływy z tytułu zaciągniętego zadłużenia
12 751
-
3
12 754
otrzymane finansowanie
12 738
-
3
12 741
koszty transakcyjne
13
-
-
13
Naliczenie odsetek
17
81
2
100
Zwiększenie stanu (nowe umowy)
-
418
-
418
Zmniejszenie stanu (zakończone umowy)
-
(23)
-
(23)
Modyfikacje i zmiany oszacowania
-
7
-
7
Płatności z tytułu zadłużenia
(2 709)
(174)
(12)
(2 895)
spłaty kapitału
(2 692)
(165)
(12)
(2 869)
odsetki zapłacone
(9)
(9)
-
(18)
prowizje zapłacone
(8)
-
-
(8)
Umorzenie zadłużenia
-
-
(2)
(2)
Różnice kursowe od zadłużenia w walutach obcych
103
6
-
109
Przeniesienie do zobowiązania dot. grup aktywów
przeznaczonych do zbycia
(4)
(10)
(1)
(15)
Stan na 31 grudnia 2021
12 153
2 394
90
14 637
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 34 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
5.2 Zobowiązania z tytułu zadłużenia
Zasady rachunkowości
Pożyczki i dłużne papiery wartościowe
Zobowiązania z tytułu pożyczek i dłużnych papierów wartościowych w momencie początkowego ujęcia wycenia się w wartości godziwej,
pomniejszonej o koszty transakcyjne. Na dzień bilansowy zobowiązania z tytułu zadłużenia wyceniane są według zamortyzowanego kosztu
z zastosowaniem efektywnej stopy procentowej.
Zobowiązania z tytułu leasingu
Zgodnie z polityką rachunkowości stosowaną od 1 stycznia 2019 roku, leasingi ujmowane są jako aktywa z tytułu prawa do użytkowania
i zobowiązania do zapłaty za te prawa w dniu, w którym leasingowane aktywa dostępne są do użytkowania przez Grupę. Aktywa z tytułu prawa
do użytkowania zaprezentowano w nocie 6.1.
W dacie rozpoczęcia leasingu, zobowiązania leasingowe wyceniane są w kwocie równej bieżącej wartości następujących płatności leasingowych
za prawo do użytkowania bazowego składnika aktywów w okresie leasingu:
stałe płatności (w tym zasadniczo stałe płatności), pomniejszone o wszelkie należne zachęty finansowe;
zmienne opłaty leasingowe zależne od indeksu lub stawki;
kwoty, których zapłaty przez leasingobiorcę oczekuje się w ramach gwarantowanej wartości końcowej;
cenę wykonania opcji kupna, jeżeli można z wystarczającą pewnością założyć, że leasingobiorca skorzysta z tej opcji;
kary pieniężne za wypowiedzenie leasingu, jeżeli w warunkach leasingu przewidziano, że leasingobiorca może skorzystać z opcji
wypowiedzenia i jest wysoce prawdopodobne skorzystanie z tej opcji.
Opłaty leasingowe są dyskontowane przy użyciu stopy procentowej leasingu, jeśli stopę tę można z łatwością ustalić, lub krańcowej stopy
oprocentowania długu leasingobiorcy.
Każda opłata leasingowa jest alokowana pomiędzy zobowiązanie a koszt finansowy. Po początkowym ujęciu, zobowiązania leasingowe
są wyceniane przy zastosowaniu efektywnej stopy procentowej. Wartości bilansowe zobowiązań są aktualizowane w celu odzwierciedlenia zmiany
w zakresie szacunku okresu leasingu, opcji wykupu, zmiany w opłatach leasingowych i gwarantowanej wartości końcowej oraz modyfikacji umowy
leasingu.
Okres leasingu to nieodwoływalny okres leasingu; okresy objęte opcją przedłużenia i wcześniejszego zakończenia leasingu są uwzględnione
w okresie leasingu, jeśli istnieje rozsądna pewność, że leasing będzie przedłużony lub umowa nie zostanie wcześniej zakończona.
Istotne szacunki
Okresy obowiązywania leasingu
Ustalając okres leasingu, Zarząd uwzględnia wszystkie fakty i okoliczności tworzące zachętę ekonomiczną do skorzystania z opcji przedłużenia
umowy, lub nieskorzystania z opcji zakończenia umowy. Okresy objęte opcją przedłużania umów lub okresem wypowiedzenia są uwzględnione
przy ustalaniu okresu leasingu, jeśli istnieje racjonalna pewność, że umowa zostanie przedłużona (opcja przedłużenia), lub nie zostanie
wypowiedziana (opcja zakończenia). Ponowna ocena tego, czy istnieje racjonalna pewność, że Grupa skorzysta z opcji przedłużenia lub
nie skorzysta z opcji wypowiedzenia następuje, jeśli wystąpi znaczące zdarzenie lub znacząca zmiana okoliczności wpływająca na taką ocenę
a będąca pod kontrolą Grupy.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku Grupa zobligowana jest do poniesienia przyszłych płatności z tytułu leasingów krótkoterminowych
w wysokości 13 mln PLN.
Grupa nie zawarła w bieżącym okresie transakcji sprzedaży i leasingu zwrotnego.
Wartość opłat nieujętych w wycenie zobowiązania z tytułu leasingu wynosi 12 mln PLN i dotyczy głównie nierozpoczętych jeszcze
leasingów.
Podpisane na dzień 31 grudnia 2021 roku umowy leasingowe nie nakładają na Grupę kowenantów.
W okresie sprawozdawczym oraz do dnia zatwierdzenia sprawozdania finansowego do publikacji nie wystąpiły przypadki naruszeń
istotnych postanowień warunków dłużnych papierów wartościowych, które mogłyby skutkować przyspieszeniem terminu
wymagalności zobowiązań.
Z posiadanym przez Grupę zadłużeniem związane jest ryzyko płynności. Szczegółowy opis tych ryzyk oraz analiza wrażliwości
zostały opisane w nocie 7.3.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 35 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Stan zadłużenia w GK PGNiG przedstawia poniższa tabela.
2021
W walucie funkcjonalnej
PLN
W walucie obcej
EUR
USD
Pozostałe waluty
Kredyty bankowe
10 157
1 128
868
-
Zobowiązania z tytułu leasingu
2 336
1
52
6
Pozostałe
90
-
-
-
Razem, w tym:
12 583
1 129
920
6
Zmiennoprocentowe
10 375
1 129
920
6
Stałoprocentowe
2 208
-
-
-
2020
W walucie funkcjonalnej
PLN
W walucie obcej
EUR
USD
Pozostałe waluty
Kredyty bankowe
181
1 044
770
-
Zobowiązania z tytułu leasingu
2 022
1
60
6
Pozostałe
100
-
-
-
Razem, w tym:
2 303
1 045
830
6
Zmiennoprocentowe
395
1 045
830
6
Stałoprocentowe
1 908
-
-
-
Podstawą naliczania oprocentowania zadłużenia zmiennoprocentowego denominowanego w PLN jest WIBOR 1M, WIBOR 3M lub
WIBOR 6M; zadłużenia w USD LIBOR 1M i LIBOR 3M; zadłużenia w EUR: EONIA, EURIBOR 1M oraz EURIBOR 3M.
Oprocentowanie stałe dotyczy wyłącznie dłużnych papierów wartościowych denominowanych w PLN.
Więcej informacji na temat zarządzania zasobami finansowymi znajduje się w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy
Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
Z posiadanym przez Grupę zadłużeniem związane jest ryzyko zmiany stopy procentowej, ryzyko walutowe oraz ryzyko płynności.
Dalsze informacje na temat tych ryzyk zostały przedstawione w nocie 7.3.
W bieżącym okresie oraz w okresie porównawczym Grupa terminowo spłacała zobowiązania z tytułu zaciągniętego zadłużenia.
W okresie sprawozdawczym oraz do dnia zatwierdzenia sprawozdania finansowego do publikacji nie wystąpiły przypadki naruszeń
istotnych postanowień umowy kredytu, dłużnych papierów wartościowych lub pożyczki, które mogłyby skutkować przyspieszeniem
terminu wymagalności zobowiązań.
5.3 Kapitał własny, dywidendy i polityka zarządzania kapitałem
Zasady rachunkowości
Kapitał akcyjny wykazywany jest według wartości nominalnej, w wysokości zgodnej ze statutem Jednostki Dominującej oraz wpisem do rejestru
sądowego.
Kapitał zapasowy ze sprzedaży akcji powyżej ich wartości nominalnej tworzony jest z nadwyżki ceny emisyjnej akcji powyżej ich wartości
nominalnej (agio), a pozostałej po pokryciu kosztów tej emisji.
Na skumulowane pozostałe całkowite dochody składają się różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych, odnoszone na kapitał skutki
stosowania rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych, zyski i straty aktuarialne dotyczące świadczeń pracowniczych oraz wycena
inwestycji w instrumenty kapitałowe wyceniane w wartości godziwej.
Zyski zatrzymane stanowią sumę zysku roku bieżącego oraz zakumulowanych zysków z lat poprzednich, które nie zostały wypłacone w formie
dywidendy, ale zostały przekazane na powiększenie kapitału zapasowego lub są niepodzielone.
Głównym celem zarządzania kapitałem Grupy jest zapewnienie zdolności do kontynuowania działalności z uwzględnieniem realizacji
planowanych inwestycji, przy jednoczesnym zwiększaniu wartości Grupy dla akcjonariuszy. Ponadto Grupa Kapitałowa PGNiG
monitoruje zdolność do pokrycia swoich zobowiązań, stosując wskaźnik relacji długu netto do EBITDA (nota 5.1.).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 36 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
5.3.1 Struktura akcjonariatu
Największym akcjonariuszem PGNiG S.A. jest Skarb Państwa, który posiadając na dzień 31 grudnia 2021 roku 71,88% akcji Spółki
jest podmiotem kontrolującym Grupę. Szczegóły dotyczące struktury akcjonariatu przedstawiono w Sprawozdaniu Zarządu
z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
Na koniec 2021, a także 2020 roku, na kapitał akcyjny Spółki składało się 5 778 314 857 akcji o wartości nominalnej 1 PLN na jedną
akcję.
2021
Liczba akcji
Całkowita wartość nominalna
akcji
Udział w kapitale akcyjnym /
udział w liczbie głosów
Akcjonariusz
Skarb Państwa
4 153 706 157
4 153 706 157
71,88%
Pozostali akcjonariusze
1 624 608 700
1 624 608 700
28,12%
Razem
5 778 314 857
5 778 314 857
100,00%
2020
Liczba akcji
Całkowita wartość nominalna
akcji
Udział w kapitale akcyjnym /
udział w liczbie głosów
Akcjonariusz
Skarb Państwa
4 153 706 157
4 153 706 157
71,88%
Pozostali akcjonariusze
1 624 608 700
1 624 608 700
28,12%
Razem
5 778 314 857
5 778 314 857
100,00%
5.3.2 Dywidendy wypłacone i zaproponowane do wypłaty
W dniu 9 lipca 2021 roku Zwyczajne Walne Zgromadzenie PGNiG podjęło decyzję o podziale kwoty 6 908 548 870,60 PLN, na którą
składa się zysk finansowy netto PGNiG S.A. za rok 2020 w kwocie 6 908 551 193,11 PLN oraz niepokryta strata z lat ubiegłych
wynikająca z korekty poprzedniego okresu w kwocie 2 322,51 PLN, w następujący sposób:
a) kwotę 1 213 446 119,97 PLN przeznaczyć na wypłatę dywidendy dla akcjonariuszy;
b) kwotę 5 695 102 750,63 PLN przeznaczyć na zwiększenie kapitału zapasowego Spółki.
Dywidendą objętych jest 5 778 314 857 akcji, a dywidenda przypadająca na jedną akcję wynosi 0,21 zł (słownie: dwadzieścia jeden
groszy). Dzień dywidendy uchwalono na 19 lipca 2021 roku, a termin wypłaty dywidendy na 3 sierpnia 2021 roku.
2021
2020
Dywidendy wypłacone w okresie
Wypłacona dywidenda na jedną akcję (w złotych)
0,21
0,09
Liczba akcji (szt.)
5 778
5 778
Wartość wypłaconej dywidendy
1 213
520
dywidenda dla akcjonariuszy jednostki dominującej
1 213
520
dywidenda dla akcjonariuszy mniejszościowych
-
-
Szczegółowe informacje na temat polityki dywidendowej przedstawiono w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej
PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 37 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
5.4 Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
Zasady rachunkowości
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty obejmują środki pieniężne w banku i w kasie oraz krótkoterminowe aktywa finansowe o dużej płynności,
o pierwotnym okresie zapadalności nieprzekraczającym trzech miesięcy, łatwo wymienialne na określone kwoty środków pieniężnych oraz
narażone na nieznaczne ryzyko zmiany wartości. W pozycji tej prezentowane są również kwoty zgromadzone na rachunkach dedykowanych
dla potrzeb rozliczeń podatku VAT w ramach procedury split payment.
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty poddawane są testowi na utratę wartości metodą analizy indywidualnej na podstawie oceny wiarygodności
kredytowej instytucji finansowych, którym są powierzane, zgodnie z modelem strat oczekiwanych.
2021
2020
Środki pieniężne na rachunku bankowym
4 096
1 383
Lokaty bankowe
3 828
4 753
Inne środki pieniężne
3 490
964
Razem wartość brutto
11 414
7 100
Odpis aktualizujący
(4)
(2)
Razem wartość netto
11 410
7 098
w tym środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
4 300
1 208
W ramach kategorii Inne środki pieniężne Grupa wyróżnia posiadane bony (handlowe, skarbowe, NBP), certyfikaty depozytowe,
środki pieniężne w drodze oraz czeki i weksle obce o terminie zapadalności poniżej 3 miesięcy. Ze środkami pieniężnymi i ich
ekwiwalentami wiąże się ryzyko kredytowe, ryzyko kursowe oraz stopy procentowej. Szczegółowe informacje na temat tych ryzyk
przedstawiono w nocie 7.3.
5.5 Pozostałe wyjaśnienia dotyczące skonsolidowanego sprawozdania z przepływów
pieniężnych
5.5.1 Uzgodnienie zmian kapitału obrotowego do sprawozdania z przepływów pieniężnych
2021
Różnica
wynikająca ze
sprawozdania z
sytuacji
finansowej
Zmiana stanu
rozrachunków
z tytułu
podatku
bieżącego
Przepływy
pieniężne
netto z
działalności
inwestycyjnej
Przepływy
pieniężne
netto z
działalności
finansowej
Zmiany
w Grupie
Transakcje
bezgotówkowe
Pozostałe
Przepływy
pieniężne netto z
działalności
operacyjnej
(zmiana stanu
kapitału
obrotowego)
Zapasy
(5 551)
-
-
-
19
-
-
(5 532)
Należności
(11 174)
158
(368)
-
538
359
2
(10 485)
Pozostałe aktywa
(119)
-
60
(5)
-
(39)
-
(103)
Zobowiązania z tytułu dostaw i podatków
9 627
(4 685)
72
-
-
(123)
-
4 891
Zobowiązania z tytułu świadczeń
pracowniczych
103
-
-
-
(3)
(113)
-
(13)
Rezerwa na koszty likwidacji, rekultywacji
oraz koszty naprawy środowiska
33
-
381
-
-
(80)
-
334
Pozostałe rezerwy
(27)
-
-
-
(481)
125
-
(383)
Dotacje
(7)
-
(27)
-
-
-
-
(34)
Pozostałe zobowiązania
1 407
-
(1)
-
(116)
51
-
1 341
Kapitał obrotowy razem
(5 708)
(4 527)
117
(5)
(43)
180
2
(9 984)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 38 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2020
Różnica
wynikająca ze
sprawozdania z
sytuacji
finansowej
Zmiana stanu
rozrachunków
z tytułu
podatku
bieżącego
Przepływy
pieniężne
netto z
działalności
inwestycyjnej
Przepływy
pieniężne
netto z
działalności
finansowej
Zmiany
w Grupie
Transakcje
bezgotówkowe
Pozostałe
Przepływy
pieniężne netto z
działalności
operacyjnej
(zmiana stanu
kapitału
obrotowego)
Zapasy
1 358
-
-
-
-
-
-
1 358
Należności
216
59
185
-
(1)
(128)
-
331
Pozostałe aktywa
42
-
(69)
(6)
-
58
-
25
Zobowiązania z tytułu dostaw i podatków
(190)
(35)
(214)
-
1
(21)
-
(459)
Zobowiązania z tytułu świadczeń
pracowniczych
70
-
-
-
-
155
-
225
Rezerwa na koszty likwidacji, rekultywacji
oraz koszty naprawy środowiska
9
-
(717)
-
-
731
-
23
Pozostałe rezerwy
88
-
-
-
1
11
-
100
Dotacje
1
-
(26)
-
-
(9)
-
(34)
Pozostałe zobowiązania
(514)
-
-
-
-
(41)
-
(555)
Kapitał obrotowy razem
1 080
24
(841)
(6)
1
756
-
1 014
5.5.2 Pozostałe korekty niepieniężne do sprawozdania z przepływów pieniężnych
2021
2020
Odsetki i dywidendy netto
8
7
Wynik na różnicach kursowych netto
(287)
138
Wynik z inwestycji w jednostkach wycenianych metodą praw własności
(7)
595
Pochodne instrumenty finansowe
462
344
Spisane nakłady inwestycyjne na niefinansowe aktywa trwałe
623
201
Nabycie uprawnień do emisji CO
2
(470)
(447)
Pozostałe pozycje netto
289
(56)
Pozostałe korekty niepieniężne
618
782
5.5.3 Zmiana różnic kursowych oraz odpisów aktualizujących środki pieniężne i ich ekwiwalenty
2021
2020
a) Saldo różnic kursowych netto od środków pieniężnych na początek okresu
(152)
(4)
b) Saldo odpisów aktualizujących środki pieniężne na początek okresu
(2)
-
c) Saldo różnic kursowych netto od środków pieniężnych na koniec okresu
159
(152)
d) Saldo odpisów aktualizujących środki pieniężne na koniec okresu
(4)
(2)
I. Zmiana stanu różnic kursowych netto od środków pieniężnych (c-a)
311
(148)
II. Zmiana stanu odpisów aktualizujących środki pieniężne (d-b)
(2)
(2)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 39 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
6. Noty objaśniające do sprawozdania z sytuacji finansowej
6.1 Aktywa trwałe rzeczowe i niematerialne
6.1.1 Rzeczowe aktywa trwałe i związane z nimi rezerwy
Zasady rachunkowości
Rzeczowe aktywa trwałe
Najistotniejsze pozycje rzeczowych aktywów trwałych stanowią budynki i budowle oraz urządzenia techniczne i maszyny związane przede
wszystkim z poszukiwaniem i wydobyciem gazu ziemnego i ropy naftowej oraz obrotem, magazynowaniem i dystrybucją gazu. Grupa posiada
również środki transportu oraz grunty. W ramach środków trwałych w budowie Grupa wykazuje głównie aktywowane koszty prac związanych
z poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż gazu ziemnego i ropy naftowej do momentu rozpoczęcia eksploatacji lub odpisania (szczegółowa polityka
rachunkowości przedstawiona została w akapicie Nakłady na prace poszukiwawcze i rozpoznawcze).
Do rzeczowych aktywów trwałych Grupa zalicza również istotne części zamienne oraz awaryjne wyposażenie, jeżeli Grupa oczekuje, że będą one
wykorzystywane przez czas dłuższy niż jeden rok i możliwe jest ich przypisanie do poszczególnych pozycji rzeczowych aktywów trwałych.
Pozycje rzeczowych aktywów trwałych wycenia się według ceny nabycia lub kosztu wytworzenia pomniejszonego o umorzenie oraz odpisy
aktualizujące z tytułu utraty wartości (odpisy z tytułu utraty wartości ujmuje się zgodnie z polityką przedstawioną w nocie 6.1.3.).
Wartość początkowa wytworzonych gazociągów lub magazynów gazu (kategoria Budynki i budowle) obejmuje również wartość gazu, która służy
do ich pierwszego napełnienia. Ilość gazu niezbędna do pierwszego napełnienia gazociągu lub komory magazynowej odpowiada ilości niezbędnej
do wytworzenia minimalnego ciśnienia pracy gazociągu lub magazynu.
Do ceny nabycia lub kosztu wytworzenia pozycji rzeczowych aktywów trwałych zalicza się koszty finansowania zewnętrznego.
Koszty bieżącego utrzymania rzeczowych aktywów trwałych, remontów i konserwacji ujmowane są w wyniku finansowym w momencie poniesienia.
W przypadku rozszczelnienia gazociągu, koszty jego ponownego napełnienia lub uzupełnienia utraconego paliwa są ujmowane bezpośrednio
w rachunku zysków i strat w okresie, w którym zostały poniesione.
Metody i okresy amortyzacji dla rzeczowych aktywów trwałych:
Kategoria
Metoda amortyzacji
Przyjęte okresy
użytkowania
Średni pozostały
okres
użytkowania na
dzień bilansowy
Budynki i budowle
Liniowa
1 - 79 lat
33
Urządzenia techniczne i maszyny
Liniowa
1 - 50 lat
20
Środki transportu
Liniowa
1 - 18 lat
13
Pozostałe rzeczowe aktywa trwałe
Liniowa
1 - 40 lat
13
Zasoby na norweskim szelfie kontynentalnym
Według jednostki
produkcji*
powyżej 10 lat
powyżej 10 lat
Grunty
kategoria nie podlega amortyzacji
Środki trwałe w budowie
kategoria nie podlega amortyzacji
*Wielkości wyprodukowanych i sprzedanych produktów są silnie skorelowane, a kontrakty regulujące sprzedaż węglowodorów z norweskiego szelfu kontynentalnego nie
pozwalają na znaczne rozbieżności pomiędzy ilością wyprodukowanych a sprzedanych produktów, stąd zastosowana metoda amortyzacji.
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania
Leasingi ujmowane są jako aktywa z tytułu prawa do użytkowania i zobowiązania do zapłaty za te prawa w dniu, w którym leasingowane aktywa
dostępne są do użytkowania przez Grupę. Zasady dotyczące ujmowania zobowiązania z tytułu leasingu przedstawiono w nocie 5.2.
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania prezentowane są w pozycji Rzeczowe aktywa trwałe w sprawozdaniu z sytuacji finansowej.
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania początkowo wycenia się wg kosztu, który obejmuje:
kwotę początkowej wyceny zobowiązania leasingowego;
wszelkie opłaty leasingowe zapłacone w dacie rozpoczęcia lub przed tą datą, pomniejszone o wszelkie otrzymane zachęty leasingowe;
wszelkie początkowe koszty bezpośrednie poniesione przez leasingobiorcę;
szacunek kosztów demontażu, usunięcia bazowego składnika aktywów i przeprowadzenia renowacji.
Po początkowym ujęciu, aktywa z tytułu prawa do użytkowania są wyceniane wg kosztu pomniejszonego o skumulowaną amortyzację oraz
wszelkie skumulowane straty z tytułu utraty wartości i skorygowane z tytułu ponownej wyceny zobowiązania leasingowego ze względu na ponowną
ocenę lub modyfikację leasingu.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 40 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania amortyzuje się przez okres użytkowania składnika aktywów lub przez okres leasingu, w zależności od tego,
który z nich jest krótszy, przy zastosowaniu metody liniowej.
Określając koszt składnika aktywów z tytułu prawa do użytkowania Grupa oszacowała koszty przewidziane do poniesienia na rekultywację
gruntów, bazując na informacjach o cenach bieżących usług rekultywacji.
Opłaty związane z wszystkimi leasingami krótkoterminowymi i leasingami niskocennych aktywów są ujmowane liniowo jako koszt w wyniku
finansowym. Dla niskocennych aktywów Grupa dokonuje wyboru sposobu ujęcia dla każdej umowy: Grupa przyjęła, że składnik aktywów z tytułu
prawa do użytkowania jest ujmowany z odpowiadającym mu zobowiązaniem leasingowym, jeżeli taki składnik aktywów jest oddawany
w subleasing, natomiast dla wszystkich pozostałych leasingów niskocennych aktywów opłaty związane z tymi leasingami ujmowane są jako koszt
liniowo przez okres leasingu.
Leasingi krótkoterminowe to leasingi o okresie trwania 12 miesięcy lub mniej.
Niskocenne aktywa obejmują m.in. drobny sprzęt biurowy oraz teleinformatyczny.
Okresy amortyzacji dla aktywów z tytułu prawa do użytkowania:
Kategoria
Przyjęte okresy użytkowania
Prawo do użytkowania gruntów
1 - 99 lat
Prawo do użytkowania budynków i budowli
2 - 40 lat
Prawo do użytkowania urządzeń technicznych i maszyn
1 - 40 lat
Prawo do użytkowania środków transportu
2 - 15 lat
Prawo do użytkowania pozostałych rzeczowych aktywów trwałych
1 - 39 lat
Nakłady na prace poszukiwawcze i rozpoznawcze
Koszty związane z poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż gazu ziemnego i ropy naftowej obejmują prace geologiczne wykonywane w celu
odkrycia i udokumentowania złoża i rozliczane są przy zastosowaniu metody sukcesu geologicznego.
Prace polegające na rozpoznaniu złóż gazu ziemnego i/lub ropy naftowej (kopalin) mogą zostać podjęte po uzyskaniu przez Grupę:
koncesji na rozpoznanie złóż kopalin,
koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie złóż kopalin,
podpisaniu umowy o ustanowieniu użytkowania górniczego.
Kosztem koncesji na rozpoznanie gazu ziemnego i/lub ropy naftowej oraz kosztem przedłużenia takiej koncesji jest opłata za działalność określoną
w koncesji. Koszty koncesji na rozpoznanie złóż gazu ziemnego i/lub ropy naftowej Grupa ujmuje jako wartości niematerialne.
Wydatki z tytułu badań sejsmicznych są kapitalizowanie w wartości aktywów z tytułu poszukiwania i oceny zasobów mineralnych.
Nakłady na poszczególne odwierty początkowo podlegają aktywowaniu w pozycji Środki trwałe w budowie dotyczące poszukiwania i oceny
zasobów mineralnych. Gdy prace poszukiwawcze zakończą się stwierdzeniem sukcesu, czyli odkryciem złoża o zasobach dostępnych
do eksploatacji, Grupa przeprowadza analizę rejonów i obiektów pod względem ekonomicznej opłacalności eksploatacji.
W przypadku, gdy w efekcie rozpoznania złoża podjęto decyzję o jego eksploatacji, w momencie jej rozpoczęcia Grupa przeklasyfikowuje środki
trwałe w budowie dotyczące poszukiwania i oceny zasobów mineralnych do rzeczowych aktywów trwałych.
Gdy prace poszukiwawcze zakończą się efektem negatywnym lub po ich zakończeniu, w efekcie analizy rejonów i obiektów pod względem
ekonomicznej opłacalności eksploatacji, jednostka Grupy nie wystąpiła o przyznanie koncesji na rozpoznanie złóż gazu ziemnego i/lub ropy
naftowej, aktywowane nakłady na wykonane odwierty przeprowadzone w ramach prac poszukiwawczych są odpisywane w całości w koszty (jako
odpisy na rzeczowy majątek trwały) w okresie, w którym podjęto decyzję o zakończeniu prac poszukiwawczych. W ciężar rachunku zysków i strat
odpisywane są również skapitalizowane wydatki na badania sejsmiczne powiązane z danym obiektem.
Rezerwy związane z rzeczowymi aktywami trwałymi: rezerwa na koszty likwidacji odwiertów oraz Fundusz Likwidacji Zakładu Górniczego (FLZG)
Rezerwę na koszty likwidacji odwiertów tworzy się, gdy na Grupie ciąży obowiązek likwidacji wykonanych odwiertów po zakończeniu eksploatacji.
Grupa tworzy rezerwy na koszty likwidacji odwiertów poszukiwawczych, eksploatacyjnych i magazynowych. Wartość zdyskontowanej rezerwy
zwiększa wartość początkową odwiertów ujętych w ramach środków trwałych w budowie z tyt. poszukiwania i oceny zasobów mineralnych oraz
rzeczowych aktywów trwałych i w przypadku środków trwałych jest amortyzowana w okresie ich ekonomicznego użytkowania.
Wartość rezerwy na przyszłe koszty likwidacji odwiertów kopalnianych i magazynowych korygowana jest o wartość FLZG.
FLZG tworzony jest na mocy Ustawy Prawo geologiczne i górnicze, która nakłada na Grupę obowiązek likwidacji zakładów górniczych
po zakończeniu użytkowania. Środki funduszu stanowią środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania wg MSR 7 i prezentowane
są w grupie aktywów długoterminowych z uwagi na ich wieloletni charakter.
Szczegółowe informacje na temat rezerwy na likwidację odwiertów oraz FLZG znaleźć można w nocie 6.3.2.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 41 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Istotne szacunki
Okresy użytkowania rzeczowych aktywów trwałych
Okresy użytkowania rzeczowych aktywów trwałych oparto na ocenie służb technicznych, odpowiedzialnych za ich eksploatację. Szacunkom takim
towarzyszy niepewność co do przyszłych warunków prowadzenia działalności gospodarczej, zmian technologicznych i konkurencji na rynku, które
skutkować mogą inną oceną ekonomicznej przydatności składników i pozostałego okresu ich użyteczności, co w rezultacie może istotnie wpłynąć
na wartość rzeczowych aktywów trwałych oraz koszty amortyzacji w przyszłości.
Przyjęte dla określonego składnika rzeczowych aktywów trwałych: wartość końcowa, metoda oraz okres jego użytkowania determinujący przyjętą
stawkę amortyzacji weryfikuje się co najmniej na koniec każdego roku finansowego. Zmiany wartości szacunkowej składnika odnoszone są w
rachunek zysków i strat w okresie, w którym ma miejsce zmiana szacunków. W wyniku ostatniej weryfikacji na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość
amortyzacji zmniejszyła się o ok. 71 mln PLN.
Rzeczowe aktywa trwałe ogółem:
2021
2020
Wartość brutto
Umorzenie i odpis
z tytułu utraty
wartości
Wartość netto
Wartość brutto
Umorzenie i odpis
z tytułu utraty
wartości
Wartość netto
Grunty
141
(11)
130
144
(13)
131
Budynki i budowle
43 239
(19 901)
23 338
40 481
(19 496)
20 985
Urządzenia techniczne i maszyny
28 984
(13 383)
15 601
20 710
(12 040)
8 670
Środki transportu i pozostałe
3 758
(2 333)
1 425
3 493
(2 188)
1 305
Razem środki trwałe własne
76 122
(35 628)
40 494
64 828
(33 737)
31 091
Prawo do użytkowania gruntów
2 965
(310)
2 655
2 641
(217)
2 424
Prawo do użytkowania budynków i budowli
436
(149)
287
403
(123)
280
Prawo do użytkowania urządzeń technicznych i maszyn
235
(46)
189
215
(37)
178
Prawo do użytkowania środków transportu i pozostałych
55
(28)
27
49
(20)
29
Razem aktywa z tytułu prawa do użytkowania
3 691
(533)
3 158
3 308
(397)
2 911
Środki trwałe w budowie dotyczące poszukiwania i
oceny zasobów mineralnych
3 826
(1 350)
2 476
4 219
(1 511)
2 708
Środki trwałe w budowie pozostałe
4 065
(1)
4 064
5 968
(113)
5 855
Razem rzeczowe aktywa trwałe
87 704
(37 512)
50 192
78 323
(35 758)
42 565
Grupa posiada zobowiązania pozabilansowe z tytułu podpisanych umów na nabycie rzeczowych aktywów trwałych, które nie zostały
jeszcze ujęte w sprawozdaniu z sytuacji finansowej.
2021
2020
Zobowiązania wynikające z podpisanych umów nabycia rzeczowych aktywów trwałych
12 187
10 609
Część zrealizowana na dzień bilansowy
(4 457)
(3 904)
Zobowiązania wynikające z umów, do realizacji po dniu bilansowym
7 730
6 705
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 42 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zmiany rzeczowych aktywów trwałych – własnych:
Nota
Grunty
Budynki i
budowle
Urządzenia
techniczne i
maszyny
Środki
transportu i
pozostałe
Razem środki
trwałe -
własne
Środki trwałe w budowie
Razem
rzeczowe
aktywa
trwałe -
własne
Dotyczące
poszukiwania
i oceny
zasobów
mineralnych
Pozostałe
Wartość brutto na 1 stycznia 2020
142
37 445
18 631
3 303
59 521
3 725
5 357
68 603
Umorzenie skumulowane
(1)
(15 598)
(9 657)
(1 991)
(27 247)
-
-
(27 247)
Odpisy z tytułu utraty wartości
(11)
(2 042)
(776)
(40)
(2 869)
(1 164)
(41)
(4 074)
Wartość netto na 1 stycznia 2020
130
19 805
8 198
1 272
29 405
2 561
5 316
37 282
Różnice kursowe z przeliczenia
jednostek zagranicznych
-
-
98
-
98
16
49
163
Nabycie
-
-
-
-
-
882
5 127
6 009
Przyjęte z leasingu/ nowe umowy
-
-
-
-
-
-
2
2
Zbycie
-
(19)
(1)
(2)
(22)
-
-
(22)
Rezerwa na koszty likwidacji
odwiertów
Nota 6.3.2.
-
445
-
-
445
51
210
706
Przeniesienie ze środków trwałych w
budowie
2
2 689
2 043
310
5 044
(256)
(4 920)
(132)
Przeniesienie pomiędzy grupami,
własnością oraz pomiędzy pozycjami
sprawozdania z sytuacji finansowej
-
(3)
9
5
11
(5)
3
9
Amortyzacja
-
(1 206)
(1 258)
(256)
(2 720)
-
-
(2 720)
Odpis z tytułu utraty wartości
(1)
(703)
(405)
(22)
(1 131)
(347)
(72)
(1 550)
Zmiany w Grupie
-
-
-
-
-
-
21
21
Aktywowane odsetki
-
-
-
-
-
12
93
105
Likwidacja
-
(24)
(10)
(4)
(38)
-
-
(38)
Odpisanie środków trwałych w
budowie bez efektów gospodarczych
-
-
-
-
-
(198)
(3)
(201)
Pozostałe zmiany
-
1
(4)
2
(1)
(8)
29
20
Wartość brutto na 31 grudnia 2020
144
40 481
20 710
3 493
64 828
4 219
5 968
75 015
Umorzenie skumulowane
(1)
(16 751)
(10 859)
(2 126)
(29 737)
-
-
(29 737)
Odpisy z tytułu utraty wartości
(12)
(2 745)
(1 181)
(62)
(4 000)
(1 511)
(113)
(5 624)
Wartość netto na 31 grudnia 2020
131
20 985
8 670
1 305
31 091
2 708
5 855
39 654
Różnice kursowe z przeliczenia
jednostek zagranicznych
-
-
283
-
283
53
95
431
Nabycie
-
-
-
-
-
784
6 151
6 935
Przyjęte z leasingu/ nowe umowy
-
-
-
-
-
-
96
96
Zbycie
(1)
(3)
(8)
(1)
(13)
-
(4)
(17)
Rezerwa na koszty likwidacji odwiertów
Nota 6.3.2.
-
(305)
-
-
(305)
(22)
(57)
(384)
Przeniesienie ze środków trwałych w
budowie
1
3 385
4 367
404
8 157
(169)
(8 351)
(363)
Przeniesienie pomiędzy grupami,
własnością oraz pomiędzy pozycjami
sprawozdania z sytuacji finansowej
(1)
(60)
(20)
(1)
(82)
(396)
394
(84)
Amortyzacja
-
(1 291)
(1 437)
(291)
(3 019)
-
-
(3 019)
Odpis z tytułu utraty wartości
2
716
96
13
827
161
112
1 100
Zmiany w Grupie
-
-
3 662
-
3 662
-
-
3 662
Aktywowane odsetki
-
-
-
-
-
7
50
57
Likwidacja
(2)
(87)
(13)
(4)
(106)
-
-
(106)
Odpisanie środków trwałych w budowie
bez efektów gospodarczych
-
-
-
-
-
(621)
(2)
(623)
Pozostałe zmiany
-
(2)
1
-
(1)
(29)
(275)
(305)
Wartość brutto na 31 grudnia 2021
141
43 239
28 984
3 758
76 122
3 826
4 065
84 013
Umorzenie skumulowane
(1)
(17 872)
(12 298)
(2 284)
(32 455)
-
-
(32 455)
Odpisy z tytułu utraty wartości
(10)
(2 029)
(1 085)
(49)
(3 173)
(1 350)
(1)
(4 524)
Wartość netto na 31 grudnia 2021
130
23 338
15 601
1 425
40 494
2 476
4 064
47 034
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 43 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zmiany aktywów z tytułu prawa do użytkowania:
Grunty
Budynki i
budowle
Urządzenia
techniczne i
maszyny
Środki
transportu i
pozostałe
Razem aktywa
z tytułu prawa
do użytkowania
Pozostałe
środki trwałe w
budowie
Razem
rzeczowe
aktywa trwałe z
tytułu prawa do
użytkowania
Wartość brutto na 1 stycznia 2020
2 386
377
186
45
2 994
-
2 994
Umorzenie skumulowane
(72)
(98)
(24)
(10)
(204)
-
(204)
Odpisy z tytułu utraty wartości
(69)
(1)
-
-
(70)
-
(70)
Wartość netto na 1 stycznia 2020
2 245
278
162
35
2 720
-
2 720
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek
zagranicznych
-
1
2
-
3
-
3
Nabycie
-
-
-
-
-
1
1
Przyjęte z leasingu/ nowe umowy
298
11
4
11
324
2
326
Zbycie
(9)
-
-
-
(9)
-
(9)
Przeniesienie ze środków trwałych w budowie
2
1
1
3
7
(4)
3
Przeniesienie pomiędzy grupami, własnością oraz
pomiędzy pozycjami sprawozdania z sytuacji
finansowej
(19)
10
(2)
(10)
(21)
-
(21)
Amortyzacja
(69)
(26)
(14)
(11)
(120)
-
(120)
Odpis z tytułu utraty wartości
(8)
-
-
(2)
(10)
-
(10)
Likwidacja
(5)
(2)
-
(1)
(8)
-
(8)
Pozostałe zmiany
(11)
7
25
4
25
1
26
Wartość brutto na 31 grudnia 2020
2 641
403
215
49
3 308
-
3 308
Umorzenie skumulowane
(140)
(122)
(37)
(18)
(317)
-
(317)
Odpisy z tytułu utraty wartości
(77)
(1)
-
(2)
(80)
-
(80)
Wartość netto na 31 grudnia 2020
2 424
280
178
29
2 911
-
2 911
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek
zagranicznych
-
-
4
-
4
-
4
Przyjęte z leasingu/ nowe umowy
250
33
19
6
308
1
309
Zbycie
(2)
(1)
-
-
(3)
-
(3)
Rezerwa na koszty likwidacji odwiertów
31
-
-
-
31
-
31
Przeniesienie ze środków trwałych w budowie
95
-
-
2
97
(1)
96
Przeniesienie pomiędzy grupami, własnością oraz
pomiędzy pozycjami sprawozdania z sytuacji
finansowej
(27)
-
-
-
(27)
-
(27)
Amortyzacja
(77)
(28)
(12)
(11)
(128)
-
(128)
Odpis z tytułu utraty wartości
(22)
1
-
-
(21)
-
(21)
Likwidacja
(14)
(1)
-
-
(15)
-
(15)
Pozostałe zmiany
(3)
3
-
1
1
-
1
Wartość brutto na 31 grudnia 2021
2 965
436
235
55
3 691
-
3 691
Umorzenie skumulowane
(211)
(149)
(46)
(26)
(432)
-
(432)
Odpisy z tytułu utraty wartości
(99)
-
-
(2)
(101)
-
(101)
Wartość netto na 31 grudnia 2021
2 655
287
189
27
3 158
-
3 158
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 44 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
6.1.2 Wartości niematerialne
Zasady rachunkowości
Wartości niematerialne
Najistotniejsze pozycje posiadanych przez Grupę wartości niematerialnych są następujące:
programy komputerowe,
uprawnienia do emisji CO
2
(nabyte w celu umorzenia i nieodpłatnie otrzymane),
koncesje wynikające z prawa geologicznego i górniczego, prawo do użytkowania górniczego, informację geologiczną (Koncesje),
wartość firmy.
Uprawnienia do emisji CO
2
Grupa posiada przydział praw do emisji CO
2
na poszczególne instalacje zgodnie z ustawą o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych.
Prawa do emisji Grupa dzieli na:
nabyte w celu umorzenia – ujmowane są w księgach rachunkowych jako wartości niematerialne i wyceniane według zasad podanych poniżej,
nabyte w celu odsprzedaży – ujmowane są w księgach rachunkowych jako zapas (nota 6.2.1.),
nieodpłatnie otrzymane w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień (w latach 2008-2012) – nabyte pierwotnie nieodpłatnie przyznane
prawa, ujmowane są w bilansie w cenie ich nabycia (tzn. wartości zerowej) i ewidencjonowane pozabilansowo.
Koncesje oraz prawo do użytkowania górniczego i informacji geologicznej
W działalności poszukiwawczej i wydobywczej Grupa wykorzystuje koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz wydobycie gazu ziemnego
i/lub ropy naftowej, udzielone na podstawie prawa geologicznego i górniczego. Ponadto korzysta również z prawa do informacji geologicznej oraz
użytkowania górniczego.
Koszty koncesji na poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego i/lub ropy naftowej oraz wynagrodzenie dla Skarbu Państwa za ustanowienie
użytkowania górniczego Grupa ujmuje jako nakłady podlegające kapitalizacji.
Wartość firmy
Wartość firmy stanowi nadwyżkę kosztu przejęcia nad kwotą netto ustaloną na dzień przejęcia wartości możliwych do zidentyfikowania nabytych
aktywów i przejętych zobowiązań wycenionych zgodnie z MSSF 3. Koszty powiązane z przejęciem rozliczane są, jako koszty okresu, w którym
koszty te są ponoszone w zamian za otrzymane usługi, z wyjątkiem kosztów emisji dłużnych i kapitałowych papierów wartościowych.
Wycena
Składnik wartości niematerialnych w momencie początkowego ujęcia wycenia się w cenie nabycia lub koszcie wytworzenia.
W przypadku ustanowionego użytkowania górniczego, wartość początkową stanowi wynagrodzenie dla Skarbu Państwa za ustanowienie
użytkowania górniczego.
Po początkowym ujęciu składniki wartości niematerialnych wykazuje się w cenie nabycia lub koszcie wytworzenia pomniejszonym o umorzenie
i łączną kwotę odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości (zasady rachunkowości dot. utraty wartości przedstawione zostały w nocie 6.1.3.).
Amortyzacja wartości niematerialnych odbywa się metodą liniową według stawek odzwierciedlających przewidywany okres ich użytkowania.
W przypadku nabytych praw do emisji CO
2
amortyzacja dokonywana jest poprzez umarzanie praw zależnie od wielkości emisji.
Wartość firmy podlega corocznie testowi na utratę wartości i jest wykazywana w sprawozdaniu z sytuacji finansowej według wartości początkowej
pomniejszonej o skumulowane odpisy z tytułu utraty wartości. Wartość firmy nie podlega amortyzacji.
Istotne szacunki
Okresy ekonomicznej użyteczności wartości niematerialnych
Okresy ekonomicznej użyteczności wartości niematerialnych oparto na ocenie służb technicznych, odpowiedzialnych za ich eksploatację.
Szacunkom takim towarzyszy niepewność co do przyszłych warunków prowadzenia działalności gospodarczej, zmian technologicznych
i konkurencji na rynku, które skutkować mogą inną oceną ekonomicznej przydatności składników i pozostałego okresu ich użyteczności,
co w rezultacie może istotnie wpłynąć na wartość wartości niematerialnych oraz koszty amortyzacji w przyszłości.
Szacunki okresu i metody amortyzacji weryfikowane są na koniec roku obrotowego. Jeśli oczekiwany okres użytkowania składnika aktywów różni
się znacząco od poprzednich szacunków, dokonuje się zmiany okresu amortyzacji. Skutki zmiany wartości szacunkowych ujmowane są
w rachunku zysków i strat w okresie, w tej samej pozycji, w której sklasyfikowano wcześniej wartość szacunkową.
W wyniku przeprowadzonej weryfikacji na dzień 31 grudnia 2021 roku roczne koszty amortyzacji wzrosły o ok. 1 mln PLN.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 45 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Uprawnienia do
emisji CO
2
Programy
komputerowe
Koncesje
Wartość firmy
Inne wartości
niematerialne
Razem
Wartość brutto na 1 stycznia 2020
1 303
561
320
65
550
2 799
Umorzenie skumulowane
(1 041)
(445)
(102)
-
(407)
(1 995)
Odpisy z tytułu utraty wartości
-
(4)
(69)
-
(2)
(75)
Wartość netto na 1 stycznia 2020
262
112
149
65
141
729
Przeniesienie ze środków trwałych w budowie
54
33
5
-
37
129
Przeniesienie pomiędzy grupami oraz pomiędzy pozycjami
sprawozdania z sytuacji finansowej
-
(1)
-
-
2
1
Nabycie
447
-
-
-
-
447
Amortyzacja
(464)
(46)
(22)
-
(49)
(581)
Odpis z tytułu utraty wartości
-
(1)
(8)
-
(2)
(11)
Pozostałe zmiany
(6)
-
-
-
(15)
(21)
Wartość brutto na 31 grudnia 2020
1 768
578
320
65
563
3 294
Umorzenie skumulowane
(1 475)
(476)
(119)
-
(445)
(2 515)
Odpisy z tytułu utraty wartości
-
(5)
(77)
-
(4)
(86)
Wartość netto na 31 grudnia 2020
293
97
124
65
114
693
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych
-
-
2
30
-
32
Przeniesienie ze środków trwałych w budowie
116
76
16
-
59
267
Nabycie
470
-
-
-
-
470
Amortyzacja
(749)
(53)
(23)
-
(53)
(878)
Odpis z tytułu utraty wartości
-
-
4
-
1
5
Zmiany w Grupie
-
-
-
1 305
-
1 305
Likwidacja
-
-
-
(3)
-
(3)
Pozostałe zmiany
(65)
-
-
-
-
(65)
Wartość brutto na 31 grudnia 2021
2 315
629
328
1 397
614
5 283
Umorzenie skumulowane
(2 250)
(504)
(132)
-
(490)
(3 376)
Odpisy z tytułu utraty wartości
-
(5)
(73)
-
(3)
(81)
Wartość netto na 31 grudnia 2021
65
120
123
1 397
121
1 826
6.1.3 Utrata wartości aktywów niefinansowych
Istotne szacunki
Utrata wartości aktywów niefinansowych
Test na utratę wartości rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych przeprowadza się, gdy wystąpią przesłanki wskazujące na utratę
wartości. Test na utratę wartości przeprowadza się poprzez porównanie wartości bilansowej aktywa (lub ośrodka wypracowującego środki
pieniężne, jeżeli aktywo nie generuje samodzielnie wpływów pieniężnych) z wartością odzyskiwalną tj. wyższą spośród wartości godziwej
pomniejszonej o koszty sprzedaży lub wartości użytkowej.
Jeżeli wartość odzyskiwalna jest niższa od wartości księgowej składnika aktywów (lub ośrodka wypracowującego środki pieniężne), wartość
księgowa obniżana jest do wartości odzyskiwalnej danego składnika aktywów (lub ośrodka wypracowującego środki pieniężne). Odpis
aktualizujący z tytułu utraty wartości ujmowany jest jako koszt w okresie, w którym wystąpiła utrata wartości.
Kwoty sald odpisów dotyczących rzeczowych aktywów trwałych zostały przedstawione w poniższej tabeli:
2021
2020
Działalność
wydobywcza
Działalność obrotu
i magazynowania
Pozostałe
Działalność
wydobywcza
Działalność obrotu
i magazynowania
Pozostałe
Grunty
(23)
-
(86)
(30)
-
(59)
Budynki i budowle
(1 770)
(48)
(211)
(2 459)
(53)
(234)
Urządzenia techniczne i maszyny
(677)
(321)
(87)
(771)
(319)
(91)
Środki transportu i pozostałe
(46)
(1)
(4)
(59)
(1)
(4)
Środki trwałe w budowie:
dotyczące poszukiwania i oceny zasobów
mineralnych
(1 350)
-
-
(1 511)
-
-
pozostałe
47
-
(48)
(68)
-
(45)
Razem
(3 819)
(370)
(436)
(4 898)
(373)
(433)
Razem na koniec okresu
(4 625)
(5 704)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 46 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Odpisy aktualizujące aktywa trwałe są efektem oceny wartości odzyskiwalnej aktywów, która dokonywana jest na podstawie analizy
przyszłych przepływów pieniężnych – w szczególności w oparciu o aktualne i prognozowane ścieżki cenowe węglowodorów na
międzynarodowych rynkach. W 2021 roku miały miejsce wysokie wzrosty cen na rynku paliw. Wzrosty cen na rynku ropy naftowej
silnie powiązane są z sytuacją podażowo-popytową o charakterze globalnym, na którą wpływ mogło mieć oczekiwanie dynamicznego
odbicia gospodarki światowej po załamaniu w 2020 roku spowodowanym pandemią COVID-19. Z kolei ceny gazu ziemnego i energii
elektrycznej były pod silnym wpływem rosnących cen uprawnień do emisji CO
2
i wzrostu cen pozostałych produktów energetycznych,
a wzrost ceny gazu dodatkowo wspierały niskie poziomy tego paliwa w magazynach w Europie, zmiany oczekiwań w zakresie
rezerwacji mocy przesyłowych oraz planowane i nieplanowane przestoje instalacji.
Kumulacja czynników rynkowych i złożowych spowodowała rozwiązanie odpisów aktualizujących wartość aktywów niefinansowych
w 2021 roku. Grupa wskazuje, że ilość i charakter czynników mających wpływ na poziom cen w 2021 roku nie pozwala na
zakwalifikowanie tej zmiany w całości jako wpływ COVID-19 ani wyodrębnienie wpływu COVID-19 z wyniku wyceny majątku Spółki.
Na koniec bieżącego okresu sprawozdawczego przeprowadzono test na utratę wartości podstawowych aktywów operacyjnych
Grupy, stanowiących: majątek wydobywczy służący eksploatacji gazu ziemnego i ropy naftowej, magazyny paliwa gazowego,
majątek dzierżawiony i wynajmowany (w tym: stacje CNG, majątek przesyłowy, pozostałe nieruchomości), stacje regazyfikacji LNG
oraz majątek będący środkami trwałymi w budowie (odwierty w budowie).
Poniżej przedstawiono podstawowe informacje na temat przeprowadzonego testu dla obszarów, w których dokonano
najistotniejszych wartościowo odpisów.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 49 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
6.2 Kapitał obrotowy
6.2.1 Zapasy
Zasady rachunkowości
Najistotniejsze pozycje zapasów w Grupie stanowią:
paliwo gazowe oraz paliwa do produkcji energii i ciepła,
świadectwa pochodzenia energii uzyskane w związku z wytworzeniem energii elektrycznej oraz zakupione w celu przedstawienia
ich do umorzenia w związku z ciążącym na Grupie obowiązkiem wynikającym z postanowień ustawy Prawo energetyczne,
świadectwa efektywności energetycznej zakupione przez Grupę w celu przedstawienia ich do umorzenia oraz uzyskane w związku
z prowadzeniem działań proefektywnościowych zgodnie z Ustawą o efektywności energetycznej,
materiały niezbędne do prowadzenia inwestycji i eksploatacji kopalń, produkcji,
uprawnienia do emisji CO
2
(nabyte w celu odsprzedaży).
Wartość zapasów ustala się początkowo w cenie nabycia lub koszcie wytworzenia. Na dzień bilansowy wyceny dokonuje się według ceny nabycia
lub kosztu wytworzenia lub też według wartości netto możliwej do uzyskania, w zależności od tego, która z kwot jest niższa.
Zapas gazu wysokometanowego wyceniany jest dla wszystkich magazynów łącznie według średniej ważonej ceny pozyskania paliwa gazowego.
Rozchód paliwa gazowego do sprzedaży i na cele zużycia własnego w Podziemnych Magazynach Gazu (PMG) oraz różnice bilansowe wycenia
się według średniej ważonej ceny pozyskania, na którą składają się w szczególności: koszt nabycia gazu ze wszystkich źródeł wraz z uzasadnioną
częścią kosztów opłat systemowych i transakcyjnych, rzeczywisty koszt wydobycia ze źródeł krajowych, koszt odazotowania oraz koszt
regazyfikacji.
Zapas gazu LNG wyceniany jest według rzeczywistego kosztu ceny produkcji lub nabycia, w zależności od źródła pochodzenia. Wartość ceny
nabycia powiększana jest o koszty nabycia, w tym koszty związane z transportem gazu do miejsca składowania (w tym usługi holowniczo-
cumownicze, opłaty portowe itp.). Zapas gazu LNG wyceniany jest z zastosowaniem metody średniej ważonej. Rozchód LNG na potrzeby
sprzedaży i zużycia (w tym do regazyfikacji) odbywa się po średnim rzeczywistym koszcie jednostkowym z danego okresu sprawozdawczego,
w danej lokalizacji.
Spółki Grupy jako producenci i sprzedawcy energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych lub wyprodukowanych w kogeneracji, zgodnie
z postanowieniami prawa energetycznego, otrzymują lub nabywają świadectwa pochodzenia energii elektrycznej, natomiast spółki Grupy jako
przedsiębiorstwa sprzedające energię elektryczną, ciepło lub paliwa gazowe odbiorcom końcowym otrzymują świadectwa efektywności
energetycznej. Podmioty te mają ustawowy obowiązek uzyskać i przedstawić do umorzenia określona liczbę świadectw.
Do świadectw pochodzenia przypisane są prawa majątkowe, które powstają w momencie uprawdopodobnienia faktu otrzymania tych świadectw
i ujmowane są jako zapas w wartości rynkowej , jednocześnie następuje ujęcie przychodu ze sprzedaży energii.
Zakupione świadectwa pochodzenia energii i świadectwa efektywności energetycznej (inne niż zakupione w celach handlowych) ujmowane są
jako zapasy w cenie nabycia a ich rozchód wycenia się metodą średniej ważonej.
W przypadku kiedy jednostka na dzień bilansowy nie posiada wystarczającej ilości świadectw tworzy rezerwę na zakup certyfikatów w celu ich
umorzenia, w korespondencji z utworzoną rezerwą (nota 6.3.3.).
Grupa ujmuje również jako zapas nabyte prawa do emisji CO
2
w celu odsprzedaży. Prawa te wyceniane są w momencie początkowego ujęcia
w cenie nabycia, a na koniec okresu sprawozdawczego w cenie nabycia lub możliwej do uzyskania cenie sprzedaży netto, w zależności od tego,
która z kwot jest niższa. W obecnym okresie sprawozdawczym nie jest to istotna wartość.
Istotne szacunki
Odpis aktualizujący wartość zapasów
W przypadku, gdy cena nabycia lub koszt wytworzenia zapasów nie są możliwe do odzyskania, Grupa dokonuje odpisów aktualizujących
ich wartość do wartości netto możliwej do uzyskania.
Odpisów aktualizujących wartość świadectw pochodzenia energii i świadectw efektywności energetycznej dokonuje się na podstawie porównania
wartości bilansowej do wartości możliwej do uzyskania, pochodzącej z aktywnego rynku.
W przypadku zapasów nie wykazujących zużycia, odpisy wartości ustalane są w wyniku doraźnej oceny ich przydatności, według poniższych
założeń:
Materiały zakupione i nie wykazujące
ruchu w okresie:
Stawka odpisu aktualizującego
1 – 5 lat
W większości przypadków stosowany jest odpis w wysokości 20%; w przypadkach, w których uwzględniana
jest indywidualna ocena przydatności i możliwości wykorzystania grupy asortymentowej materiałów oraz
struktury czasowej ich zalegania, stosowane są również odpisy w wysokości 5% i 10%
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 50 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
5 – 10 lat
Stosowany jest odpis w wysokości 20-100%
Powyżej 10 lat
Stosowany jest odpis w wysokości 100% w przypadku materiałów cechujących się brakiem przydatności i
przeznaczeniem do zbycia lub złomowania.
Zapasy
2021
2020
Wartość brutto
Odpis aktualizujący
Wartość netto
Wartość brutto
Odpis aktualizujący
Wartość netto
Materiały, w tym:
8 357
(211)
8 146
2 650
(99)
2 551
paliwo gazowe
7 636
(106)
7 530
1 812
(18)
1 794
paliwa do produkcji energii i ciepła
151
-
151
314
-
314
ropa naftowa
17
-
17
17
-
17
pozostałe materiały
553
(105)
448
507
(81)
426
Świadectwa pochodzenia energii
82
(1)
81
102
(1)
101
Prawa do emisji CO
2
-
-
-
23
-
23
Pozostałe zapasy
9
(1)
8
9
-
9
Razem
8 448
(213)
8 235
2 784
(100)
2 684
Zmiany odpisu aktualizującego
2021
2020
Odpis aktualizujący na początek okresu
(100)
(456)
Ujęte w rachunku zysków i strat, w tym:
Utworzenie
(133)
(28)
Rozwiązanie
22
378
Różnice kursowe z przeliczenia
(2)
2
Pozostałe zmiany
-
2
Zmiany w Grupie
-
2
Odpis aktualizujący na koniec okresu
(213)
(100)
6.2.2 Należności
Zasady rachunkowości
Pozycja należności obejmuje głównie krótkoterminowe należności z tytułu dostaw i usług (głównie ze sprzedaży paliwa gazowego) oraz podatków,
ceł i ubezpieczeń społecznych.
Krótkoterminowe należności z tytułu dostaw i usług ujmuje się początkowo w ich cenie transakcyjnej, jeśli nie zawierają istotnego komponentu
finansowania.
Po początkowym ujęciu, w przypadku spełnienia testu przepływu kapitału i odsetek oraz w sytuacji, gdy model biznesowy zakłada jedynie
utrzymywanie w celu pozyskiwania przepływów pieniężnych, krótkoterminowe należności z tytułu dostaw i usług ujmuje się w kategorii
wycenianych według zamortyzowanego kosztu, z uwzględnieniem odpisu aktualizującego.
Należności z tytułu podatków, ceł i ubezpieczeń społecznych wycenia się w kwocie należnej spółkom Grupy zgodnie z obowiązującymi i mającymi
zastosowanie przepisami.
Istotne szacunki
Utrata wartości aktywów finansowych
Kwota odpisu aktualizującego należności stanowi różnicę pomiędzy wartością księgową składnika aktywów, a wartością bieżącą oszacowanych
przyszłych zdyskontowanych przepływów pieniężnych z zastosowaniem pierwotnej efektywnej stopy procentowej dla tego składnika aktywów.
Grupa monitoruje zmiany poziomu ryzyka kredytowego związanego z danym składnikiem aktywów finansowych oraz klasyfikuje aktywa finansowe
do jednej z trzech klas wyznaczania odpisów z tytułu przyszłej oczekiwanej straty:
Klasa 1 - Ekspozycje bez utraty wartości oraz bez znaczącego wzrostu ryzyka kredytowego, dla których ryzyko utraty wartości w horyzoncie
całego życia nie jest istotnie wyższe w stosunku do ryzyka danej ekspozycji na datę udzielenia. Oczekiwana strata kredytowa dla ekspozycji
w tej klasie liczona jest w horyzoncie 12 miesięcznym lub krótszym – w zależności od daty zapadalności ekspozycji. Aktywa finansowe
klasyfikowane do tej klasy charakteryzują się niskim poziomem ryzyka kredytowego lub wzrost ryzyka nie był znaczny oraz posiadają wysoką
ocenę wiarygodności kredytowej (określaną na podstawie wiarygodnych danych finansowych z uwzględnieniem zewnętrznych ocen
ratingowych).
Klasa 2 - Ekspozycje bez utraty wartości oraz ze znaczącym wzrostem ryzyka kredytowego, gdzie ryzyko utraty wartości w horyzoncie życia
jest istotnie wyższe w stosunku do ryzyka danej ekspozycji na datę udzielenia oraz niebędące w stanie utraty wartości. Dla tej klasy
prawdopodobieństwo wystąpienia zdarzenia niewypłacalności kalkulowane jest w horyzoncie całego życia aktywa.
Klasa 3 - Ekspozycje z utratą wartości, która powstała w trakcie kiedy aktywo było w posiadaniu Grupy. Dla tych ekspozycji utrata wartości
jest liczona w horyzoncie do przewidywanej daty zakończenia okresu windykacji z uwzględnieniem przewidywanej kwoty odzysku.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 51 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Dla aktywów z utratą wartości odsetki naliczane są za pomocą efektywnej stopy procentowej w odniesieniu do wartości aktywa netto
(pomniejszonej o odpis z tytułu utraty wartości). Skutkuje to ujęciem odsetek netto (pomniejszonych o odpis z tytułu utraty wartości)
w rachunku zysków i strat.
W zależności od rodzaju aktywa finansowego stosowana jest jedna z dwóch metod tworzenia odpisów aktualizujących.
Według metody grupowej (macierzowej, statystycznej) odpisy aktualizujące aktywa finansowe są tworzone dla dużej liczby stosunkowo niewielkich
kwotowo aktywów finansowych o charakterze krótkoterminowym (tzw. portfel homogeniczny). Podstawą tworzenia odpisów jest analiza danych
historycznych o spłacie należności przeterminowanych w poszczególnych przedziałach wiekowania oraz wykorzystanie metody macierzy migracji.
Na bazie analizy ustalane są wskaźniki spłacalności stanowiące podstawę ustalenia odpisów aktualizujących należności w każdym przedziale
wiekowania.
Według metody indywidualnej Grupa szacuje oczekiwany poziom strat kredytowych dla tych pozycji, które nie mogły zostać zaklasyfikowane
do portfela homogenicznego, takich jak:
należności leasingowe,
nabyte emisje papierów dłużnych,
istotne należności handlowe,
należności handlowe z terminem zapadalności powyżej roku,
należności z tytułu sprzedaży udziałów i akcji,
należności z tytułu dopłat do kapitału.
Grupa identyfikuje instrumenty z rozpoznaną utratą wartości w przypadku wystąpienia następujących przesłanek:
opóźnienie płatnicze powyżej 90 dni,
wysokie prawdopodobieństwo upadłości lub innej reorganizacji finansowej kontrahenta,
toczące się postępowanie upadłościowe / układowe dłużnika,
spór prawny względem wielkości / zasadności roszczenia będącego podstawą danej należności,
inne informacje o charakterze jakościowym wskazujące na niemożność pełnego zaspokojenia wszystkich roszczeń finansowych ze strony
dłużnika.
Oczekiwana utrata wartości dla takich ekspozycji jest liczona w horyzoncie do przewidywanej daty zakończenia okresu windykacji.
Wartość odpisu zaliczana jest odpowiednio do pozostałych kosztów operacyjnych lub kosztów finansowych – zależnie od rodzaju pozycji, której
dotyczy odpis aktualizujący.
Należności
2021
2020
Wartość brutto
Odpis
aktualizujący
Wartość netto
Wartość brutto
Odpis
aktualizujący
Wartość netto
Należności z tytułu dostaw i usług (głównie ze
sprzedaży paliwa gazowego)
11 897
(460)
11 437
4 834
(385)
4 449
Należności z tytułu depozytów zabezpieczających
3 250
(1)
3 249
-
-
-
Należności z tytułu podatku od towarów i usług
966
-
966
392
-
392
Należności z tytułu podatku dochodowego od
osób prawnych
265
(6)
259
107
(6)
101
Należności z tytułu innych podatków, ceł i
ubezpieczeń społecznych
24
(4)
20
60
(18)
42
Należności z tytułu udzielonych pożyczek
258
(172)
86
82
(56)
26
Pozostałe należności
797
(352)
445
624
(346)
278
Razem
17 457
(995)
16 462
6 099
(811)
5 288
Grupa narażona jest na ryzyko kredytowe oraz ryzyko walutowe wynikające z należności z tytułu dostaw i usług. Zarządzanie
ryzykiem kredytowym (w tym ocenę jakości kredytowej należności i koncentrację ryzyka kredytowego) przedstawiono w nocie 7.3.1.
Informacje na temat ryzyka walutowego związanego z należnościami zaprezentowano w nocie 7.3.2.2.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 52 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zmiana odpisów na należności z tytułu dostaw i usług w bieżącym okresie
Należności z tytułu dostaw i
usług objęte analizą grupową
Należności z tytułu dostaw i usług objęte analizą
indywidualną
Wyceniane w
wartości godziwej
przez wynik
finansowy
oczekiwana strata
w okresie całego
życia
z rozpoznaną
utratą wartości
12-miesięczna
oczekiwana strata
oczekiwana strata
w okresie całego
życia
z rozpoznaną
utratą wartości
Stan na 1 stycznia 2020
7
201
10
-
157
1
Zwiększenia ujęte w rachunku zysków i strat
91
17
4
-
34
-
Zmniejszenia ujęte w rachunku zysków i strat
(34)
(15)
(9)
-
(49)
-
Wykorzystanie odpisów
-
(19)
-
-
(17)
-
Przeniesienia
(16)
16
-
-
-
-
Wpływ zmian kursów walutowych oraz pozostałe
(2)
9
-
-
(1)
-
Stan na 31 grudnia 2020
46
209
5
-
124
1
Zwiększenia ujęte w rachunku zysków i strat
49
8
12
23
141
-
Zmniejszenia ujęte w rachunku zysków i strat
(33)
(8)
(9)
(8)
(100)
-
Wykorzystanie odpisów
-
(19)
-
-
-
-
Przeniesienia
(43)
13
-
-
30
-
Wpływ zmian kursów walutowych oraz pozostałe
1
11
-
-
7
-
Stan na 31 grudnia 2021
20
214
8
15
202
1
Zmiany wartości brutto należności z tytułu dostaw i usług w bieżącym okresie
Należności z tytułu dostaw i
usług objęte analizą grupową
Należności z tytułu dostaw i usług objęte analizą
indywidualną
Wyceniane w
wartości godziwej
przez wynik
finansowy
oczekiwana strata
w okresie całego
życia
z rozpoznaną
utratą wartości
12-miesięczna
oczekiwana strata
oczekiwana strata
w okresie całego
życia
z rozpoznaną
utratą wartości
Wartość brutto na dzień 1 stycznia 2020
3 042
280
1 098
246
220
1
Transfery miedzy grupami
(118)
136
(20)
-
2
-
Spłacone aktywa finansowe
(20 076)
(122)
(19 832)
(680)
(224)
(20)
Nowo rozpoznane aktywa finansowe
20 199
19
19 680
717
273
20
Spisanie w ciężar odpisów
(1)
(22)
-
-
(17)
-
Pozostały wpływ
(16)
35
18
1
(5)
-
Wartość brutto na dzień 31 grudnia 2020
3 030
326
944
284
249
1
Transfery miedzy grupami
(169)
(58)
25
117
85
-
Spłacone aktywa finansowe
(24 894)
(44)
(13 927)
(477)
(910)
(23)
Nowo rozpoznane aktywa finansowe
26 834
21
17 010
652
830
23
Spisanie w ciężar odpisów
-
(24)
(1)
-
-
-
Zmiany w wyniku modyfikacji parametrów ryzyka
-
-
1
-
(1)
-
Zmiany w Grupie
463
-
-
-
-
-
Pozostały wpływ
1 641
-
(192)
28
53
-
Wartość brutto na dzień 31 grudnia 2021
6 905
221
3 860
604
306
1
Wpływ COVID-19 na poziom oczekiwanych strat kredytowych dla należności handlowych
Oczekuje się, że ekonomiczne skutki COVID-19 będą miały wpływ na jakość portfela aktywów finansowych Grupy i ograniczą poziom
spłacalności należności handlowych. Prognozowany wpływ będzie zróżnicowany w zależności od sektora gospodarki, w jakim
funkcjonują kontrahenci. Przyjęte przez Grupę modele uwzględniają korektę prawdopodobieństwa niewypłacalności kontrahentów w
oparciu o oczekiwania rynkowe implikowane z notowań kontraktów Credit Default Swap (CDS).
W celu uwzględnienia wpływu czynników przyszłych (w tym COVID-19) w ramach ryzyka portfela złożonego z kontrahentów
ocenianych indywidualnie, Grupa dokonała korekt prawdopodobieństwa niewykonania zobowiązania w oparciu o notowania
instrumentów CDS na datę bilansową. Korekta była zróżnicowana w zależności od sektora i podsektora gospodarki, w którym działa
kontrahent, oraz uzależniona od wewnętrznej lub zewnętrznej oceny ratingowej kontrahenta.
W celu uwzględnienia wpływu czynników przyszłych (w tym COVID-19) w ramach ryzyka portfela ocenianego metodą macierzową,
Grupa założyła wzrost wskaźników procentowych odzwierciedlający oczekiwaną spłacalność należności w poszczególnych
przedziałach wiekowania należności. Wzrost wskaźników był proporcjonalny do oczekiwanego przez rynek (wyrażonego w formie
notowań kontraktów CDS) wzrostu prawdopodobieństwa niewypłacalności dla kontrahentów charakteryzujących się ryzykiem
zbliżonym do uśrednionego ryzyka portfela, w tym przy uwzględnieniu sektorów gospodarki, z których pochodzą kluczowi kontrahenci
Grupy.
Na podstawie przeprowadzonych analiz, szacowany efekt wpływu COVID-19 na poziom odpisów aktualizujących należności
handlowe w GK PGNiG na dzień 31 grudnia 2021 roku to ich wzrost o około 5 mln PLN.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 53 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zmiana odpisów na pozostałe aktywa finansowe w bieżącym okresie
Pozostałe aktywa finansowe objęte analizą
grupową
Pozostałe aktywa finansowe objęte analizą
indywidualną
oczekiwana strata w
okresie całego życia
Z rozpoznaną utratą
wartości
12-miesięczna
oczekiwana strata
Z rozpoznaną utratą
wartości
Stan na 1 stycznia 2020
16
295
1
83
Zwiększenia ujęte w rachunku zysków i strat
20
19
-
-
Zmniejszenia ujęte w rachunku zysków i strat
(6)
(26)
-
(1)
Wykorzystanie odpisów
-
(1)
-
(76)
Przeniesienia
(14)
14
-
-
Wpływ zmian kursów walutowych oraz pozostałe
12
64
-
1
Stan na 31 grudnia 2020
28
365
1
7
Zwiększenia ujęte w rachunku zysków i strat
20
17
1
17
Zmniejszenia ujęte w rachunku zysków i strat
(13)
(23)
-
(3)
Wykorzystanie odpisów
-
(11)
-
-
Przeniesienia
(7)
(58)
-
65
Zmiany w wyniku modyfikacji parametrów ryzyka
(1)
-
-
-
Wpływ zmian kursów walutowych oraz pozostałe
14
(1)
-
(12)
Stan na 31 grudnia 2021
41
289
2
74
Zmiany wartości brutto pozostałych aktywów finansowych w bieżącym okresie
Pozostałe aktywa finansowe
objęte analizą grupową
Pozostałe aktywa finansowe objęte analizą
indywidualną
Wyceniane w
wartości
godziwej przez
wynik
finansowy
Wyceniane w
wartości
godziwej przez
pozostałe
całkowite
dochody
oczekiwana
strata w okresie
całego życia
Z rozpoznaną
utratą wartości
12-miesięczna
oczekiwana
strata
oczekiwana
strata w okresie
całego życia
Z rozpoznaną
utratą wartości
Wartość brutto na dzień 1 stycznia 2020
351
336
31
-
108
31
40
Transfery miedzy grupami
(26)
26
-
-
-
-
-
Spłacone aktywa finansowe
(472)
(38)
(32)
-
(5)
(126)
-
Nowo rozpoznane aktywa finansowe
339
104
5
-
5
115
-
Spisanie w ciężar odpisów
-
(1)
-
-
(76)
-
-
Pozostały wpływ
(49)
(10)
36
-
(16)
(21)
(40)
Wartość brutto na dzień 31 grudnia 2020
143
417
40
-
16
(1)
-
Transfery miedzy grupami
(11)
(54)
-
-
65
-
-
Spłacone aktywa finansowe
(716)
(13)
(38)
-
(14)
-
-
Nowo rozpoznane aktywa finansowe
822
9
3 278
-
18
-
-
Spisanie w ciężar odpisów
-
(11)
-
-
-
-
-
Zmiany w Grupie
35
-
24
-
-
-
-
Pozostały wpływ
20
43
35
3
4
-
-
Wartość brutto na dzień 31 grudnia 2021
293
391
3 339
3
89
(1)
-
6.2.3 Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz podatków
Zasady rachunkowości
Krótkoterminowe zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz z tytułu zakupu środków trwałych i wartości niematerialnych ujmuje się początkowo
w wartości godziwej, która odpowiada wartości nominalnej i wycenia na dzień bilansowy według zamortyzowanego kosztu.
Zobowiązania z tytułu podatków, ceł i ubezpieczeń społecznych ustala się w kwocie wymagającej zapłaty spółkom Grupy, zgodnie
z obowiązującymi i mającymi zastosowanie przepisami.
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz podatków
2021
2020
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług
4 575
1 199
Zobowiązania z tytułu zakupu środków trwałych i wartości niematerialnych
583
654
Zobowiązania z tytułu podatku od towarów i usług
2 574
963
Zobowiązania z tytułu innych podatków, ceł i ubezpieczeń społecznych
339
313
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego bieżącego
4 853
168
Razem
12 924
3 297
Grupa narażona jest na ryzyko walutowe oraz ryzyko płynności związane ze zobowiązaniami z tytułu dostaw i usług oraz zakupu
środków trwałych i wartości niematerialnych. Ryzyka te opisano odpowiednio w nocie 7.3.2.2. oraz 7.3.3.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 54 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
6.3 Rezerwy i zobowiązania
6.3.1 Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych
Zasady rachunkowości
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze to świadczenia (inne niż świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy), które podlegają w całości
rozliczeniu przed upływem dwunastu miesięcy od końca rocznego okresu sprawozdawczego, w którym pracownicy wykonywali związaną z nimi
pracę. Krótkoterminowe świadczenia pracownicze nie wymagają stosowania założeń aktuarialnych. Grupa ujmuje przewidywaną,
niezdyskontowaną wartość krótkoterminowych świadczeń, które zostaną wypłacone. Wydatki dotyczące świadczeń wypłacanych w okresie
zatrudnienia są odnoszone w rachunek wyników bieżącego okresu sprawozdawczego.
Do zobowiązań z tytułu krótkoterminowych świadczeń pracowniczych wypłacanych przez Grupę należą:
wynagrodzenia oraz składki na ubezpieczenia społeczne,
krótkoterminowe płatne nieobecności (m.in. płatne urlopy wypoczynkowe, płatne zwolnienia lekarskie urlopy macierzyńskie),
wypłaty z zysku i premie przypadające do wypłaty w ciągu 12 miesięcy od zakończenia okresu, w którym pracownicy nabyli te prawa,
świadczenia niepieniężne dla aktualnie zatrudnionych pracowników;
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze ujmowane są w okresie, w którym jednostka Grupy otrzymała przedmiotowe świadczenie ze strony
pracownika, a w przypadku wypłat z zysku i premii, gdy na jednostce Grupy ciąży obecny prawny lub zwyczajowo oczekiwany obowiązek
do dokonania takich wypłat w wyniku zdarzeń przeszłych oraz, gdy można dokonać wiarygodnej wyceny tego zobowiązania.
Grupa ujmuje przewidywane koszty świadczeń pracowniczych w formie krótkoterminowych płatnych nieobecności:
w przypadku kumulowanych płatnych nieobecności (gdy pracownicy wykonywali pracę, która zwiększa ich uprawnienia do przyszłych
płatnych nieobecności), jeśli w bieżącym okresie nie zostały w pełni wykorzystane,
w przypadku niekumulowanych płatnych nieobecności – z chwilą wystąpienia nieobecności.
Świadczenia po okresie zatrudnienia
Są to świadczenia pracownicze (inne niż świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy), które są należne po zakończeniu zatrudnienia. Składają
się na nie głównie świadczenia związane z wycofaniem się z życia zawodowego np. emerytura. Grupa prowadzi różne programy świadczeń
po okresie zatrudnienia, m.in. programy określonych składek lub programy określonych świadczeń, w zależności od sensu ekonomicznego takiego
programu wynikającego z jego podstawowych zasad.
Do świadczeń po okresie zatrudnienia klasyfikowane są między innymi odprawy emerytalne oraz świadczenia z Zakładowego Funduszu
Świadczeń Socjalnych.
Inne długoterminowe świadczenia pracownicze
Inne długoterminowe świadczenia pracownicze to wszystkie świadczenia, których okres realizacji przypada w terminie dłuższym niż 12 miesięcy
od dnia bilansowego. Grupa klasyfikuje je jako:
długoterminowe płatne nieobecności,
nagrody jubileuszowe i inne świadczenia z tytułu długiego stażu pracy,
długoterminowe renty inwalidzkie,
inne długoterminowe świadczenia pracownicze.
Zobowiązania na świadczenia po okresie zatrudnienia w formie programów określonych świadczeń (odprawy emerytalne) oraz inne
długoterminowe świadczenia pracownicze (np. nagrody jubileuszowe, długoterminowe renty inwalidzkie, świadczenia z tytułu ZFŚS) ustalane są
z wykorzystaniem metody prognozowanych uprawnień jednostkowych z wyceny aktuarialnej przeprowadzanej na koniec okresu
sprawozdawczego.
Zyski i straty aktuarialne dotyczące określonych świadczeń po okresie zatrudnienia są prezentowane w innych całkowitych dochodach. Natomiast
zyski i straty dotyczące pozostałych świadczeń wypłacanych w okresie zatrudnienia są odnoszone w rachunek zysków i strat bieżącego okresu
sprawozdawczego.
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
Zobowiązanie to powstaje w następstwie decyzji jednostki o rozwiązaniu stosunku pracy z pracownikiem przed osiągnięciem wieku emerytalnego
lub decyzji pracownika o przyjęciu proponowanych świadczeń w zamian za rozwiązanie stosunku pracy.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 55 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych
2021
2020
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu nagród jubileuszowych
605
58
639
57
Zobowiązania z tytułu odpraw emerytalnych
239
25
311
4
Zobowiązania z tytułu wynagrodzeń
-
88
-
79
Zobowiązania z tytułu niewykorzystanych urlopów
-
67
-
72
Świadczenia pracownicze z tytułu rozwiązania stosunku pracy
-
7
-
7
Zobowiązania z tytułu wypłat z zysku i premii
-
158
-
148
Zobowiązania z tytułu świadczeń z ZFŚS
84
3
90
4
Pozostałe zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych
5
165
6
97
Razem
933
571
1 046
468
Zmiany zobowiązań z tytułu odpraw emerytalnych i nagród jubileuszowych przedstawiały się następująco:
Nagrody jubileuszowe
Odprawy emerytalne
2021
2020
2021
2020
Wartość zobowiązania na początek okresu
696
612
315
257
Koszty odsetek
22
16
10
7
Koszty bieżącego zatrudnienia
31
33
10
12
Wypłacone świadczenia
(65)
(56)
(13)
(11)
Aktuarialny zysk/(strata) - zmiany w założeniach finansowych
(92)
52
(48)
34
Aktuarialny zysk/(strata) - zmiany w założeniach demograficznych
72
39
(10)
16
Reklasyfikacja do zobowiązań dotyczących grup aktywów przeznaczonych do
sprzedaży
(1)
-
-
-
Wartość zobowiązania na koniec okresu
663
696
264
315
W bieżącym okresie stopa techniczna przyjęta do obliczenia zdyskontowanej wartości przyszłych wypłat należnych z tytułu odpraw
emerytalnych ustalona została na poziomie 0%, jako wypadkowa stopy zwrotu z długoletnich obligacji skarbowych o rentowności
3,6% rocznie i planowanej rocznej inflacji wynagrodzeń w wysokości 3,6% (na koniec 2020 roku przyjęto stopę na poziomie -1,4%
jako wypadkową stóp odpowiednio 1,2% i 2,7%).
6.3.2 Rezerwa na koszty likwidacji odwiertów, rekultywacji oraz koszty naprawy środowiska
Zasady rachunkowości
Rezerwa na koszty likwidacji odwiertów oraz Fundusz Likwidacji Zakładu Górniczego (FLZG)
Grupa tworzy rezerwę na przyszłe koszty likwidacji odwiertów, gdy na Grupie ciąży obowiązek likwidacji wykonanych odwiertów po zakończeniu
eksploatacji. W przypadku, gdy rezerwy dotyczą kosztów likwidacji odwiertów stanowiących rzeczowe aktywa trwałe (nakłady na poszukiwanie
i ocenę zasobów mineralnych), wartość zdyskontowanej rezerwy zwiększa wartość tych rzeczowych aktywów trwałych i po przejściu do fazy
eksploatacji amortyzowana jest w okresie przewidywanego, ekonomicznego użytkowania odwiertów (zasady rachunkowości w nocie 6.1.1).
Późniejsze korekty wysokości rezerwy, będące skutkiem zmian szacunków, są również ujmowane jako korekta wartości tego składnika rzeczowych
aktywów trwałych. Korekty wysokości rezerwy wynikające ze zmiany dyskonta ujmuje się w rachunku zysków i strat. Wartość rezerwy na przyszłe
koszty likwidacji odwiertów kopalnianych i magazynowych korygowana jest o wartość FLZG.
FLZG tworzony jest na mocy Ustawy Prawo geologiczne i górnicze, która nakłada na Grupę obowiązek likwidacji zakładów górniczych po
zakończeniu użytkowania. Odpisy na Fundusz Likwidacji Zakładu Górniczego ujmowane są w korespondencji z pozostałymi kosztami
operacyjnymi. Środki FLZG są gromadzone na wyodrębnionym rachunku bankowym i mogą być wykorzystane wyłącznie w celu pokrycia kosztów
likwidacji zakładu górniczego lub jego oznaczonej części, a w szczególności kosztów:
likwidacji i zabezpieczania otworów eksploatacyjnych, magazynowych, zrzutowych, obserwacyjnych i piezometrycznych,
likwidacji zbędnych obiektów oraz demontażu maszyn i urządzeń,
rekultywacji gruntów i zagospodarowania terenów po działalności górniczej,
utrzymania obiektów przeznaczonych do likwidacji w kolejności zapewniającej bezpieczeństwo ruchu zakładu górniczego.
Środki funduszu stanowią środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania wg MSR 7 i prezentowane są w grupie aktywów
długoterminowych z uwagi na ich wieloletni charakter.
Rezerwy związane z rekultywacją składowiska i ochroną środowiska
Grupa tworzy rezerwy na przyszłe zobowiązania z tytułu:
kosztów rozpoznania i rekultywacji, remediacji i działań naprawczych zanieczyszczeń środowiska gruntowo-wodnego w związku
z występowaniem prawnego lub zwyczajowego obowiązku wykonania tych czynności. Tworzona rezerwa odzwierciedla potencjalne koszty
przewidziane do poniesienia, szacowane i weryfikowane okresowo, według cen bieżących.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 56 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
poniesienia obowiązkowych kosztów rekultywacji, remediacji i działań naprawczych dzierżawionych gruntów/działek przed przekazaniem
gruntu leasingodawcy po zakończeniu umowy.
Zmiany stanu rezerw wynikające ze zmiany stopy dyskonta (z tytułu upływu czasu) ujmowane są w rachunku zysków i strat, natomiast zmiany
szacowanego kosztu rekultywacji, remediacji i działań naprawczych korygują wartość składnika, którego dotyczy rezerwa. Zmiany stanu wysokości
rezerw będące skutkiem zmian szacunków wynikających np. z dokonania wcześniejszej rekultywacji terenu są traktowane jako korekta wartości
składnika z tytułu prawa do użytkowania i zwiększenia wartości rezerwy do wartości faktycznie poniesionych kosztów rekultywacji.
Istotne szacunki
Rezerwa na koszty likwidacji odwiertów
Wartość rezerwy oparta jest na szacunkach przyszłych kosztów likwidacji aktywów i rekultywacji gruntów, na które znaczący wpływ ma przyjęta
stopa dyskonta oraz szacunek okresu wystąpienia przyszłych wypływów pieniężnych.
Rezerwa na przyszłe koszty likwidacji odwiertów wyliczona jest w oparciu o koszt stanowiący średni koszt likwidacji odwiertów w poszczególnych
zakładach wydobywczych w ciągu ostatnich trzech pełnych lat poprzedzających okres sprawozdawczy, skorygowany o prognozowany wskaźnik
wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych oraz zmianę wartości pieniądza w czasie. Uwzględnienie trzyletniego horyzontu czasowego wiąże
się ze zróżnicowaniem ilości likwidowanych odwiertów i ich kosztu likwidacji w poszczególnych latach.
Fundusz Likwidacji Zakładu Górniczego (FLZG)
Odpisy na Fundusz Likwidacji Zakładu Górniczego dokonywane są w wysokości 3% wartości rocznych odpisów amortyzacyjnych od rzeczowych
aktywów trwałych zakładu górniczego (ustalonych zgodnie z przepisami o podatku dochodowym od osób prawnych).
Rezerwy związane z rekultywacją składowiska i ochroną środowiska
Wartości rezerw oparte są na szacunkach przyszłych kosztów rekultywacji zanieczyszczeń, na które znaczący wpływ ma przyjęta stopa dyskonta
oraz szacunek okresu wystąpienia przyszłych przepływów pieniężnych.
Nota
Rezerwa na koszty
likwidacji odwiertów
Rezerwy związane z
ochroną środowiska
Rezerwa na
rekultywację
składowiska
Razem
Stan na 1 stycznia 2020
2 389
122
60
2 571
Utworzenie ujęte w koszcie wytworzenia rzeczowych
aktywów trwałych
Nota 6.1.1.
706
-
-
706
Utworzenie ujęte w rachunku zysków i strat
Nota 3.3.
83
10
6
99
Pozostałe zwiększenia - FLZG
1
-
-
1
Wykorzystanie
(28)
-
-
(28)
Rozwiązanie ujęte w rachunku zysków i strat
Nota 3.3.
(45)
(16)
-
(61)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych
23
-
-
23
Stan na 31 grudnia 2020
3 129
116
66
3 311
część długoterminowa
3 094
92
55
3 241
część krótkoterminowa
35
24
11
70
Stan na 1 stycznia 2021
3 129
116
66
3 311
Utworzenie ujęte w koszcie wytworzenia rzeczowych
aktywów trwałych
Nota 6.1.1.
(384)
32
-
(352)
Utworzenie ujęte w rachunku zysków i strat
Nota 3.3.
31
9
1
41
Wykorzystanie
(34)
-
-
(34)
Rozwiązanie ujęte w rachunku zysków i strat
Nota 3.3.
(68)
(55)
(47)
(170)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych
41
-
-
41
Zmiany w Grupie
427
-
-
427
Stan na 31 grudnia 2021
3 142
102
20
3 264
część długoterminowa
3 075
78
8
3 161
część krótkoterminowa
67
24
12
103
W 2021 roku do wyliczenia rezerwy na koszt likwidacji odwiertów i infrastruktury towarzyszącej na terenie Polski zastosowano stopę
dyskonta w wysokości 0,94%, która jest wypadkową stopy zwrotu z aktywów w wysokości 3,46% oraz stopy inflacji na poziomie
ciągłego celu inflacyjnego realizowanego przez NBP w wysokości 2,50% (na koniec 2020 roku stopa dyskonta przyjęta była na
poziomie -1,22% jako wypadkowa stóp odpowiednio 1,25% i 2,50%).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 57 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
6.3.3 Pozostałe rezerwy
Zasady rachunkowości
Istotne szacunki
Rezerwa na świadectwa pochodzenia energii oraz świadectwa efektywności energetycznej
W przypadku braku na dzień bilansowy wystarczającej ilości świadectw
wymaganych do wypełnienia obowiązków zgodnie z Ustawą Prawo
energetyczne i Ustawą o efektywności energetycznej, Grupa tworzy
rezerwę na umorzenie świadectw pochodzenia energii i świadectw
efektywności energetycznej lub uiszczenie opłat zastępczych, w zależności
od tego, która z kwot jest niższa.
Dla celów wyceny rezerwy uwzględnia się wartość bilansową posiadanych
świadectw oraz aktualną cenę rynkową świadectw na Towarowej Giełdzie
Energii, które dodatkowo należałoby nabyć, aby pokryć obowiązek
wynikający z wielkości sprzedaży energii elektrycznej do końcowych
odbiorców.
Rezerwa jest rozliczana z zarejestrowanymi certyfikatami ujętymi jako
zapas (patrz nota 6.2.1.), w momencie zarejestrowania umorzenia
w Rejestrze Świadectw Pochodzenia prowadzonym przez Towarową
Giełdę Energii S.A. (TGE).
Rezerwa na świadectwa pochodzenia energii tworzona jest
na koniec okresu sprawozdawczego w oparciu o ilość energii
elektrycznej zużytej (z wyłączeniem energii zużytej z produkcji
własnej) i sprzedanej do klientów końcowych oraz w oparciu
o wskaźniki procentowe dla poszczególnych świadectw wynikające
z Rozporządzenia Ministra Energii i Klimatu (lub w przypadku
zmiany struktury administracji rządowej innego właściwego
ministra) i cenę poszczególnych świadectw na Towarowej Giełdzie
Energii z ostatniego dnia notowań w okresie sprawozdawczym.
Rezerwa na świadectwa efektywności energetycznej tworzona jest
na koniec okresu sprawozdawczego w oparciu o ilość zużytej
energii elektrycznej (z wyłączeniem energii zużytej z produkcji
własnej) oraz ilość sprzedaży do odbiorców końcowych
(z uwzględnieniem wyłączeń wynikających z Ustawy o
efektywności energetycznej) paliwa gazowego (w jednostkach
energii), energii elektrycznej i ciepła oraz w oparciu o wskaźniki
procentowe wynikające z przepisów prawa oraz średniej ceny
pozyskania całego portfela PMEF (Prawa Majątkowe Efektywności
Energetycznej).
Rezerwa na zobowiązania dotyczące prac poszukiwawczych za granicą
W 2013 roku Jednostka Dominująca utworzyła rezerwę na zobowiązania
dotyczące prac poszukiwawczych, prowadzonych przez spółkę PGNiG
Upstream North Africa B.V. (spółka zależna od PGNiG).
W związku z brakiem prowadzenia przez jednostkę działalności operacyjnej
w wyniku wystąpienia czynników ryzyka tzw. Siły Wyższej panującej w Libii,
Spółka utrzymuje rezerwę na pokrycie zobowiązań koncesyjnych wobec
Rządu Libijskiego wynikającą z zawartych umów koncesyjnych.
Wartość rezerwy oparta jest na podstawie niezrealizowanych
zobowiązań, wynikających z podpisanych umów koncesyjnych.
Rezerwa na roszczenia z tytułu bezumownego korzystania z gruntów
W ramach prowadzonej działalności gospodarczej spółki Grupy instalują
urządzenia techniczne na nieruchomościach gruntowych, stanowiących
własność podmiotów trzecich, często osób fizycznych. W momencie
instalacji infrastruktury, gdy istnieje taka możliwość, zawierane są umowy
ustanawiające standardowe służebności gruntowe oraz umowy służebności
przesyłu.
Grupa tworzy rezerwę w odniesieniu do zgłoszonych roszczeń z tytułu
bezumownego korzystania z gruntów, o potwierdzonej zasadności (tytuł
prawny do gruntu) oraz w przypadku których, w ciągu ostatnich 3 lat,
prowadzona była korespondencja ze zgłaszającym roszczenie.
Grupa szacuje kwotę rezerwy z tytułu bezumownego korzystania
z gruntów w oparciu o operat szacunkowy wykonany przez
rzeczoznawcę, bądź samodzielnie, biorąc pod uwagę powierzchnię
strefy kontrolowanej w metrach kwadratowych, wysokość czynszu
dzierżawnego za rok za metr kwadratowy podobnego gruntu
w danej gminie oraz okres bezumownego korzystania z gruntu (nie
więcej niż 10 lat).
W przypadku, gdy uzyskanie wiarygodnych danych wymaganych
do zastosowania metody opisanej powyżej nie jest możliwe,
Grupa analizuje indywidualnie zgłoszone roszczenia.
Z uwagi na fakt, że wartości przyjęte do ww. kalkulacji wynikają
z wielu zmiennych, ostateczne kwoty odszkodowań z tytułu
bezumownego korzystania z gruntów, jakie Grupa będzie musiała
zapłacić, mogą odbiegać od rozpoznanych rezerw z tego tytułu.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 58 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Nota
Rezerwa na
świadectwa
pochodzenia
energii oraz
efektywności
energetycznej
Rezerwa na
zobowiązania dot.
prac
poszukiwawczych
za granicą
Rezerwa na karę
UOKiK*
Rezerwa na
roszczenia z
tytułu
bezumownego
korzystania z
gruntów
Pozostałe
rezerwy
Razem
Stan na 1 stycznia 2020
216
177
6
21
405
825
Utworzenie ujęte w rachunku zysków i
strat
Nota 3.3.
243
-
-
2
460
705
Rozwiązanie ujęte w rachunku zysków i
strat
Nota 3.3.
(11)
-
-
(6)
(358)
(375)
Wykorzystanie
(179)
-
-
-
(12)
(191)
Zmiany w Grupie
-
-
-
-
(1)
(1)
Pozostałe zmiany
6
(2)
-
1
(44)
(39)
Stan na 31 grudnia 2020
275
175
6
18
450
924
część długoterminowa
-
4
-
10
121
135
część krótkoterminowa
275
171
6
8
329
789
Stan na 1 stycznia 2021
275
175
6
18
450
924
Utworzenie ujęte w rachunku zysków i strat
Nota 3.3.**
310
-
-
8
322
640
Rozwiązanie ujęte w rachunku zysków i
strat
Nota 3.3.
(8)
-
-
(8)
(345)
(361)
Wykorzystanie
(238)
-
(6)
-
(5)
(249)
Zmiany w Grupie
-
-
-
-
54
54
Pozostałe zmiany
3
14
-
-
(3)
14
Stan na 31 grudnia 2021
342
189
-
18
473
1 022
część długoterminowa
-
4
-
12
244
260
część krótkoterminowa
342
185
-
6
229
762
*Więcej informacji na temat postępowania znajduje się w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
**Wartość dotycząca pozostałych rezerw (dotycząca rezerw na gwarancje finansowe) w kwocie -2 mln PLN została ujęta w nocie 3.4 w pozycji pozostałe koszty
finansowe netto.
6.3.4 Dotacje
Zasady rachunkowości
Dotacje
Grupa rozpoznaje dotacje do aktywów, których udzieleniu towarzyszy podstawowy warunek mówiący o tym, że Grupa powinna zakupić, wytworzyć
lub w inny sposób pozyskać aktywa trwałe.
Dotacje do aktywów są ujmowane w sprawozdaniu z sytuacji finansowej w pozycji Dotacje (część krótkoterminowa i długoterminowa), a następnie
systematycznie, drogą równych odpisów rocznych, odnoszone są w rachunek zysków i strat przez przewidywany okres użytkowania tych aktywów.
Dotacje
2021
2020
Dotacje do aktywów, z tego:
738
745
Budowa KPMG Kosakowo
49
53
Rozbudowa PMG Wierzchowice
335
356
Rozbudowa PMG Strachocina
46
49
Rozbudowa PMG Husów
20
23
Budowa systemów dystrybucji gazu ziemnego na terenach niezgazyfikowanych i modernizacja istniejących sieci dystrybucji
131
136
Rozwój inteligentnych systemów magazynowania, przesyłu i dystrybucji energii
116
78
Pozostałe
41
50
Razem
738
745
część długoterminowa
695
695
część krótkoterminowa
42
49
Spółki Grupy prowadzą projekty dofinansowane ze środków Unii Europejskiej. Największe tego typu projekty realizuje Polska Spółka
Gazownictwa Sp. z o.o., która w 2021 roku realizowała umowy o dofinansowanie dla projektów inwestycyjnych związanych z budową
nowych gazociągów w celu rozwoju gazyfikacji w miejscowościach na terenie kraju dotychczas niezgazyfikowanych. W związku z
realizacją powyższych umów spółka, zarówno w bieżącym okresie jak i porównawczym otrzymała dotacje w kwocie 32 mln PLN.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 59 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
6.3.5 Pozostałe zobowiązania
Pozostałe zobowiązania
2021
2020
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Wadia
-
55
-
41
Niezamortyzowana wartość przyłączy gazowych przekazanych
przez odbiorców
24
40
64
40
Zaliczki na dostawy
-
344
-
236
Rozliczenia międzyokresowe bierne
-
306
-
160
Zobowiązania z tytułu koncesji, praw do informacji geologicznej i
użytkowania górniczego
33
-
34
-
Pozostałe przychody przyszłych okresów
1
625
1
212
Pozostałe
72
1 006
78
280
Razem
130
2 376
177
969
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 60 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7. Noty dotyczące instrumentów finansowych i zarządzania ryzykiem
finansowym
7.1 Instrumenty finansowe
Zasady rachunkowości
Grupa posiada następujące kategorie instrumentów finansowych:
wyceniane metodą zamortyzowanego kosztu, liczonego przy wykorzystaniu efektywnej stopy procentowej,
wyceniane do wartości godziwej przez pozostałe całkowite dochody,
wyceniane do wartości godziwej przez wynik finansowy,
instrumenty pochodne zabezpieczające.
W przypadku wyceny instrumentów kapitałowych w wartości godziwej przez wynik finansowy lub przez pozostałe całkowite dochody,
wybór dokonuje się indywidualnie dla każdego instrumentu.
Klasyfikacja aktywów finansowych dokonywana jest w Grupie na podstawie:
modelu biznesowego jednostki w zakresie zarządzania aktywami finansowymi. Model biznesowy dotyczy sposobu, w jaki jednostka zarządza
aktywami finansowymi, aby wygenerować przepływy pieniężne. Model biznesowy może zakładać utrzymywanie aktywów w celu uzyskiwania
przepływów pieniężnych wynikających z umowy (model „utrzymywanie”), celem może być zarówno uzyskiwanie przepływów pieniężnych
jak i sprzedaż aktywów finansowych (model „utrzymywanie i sprzedaż”) lub Grupa może zarządzać aktywami finansowymi w celu
realizowania przepływów pieniężnych poprzez sprzedaż aktywów (model „sprzedaż).
oceny charakterystyki wynikających z umowy przepływów pieniężnych. Jednostki Grupy, na moment początkowy ujęcia aktywa finansowego
w księgach, ustalają czy wynikające z umowy przepływy pieniężne są jedynie spłatą kwoty głównej i odsetek od kwoty głównej pozostałej
do spłaty, a zatem czy są zgodne z podstawową umową pożyczkową. Odsetki mogą obejmować zapłatę za wartość pieniądza w czasie,
ryzyko kredytowe, inne podstawowe ryzyka związane z udzielaniem kredytów oraz koszty i marżę zysku.
W momencie początkowego ujęcia nowego składnika aktywów finansowych spółki Grupy oceniają model biznesowy oraz przeprowadzają
test przepływów pieniężnych (SPPI). Ocena modelu biznesowego oraz wynik testu SPPI warunkuje klasyfikację składnika aktywów finansowych
do odpowiedniej kategorii, zgodnie z poniższym podziałem:
Aktywa finansowe wyceniane według zamortyzowanego kosztu są to aktywa, które spełniają test SPPI i są klasyfikowane do modelu biznesowego
„utrzymywanie”. Grupa zalicza do nich m.in.:
udzielone pożyczki,
należności z tytułu dostaw i usług (nota 6.2.2.),
instrumenty dłużne utrzymywane do terminu wymagalności,
lokaty terminowe,
środki pieniężne i ich ekwiwalenty (nota 5.4.).
Aktywa finansowe wyceniane do wartości godziwej przez pozostałe całkowite dochody to aktywa, które spełniają test SPPI i są klasyfikowane
do modelu biznesowego „utrzymywanie i sprzedaż”. Grupa zalicza do nich m.in.:
inwestycje w instrumenty kapitałowe (z wyjątkiem udziałów i akcji spółek zależnych niekonsolidowanych metodą pełną, współkontrolowanych
i stowarzyszonych niewycenianych metodą praw własności), dla których Grupa wybrała wycenę przez pozostałe dochody całkowite,
inwestycje w instrumenty dłużne, spełniające test SPPI i klasyfikowane do modelu biznesowego „ sprzedaż”.
Aktywa finansowe wyceniane do wartości godziwej przez wynik finansowy to aktywa, które nie spełniają testu SPPI i są klasyfikowane do modelu
biznesowego „sprzedaż”. Zalicza się do nich m.in.:
inwestycje w notowane akcje,
pożyczki udzielone i inne dłużne instrumenty finansowe, które nie spełniają testu SPPI,
jednostki funduszy inwestycyjnych,
inwestycje w instrumenty kapitałowe (z wyjątkiem udziałów i akcji niekonsolidowanych spółek zależnych oraz niewycenianych metodą praw
własności spółek współkontrolowanych i stowarzyszonych), dla których nie wybrano wyceny w wartości godziwej przez pozostałe całkowite
dochody,
inne pozycje (w tym bezzwrotne dopłaty do kapitału w spółce wnoszącej dopłatę, ujmowane jako inwestycja w spółkę zależną).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 61 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zobowiązania finansowe wyceniane według zamortyzowanego kosztu:
zobowiązania z tytułu dostaw i usług (nota 6.2.3.),
zobowiązania z tytułu zadłużenia (nota 5.2.),
wszystkie inne zobowiązania finansowe nie wymienione powyżej (z wyjątkiem zobowiązań z tytułu leasingu ujmowanych zgodnie z MSSF
16).
Aktywa i zobowiązania finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
Do aktywów i zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej przez wynik finansowy Grupa klasyfikuje pochodne instrumenty
finansowe nie wyznaczone na instrumenty zabezpieczające w rachunkowości zabezpieczeń. Zasady rachunkowości przedstawiono w nocie 7.2.
Instrumenty pochodne zabezpieczające
Kategoria ta obejmuje instrumenty pochodne, w odniesieniu do których Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń. Opis stosowanych zasad
dotyczących rachunkowości zabezpieczeń znajduje się w nocie 7.2.
Modyfikacja przepływów pieniężnych wynikających z umowy
W przypadku zidentyfikowania wystąpienia w zawartych umowach przepływów pieniężnych podlegających renegocjacji lub jakiejkolwiek innej
modyfikacji, Grupa dokonuje:
renegocjacji lub modyfikacji umownych przepływów pieniężnych, która nie prowadzi do zaprzestania ujmowania pierwotnego aktywa
finansowego - modyfikacja nieistotna, lub
renegocjacji lub modyfikacji umownych przepływów pieniężnych, która prowadzi do zaprzestania ujmowania i wyłączenia z bilansu aktywa
finansowego - modyfikacja istotna.
Do najistotniejszych kryteriów stosowanych w Grupie dla istotnej modyfikacji przepływów pieniężnych aktywa finansowego należą:
1. Kryterium ilościowe - przekroczenie progu istotności 10% różnicy pomiędzy wyceną bilansową po zmianie harmonogramu oraz wyceną przed
uwzględnieniem zmiany.
2. Kryteria jakościowe:
zmiana stopy zmiennej na stałą i na odwrót;
głęboka restrukturyzacja pożyczki w sytuacji, gdy pożyczkobiorca ma problemy finansowe, obejmująca m.in. podział pożyczki, zmianę
terminów spłaty, zmianę profilu wypłaty, zwiększająca poziom przepływów;
istotna zmiana warunków skutkująca zmianą w zakresie spełnienia testu SPPI.
W dacie, w której następuje zmiana, poprzedni instrument finansowy jest usuwany z bilansu oraz jest ujmowany nowy instrument - wg wartości
godziwej.
Różnica pomiędzy wartością bilansową pierwotnego składnika aktywów finansowych a wartością godziwą zmodyfikowanego składnika aktywów,
określona na dzień modyfikacji, odnoszona jest do wyniku finansowego.
W momencie początkowego ujęcia nowego składnika aktywów finansowych Grupa ocenia model biznesowy oraz przeprowadza test SPPI, biorąc
pod uwagę nowe warunki zmodyfikowanego aktywa finansowego. Jeżeli zmodyfikowany składnik aktywów finansowych po początkowym ujęciu
wyceniany jest według zamortyzowanego kosztu, wówczas do wyceny Grupa stosuje nowo ustaloną efektywną stopę procentową.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 63 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7.1.3 Przychody i koszty dotyczące aktywów i zobowiązań finansowych
2021
2020
Pozycja rachunku zysków i
strat oraz sprawozdania z
całkowitych dochodów
Pozycja szczegółowa w nocie /
dodatkowe objaśnienia
Nota
Pożyczki,
należności i
zobowiązania
wyceniane wg
zamortyzowa-
nego kosztu
Pochodne
instrumenty
finansowe
nieobjęte
rachunkowością
zabezpieczeń
Pochodne
instrumenty
finansowe w
rachunkowości
zabezpieczeń
przepływów
pieniężnych
Pożyczki,
należności i
zobowiązania
wyceniane wg
zamortyzowa-
nego kosztu
Pochodne
instrumenty
finansowe
nieobjęte
rachunkowością
zabezpieczeń
Pochodne
instrumenty
finansowe w
rachunkowości
zabezpieczeń
przepływów
pieniężnych
Wpływ na rachunek zysków i strat
Koszty finansowe netto
Odsetki od zadłużenia
Nota 3.4.
(60)
-
-
7
-
-
Różnice kursowe
Nota 3.4.
7
-
-
(6)
-
-
Wycena i realizacja
pochodnych instrumentów
finansowych nieobjętych
rachunkowością
zabezpieczeń
Nota 3.4.
-
-
-
-
12
-
Pozostałe przychody i
koszty operacyjne
Różnice kursowe
Nota 3.3.
169
-
-
68
-
-
Odpis z tytułu utraty wartości
Nota 3.3.
(89)
-
-
(54)
-
-
Wycena i realizacja
pochodnych instrumentów
finansowych nieobjętych
rachunkowością
zabezpieczeń
Nota 3.3.
-
410
-
-
202
-
Przychody ze sprzedaży
w podziale na produkty
Korekta sprzedaży gazu z
tytułu transakcji
zabezpieczających
Nota 3.1.
-
-
(697)
-
-
1 062
Zużycie surowców i
materiałów
Korekta kosztu gazu z tytułu
transakcji zabezpieczających
Nota 3.2.
-
-
1 590
-
-
(296)
27
410
893
15
214
766
Wpływ na pozostałe całkowite dochody
Zyski/straty z wyceny instrumentów pochodnych w
rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych
(część skuteczna)
(4 164)
(155)
Reklasyfikacja wyceny do rachunku zysków i strat w
związku z realizacją (rachunkowość zabezpieczeń
przepływów pieniężnych)
697
(1 062)
(3 467)
(1 217)
Wpływ na całkowite dochody
27
410
(2 574)
15
214
(451)
Zmiana w kapitałach odniesiona na zapasy brutto
(2 190)
285
Wynik skuteczny zabezpieczenia odnoszony na kapitał przez okres trwania zabezpieczenia, w momencie realizacji jest przenoszony
z kapitału do początkowego kosztu wartości zapasów lub wpływa na wynik ze sprzedaży gazu.
Wynik odniesiony na zapas gazu wpływa na wynik finansowy w momencie rozchodu zapasu gazu do sprzedaży.
Wpływ transakcji zabezpieczających na zapas gazu
2021
2020
Wpływ transakcji zabezpieczających na wartość zapasu gazu na początek okresu*
(12)
(1)
Przeniesienie zmiany wartości instrumentów zabezpieczających z kapitału
(2 190)
285
Rozliczenie w koszty bieżącego okresu w związku z rozchodem zapasów**
1 590
(296)
Wpływ transakcji zabezpieczających na wartość zapasu gazu na koniec okresu*
(612)
(12)
* Ujemna wartość oznacza zmniejszenie kosztu wytworzenia zapasu (zmniejszenie wartości bilansowej zapasu), natomiast dodatnia wartość oznacza zwiększenie
kosztu wytworzenia (zwiększenie wartości bilansowej zapasu).
** Dodatnia wartość oznacza zmniejszenie kosztu gazu w rachunku zysków i strat (pozytywny wpływ na wynik finansowy), natomiast ujemna wartość oznacza
zwiększenie kosztu gazu w rachunku zysków i strat (negatywny wpływ na wynik finansowy).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 64 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7.2 Pochodne instrumenty finansowe
Zasady rachunkowości
Pochodne instrumenty finansowe nieobjęte rachunkowością zabezpieczeń
Pochodne instrumenty finansowe, zawarte w celu zabezpieczenia ryzyka Grupy, które nie stanowią instrumentu zabezpieczającego
w rachunkowości zabezpieczeń, klasyfikuje się do aktywów/zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej przez wynik finansowy.
Instrumenty te stanowią zabezpieczenie w sensie ekonomicznym. Grupa dopuszcza też zawieranie transakcji spekulacyjnych, jednak są one
ściśle kontrolowane i ograniczone przez limity ryzyka.
Do instrumentów pochodnych zaklasyfikowanych do wycenianych w wartości godziwej zalicza się również te instrumenty pochodne, w stosunku
do których unieważniono powiązanie zabezpieczające.
Instrumenty pochodne ujmuje się początkowo w wartości godziwej i wycenia na każdy dzień bilansowy w wartości godziwej z ujęciem skutków
wyceny w rachunku zysków i strat w pozycji koszty finansowe netto (m.in. wyceny instrumentów zabezpieczających działalność finansową,
np. zaciągnięte zobowiązania dłużne) oraz pozostałe przychody i koszty operacyjne (np. transakcje zabezpieczające nie objęte rachunkowością
zabezpieczeń, m.in. kontrakty forward).
Rachunkowość zabezpieczeń
Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń w celu odpowiedniego ujęcia w księgach zabezpieczanego ryzyka zmian cen zakupu gazu oraz kursu
walutowego (EUR/PLN i USD/PLN) związanego z przyszłymi zakupami/sprzedażą gazu. Ryzyko zmiany cen gazu wynika z wysoce
prawdopodobnych prognozowanych przyszłych transakcji zakupu gazu przez Grupę. W odniesieniu do tych transakcji stosowana jest
rachunkowość zabezpieczeń przepływów pieniężnych.
Instrumentami zabezpieczającymi są instrumenty pochodne.
Zyski i straty wynikające ze zmiany wartości godziwej instrumentu zabezpieczającego przepływy pieniężne ujmowane są w odrębnej pozycji
kapitałów własnych (Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń), w takiej części, w jakiej dany instrument stanowi skuteczne
zabezpieczenie związanej z nim pozycji zabezpieczanej. Część nieskuteczną odnosi się w rachunek zysków i strat. Wynik skuteczny
zabezpieczenia odnoszony na kapitał przez okres trwania zabezpieczenia, w momencie realizacji jest przenoszony z kapitału do początkowego
kosztu wartości zapasów lub wpływa na wynik ze sprzedaży gazu.
Grupa zaprzestaje klasyfikowania instrumentów jako zabezpieczające, jeżeli instrument pochodny wygaśnie, zostanie sprzedany, rozwiązany
lub zrealizowany albo jeśli zabezpieczenie przestaje spełniać kryteria rachunkowości zabezpieczeń oraz zaprzestano oczekiwać realizacji
planowanej transakcji.
Grupa zawiera transakcje dotyczące następujących instrumentów pochodnych:
Instrumenty pochodne objęte rachunkowością zabezpieczeń
Opis oraz cel wykorzystania instrumentu przez Grupę
Kontrakty forward
walutowe /kontrakty
forward rozliczane do
średniej /swap walutowy
Forward to transakcja na sprzedaż bądź zakup waluty za z góry określoną cenę wykonania z datą realizacji większą
niż dwa dni robocze od daty, w której ustalane są warunki transakcji forward. Grupa korzysta z kontraktów walutowych
forward w celu zabezpieczenia przed wahaniem kursów walutowych w USD i EUR w kontraktach na przyszłe
zakupy/sprzedaż towaru. Kontrakt forward rozliczany do średniej (swap walutowy) ma rozliczenie nierzeczywiste
wynikające z różnicy pomiędzy ceną wykonania a uśrednioną ceną z danego miesiąca.
Swap towarowy
Instrument dotyczący transakcji, w której strony zobowiązują się do wymiany płatności w ustalonym dniu. Płatności
te naliczane są w oparciu o ustalone ilości określonego towaru i jego cenę. W ramach transakcji jedna ze stron
zobowiązuje się płacić stałą cenę, natomiast druga cenę zmienną. Nie dochodzi jednakże do fizycznej wymiany
towarów będących przedmiotem transakcji. Spółki z Grupy wykorzystują instrument jako zabezpieczenie
przed zmiennością ceny zakupu/sprzedaży gazu.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 65 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Instrumenty pochodne nieobjęte rachunkowością zabezpieczeń
Opis oraz cel wykorzystania instrumentu przez Grupę
CCIRS
Cross Currency Interest Rate Swap - to instrument, w którym dla danej umówionej kwoty bazowej następuje zamiana
przepływów dotyczących stopy procentowej i waluty po stałym ustalonym kursie wymiany. Instrumenty te zamieniają
zmienne oprocentowanie wyrażone w NOK na zmienne oprocentowanie wyrażone w PLN.
Kontrakty forward
walutowe /kontrakty
forward rozliczane do
średniej /swap walutowy
Opis oraz cel instrumentu został podany w poprzedniej tabeli.
Kontrakty futures
na energię elektryczną
1
,
gaz, uprawnienia do emisji
CO
2
, ropę naftową
Futures to wystandaryzowana transakcja, umożliwiająca sprzedaż bądź zakup towaru na rynku regulowanym za cenę
wykonania określoną z góry, z datą realizacji większą niż dwa dni robocze od daty, w której ustalane są warunki
transakcji futures. Spółki z Grupy wykorzystują instrument w celu ekonomicznego zabezpieczenia przed zmianami
cen przyszłych zakupów/sprzedaży poszczególnych aktywów.
Kontrakty forward
na energię elektryczną,
gaz
2
oraz uprawnienia do
emisji CO
2
Forward to transakcja umożliwiająca sprzedaż bądź zakup towaru za z góry określoną cenę wykonania z datą
realizacji większą niż dwa dni robocze od daty, w której ustalane są warunki transakcji forward. Spółki z Grupy
wykorzystują instrument w celu ekonomicznego zabezpieczenia przed zmianami cen przyszłych zakupów/sprzedaży
poszczególnych aktywów.
Swap towarowy
Opis oraz cel instrumentu został podany w poprzedniej tabeli.
1. EE- futures Phelix na energię elektryczną zawierany na giełdzie EEX
2. Kontrakty forward na energię elektryczną oraz gaz zawierane na Towarowej Giełdzie Energii S.A.
Nota
2021
2020
Aktywa
Zobowiązania
Aktywa
Zobowiązania
Instrumenty pochodne, dla których stosowana jest rachunkowość
zabezpieczeń
Nota 7.2.
1 891
5 669
449
618
Instrumenty pochodne, dla których nie jest stosowana rachunkowość
zabezpieczeń
Nota 7.2.
7 077
9 362
1 004
780
Razem
8 968
15 031
1 453
1 398
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 66 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Instrumenty pochodne
zabezpieczające w
rachunkowości
zabezpieczeń
2021
2020
Typ instrumentu pochodnego
Wartość
bazowa
instrumentu
(w mln)
Okres
wystąpienia
przepływów
pieniężnych i
ich wpływu
na wynik
finansowy
Cena lub
przedział ceny
realizacji
instrumentu
Średnia
ważona cena
wykonania
Zapadalność wartości
godziwej
Wartość
bazowa
instrumentu
(w mln)
Okres wystąpienia
przepływów
pieniężnych i ich
wpływu na wynik
finansowy
Wartość
godziwa
do 1 roku
powyżej
1 roku
Pochodne instrumenty zabezpieczające ryzyko walutowe w kontraktach na zakup i sprzedaż gazu
Forward
USD
478 USD
do 12 m-cy
3,6600-4,0595
3,7870
149
-
263 USD
do 3 lat
11
USD
140 USD
do 3 lat
4,0675-4,0779
4,0724
(1)
-
340 USD
do 3 lat
(38)
EUR/USD
735 EUR
do 3 lat
1,1671-1,2575
1,2167
9
172
32 EUR
do 3 lat
-
EUR/USD
13 EUR
do 12 m-cy
1,1258
1,1258
(1)
-
229 EUR
do 4 lat
(41)
Swap walutowy
EUR
45 EUR
do 3 lat
4,6060-4,9385
4,6882
1
1
38 EUR
do 3 lat
-
EUR
718 EUR
do 3 lat
4,4746-4,9069
4,6299
(24)
(66)
528 EUR
do 3 lat
(73)
133
107
(141)
Pochodne instrumenty zabezpieczające ceny zakupu i sprzedaży gazu
Swap TTF DA
3 MWh
do 3 lat
22,75-176,00
113,64
763
-
24 MWh
do 3 lat
286
Swap TTF MA
2 MWh
1 - 3 m-cy
60,85-98,10
91,98
105
-
5 MWh
1 - 3 m-cy
11
Swap TTF DA
52 MWh
do 4 lat
12,52-89,20
20,33
(824)
(3 691)
29 MWh
do 4 lat
(446)
Swap TTF MA
6 MWh
do 3 lat
64,30-167,50
104,19
(1 026)
-
-
-
-
Swap BRENT
2 bbl
do 12 m-cy
43,58-43,87
43,67
207
-
4 bbl
do 3 lat
117
HH NYMEX
171 mmBtu
do 3 lat
2,24-3,70
2,67
60
424
31 mmBtu
do 4 lat
24
HH NYMEX
29 mmBtu
do 3 lat
2,86-3,70
3,36
-
(36)
33 mmBtu
do 4 lat
(20)
(715)
(3 303)
(28)
Razem
(582)
(3 196)
Razem
(169)
W tym:
Aktywa
1 294
597
W tym:
Aktywa
449
Zobowiązania
1 876
3 793
Zobowiązania
618
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 69 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Wpływ zabezpieczenia przepływów pieniężnych przedstawia poniższa tabela.
2021
2020
Pozycje zabezpieczane
Zmiana wartości
pozycji
zabezpieczanej
stosowanej jako
podstawa ujęcia
nieefektywności
zabezpieczenia w
danym okresie
Saldo kapitału z
tytułu
zabezpieczenia
przepływów
pieniężnych dla
kontynuowanych
zabezpieczeń
Saldo pozostające w
kapitale z tytułu
zabezpieczenia
przepływów
pieniężnych z tytułu
wszelkich powiązań
zabezpieczających,
dla których nie
stosuje się już
rachunkowości
zabezpieczeń
Zmiana wartości
pozycji
zabezpieczanej
stosowanej jako
podstawa ujęcia
nieefektywności
zabezpieczenia w
danym okresie
Saldo kapitału z
tytułu
zabezpieczenia
przepływów
pieniężnych dla
kontynuowanych
zabezpieczeń
Saldo pozostające w
kapitale z tytułu
zabezpieczenia
przepływów
pieniężnych z tytułu
wszelkich powiązań
zabezpieczających,
dla których nie
stosuje się już
rachunkowości
zabezpieczeń
RYZYKO WALUTOWE
Zabezpieczenie gazu (USD)
(221)
147
-
(75)
(26)
-
Zabezpieczenie gazu (EUR/USD)
(174)
180
-
38
(41)
-
Zabezpieczenie gazu (EUR)
133
(75)
(22)
41
(69)
(24)
RYZYKO CEN TOWARÓW
Kontrakty na gaz indeksowane do
europejskich indeksów cen gazu (dziennych
lub miesięcznych)
5 330
(4 644)
(1 916)
(807)
(176)
195
Kontrakty na gaz indeksowane do
miesięcznych indeksów cen Henry Hub
(462)
448
(1)
24
3
-
Kontrakty na gaz indeksowane do
miesięcznych indeksów cen produktów
ropopochodnych
(421)
207
-
(151)
117
-
Razem
4 185
(3 737)
(1 939)
(930)
(192)
171
Zmiany stanu kapitału z tytułu zabezpieczenia przepływów pieniężnych przedstawia poniższa tabela.
2021
2020
Stan na początek okresu
(21)
910
RYZYKO WALUTOWE
Zyski lub straty wynikające z zabezpieczenia, ujęte w pozostałych całkowitych dochodach w ciągu okresu sprawozdawczego
422
(152)
Kwota przeklasyfikowana z kapitału z tytułu zabezpieczenia przepływów pieniężnych do rachunku zysków i strat jako korekta
z tytułu przeklasyfikowania
34
(49)
Kwota przeniesiona z kapitału z tytułu zabezpieczenia przepływów pieniężnych i ujęta jako korekta wartości bilansowej
zapasów
(66)
(107)
RYZYKO CEN TOWARÓW
Zyski lub straty wynikające z zabezpieczenia, ujęte w pozostałych całkowitych dochodach w ciągu okresu sprawozdawczego
(4 584)
(4)
Kwota przeklasyfikowana z kapitału z tytułu zabezpieczenia przepływów pieniężnych do rachunku zysków i strat jako korekta
z tytułu przeklasyfikowania
662
(1 012)
Kwota przeniesiona z kapitału z tytułu zabezpieczenia przepływów pieniężnych i ujęta jako korekta wartości bilansowej
zapasów
(2 123)
393
Stan na koniec okresu
(5 676)
(21)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 70 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Instrumenty pochodne nieobjęte rachunkowością zabezpieczeń
2021
2020
Typ instrumentu pochodnego
Wartość bazowa
instrumentu
(w mln)
Zapadalność wartości godziwej
Wartość bazowa
instrumentu
(w mln)
Wartość
godziwa
do 1 roku
powyżej 1 roku
Pochodne instrumenty dotyczące ryzyka stopy
procentowej oraz ryzyka kursowego
CCIRS
NOK
3 818 NOK
-
(141)
3 818 NOK
(45)
Forward
EUR
206 EUR
15
-
77 EUR
10
EUR
142 EUR
(4)
-
2 EUR
-
EUR/USD
204
3
-
-
-
EUR/USD
15
(1)
(3)
-
-
USD
-
-
-
16 USD
5
Swap walutowy
EUR
503 EUR
35
-
558 EUR
78
EUR
338 EUR
(36)
-
534 EUR
(78)
12
(144)
(30)
Pochodne instrumenty ekonomicznie zabezpieczające
ceny zakupu energii elektrycznej
Forward
Energia Elektryczna TGE
1 MWh
442
-
2 MWh
44
Energia Elektryczna TGE
6 MWh
(308)
(2)
15 MWh
5
Energia Elektryczna OTC
0,15 MWh
79
13
1 MWh
14
Energia Elektryczna OTC
0,42 MWh
(256)
(31)
1 MWh
(23)
Futures
Energia Elektryczna EEX AG
0,38 MWh
230
32
1 MWh
26
Energia Elektryczna EEX AG
0,11 MWh
(55)
(12)
1 MWh
(17)
132
-
49
Pochodne instrumenty zabezpieczające ceny zakupu i
sprzedaży gazu
Forward
Gaz
-
-
-
0,04 MWh
(1)
Gaz OTC
78 MWh
1 652
482
20 MWh
204
Gaz OTC
16 MWh
(2 179)
(599)
19 MWh
(239)
Futures
Gaz TGE
2 MWh
352
68
3 MWh
50
Gaz TGE
-
(15)
-
-
-
Gaz ICE ENDEX B.V.
1 MWh
157
15
3 MWh
59
Gaz ICE ENDEX B.V.
-
(40)
(5)
3 MWh
(61)
Gaz POWERNEXT SA
2 MWh
317
84
1 MWh
12
Gaz POWERNEXT SA
2 MWh
(238)
(45)
2 MWh
(19)
Swap
HH NYMEX
3 mmBtu
7
1
-
-
HH NYMEX
6 mmBtu
(5)
(7)
-
-
GASPOOL DA
-
-
-
1 MWh
17
GASPOOL DA
-
-
-
1 MWh
(5)
BRENT
0,29 bbl
(31)
-
0,31 bbl
(2)
Swap TTF DA
14 MWh
2 463
90
28 MWh
431
Swap TTF DA
28 MWh
(4 991)
(230)
19 MWh
(248)
Swap TTF MA
4 MWh
436
-
-
-
Swap TTF MA
1 MWh
(34)
-
3 MWh
(4)
(2 149)
(146)
194
Pochodne instrumenty zabezpieczające ceny ropy
naftowej
Futures
Ropa naftowa ICE Futures Europe
0,01 bbl
1
-
-
-
Ropa naftowa ICE Futures Europe
0,01 bbl
(1)
-
-
-
-
-
-
Pochodne instrumenty zabezpieczające ceny zakupu
praw do emisji CO
2
Forward
1 t
(93)
-
1 t
(43)
Futures
1 t
87
-
2 t
38
(6)
-
(5)
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 71 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Pochodne instrumenty zabezpieczające ceny zakupu
akcji
Opcje
7 mln szt akcji
1
15
7 mln szt akcji
16
Razem
(2 010)
(275)
Razem
224
W tym:
W tym:
Aktywa
6 278
799
Aktywa
1 004
Zobowiązania
8 288
1 074
Zobowiązania
780
Wycena aktywów oraz zobowiązań z tytułu pochodnych instrumentów finansowych klasyfikowana jest do poziomu 1 i 2 w hierarchii
wartości godziwej. W 1 poziomie hierarchii wartości godziwej do wyceny wykorzystywane są notowania rynkowe cen instrumentów
natomiast w 2 poziomie wycena przy zastosowaniu obserwowalnych danych wejściowych innych niż ceny notowane.
Instrument
Metoda wyceny
Główne dane w modelu wyceny
Opcje na akcje
Model Blacka-Scholsa-Merthona.
Dane rynkowe dotyczące: stóp
procentowych, kursów walutowych, basis
spread'ów cen towarów i i krzywych
terminowych oraz zmienności towarowej
(volatility)
Kontrakty forward, swapy walutowe, swapy
towarowe oraz transakcje CCIRS i IRS
Metoda dyskontowa
7.3 Zasady zarządzania ryzykiem finansowym
Grupa prowadząc swoją działalność gospodarczą narażona jest w szczególności na następujące rodzaje ryzyka finansowego:
Ryzyko kredytowe (nota 7.3.1.)
Ryzyko rynkowe, w tym:
o Ryzyko cen towarów (nota 7.3.2.1.)
o Ryzyko walutowe (nota 7.3.2.2.)
o Ryzyko stopy procentowej (nota 7.3.2.3.)
Ryzyko płynności (nota 7.3.3.)
W celu efektywnego zarządzania ryzykiem finansowym, w Jednostce Dominującej realizowana jest Polityka zarządzania ryzykiem
finansowym w PGNiG S.A. (Polityka), określająca podział kompetencji i zadań pomiędzy poszczególne jednostki organizacyjne
Spółki w procesie zarządzania i kontroli ryzyka finansowego. Za przestrzeganie Polityki oraz jej okresową aktualizację odpowiada
Komitet Ryzyka Finansowego, który przedstawia propozycje zasad oraz na bieżąco ocenia, czy Polityka dotycząca ryzyka jest
realizowana, jak również wprowadza niezbędne jej modyfikacje.
7.3.1 Ryzyko kredytowe
Przez ryzyko kredytowe Grupa rozumie w szczególności możliwość nieterminowego lub całkowitego braku wywiązania się kontrahentów spółek
Grupy z zobowiązań umownych, bądź możliwość nieodzyskania środków pieniężnych ulokowanych w bankach.
Grupa Kapitałowa PGNiG posiada ekspozycję na ryzyko kredytowe głównie z tytułu niżej zaprezentowanych pozycji.
Maksymalna ekspozycja na ryzyko, odpowiadająca wartości bilansowej pozycji
2021
2020
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
11 410
7 098
Należności z tyt. dostaw i usług
11 437
4 449
Aktywa z tytułu pochodnych instrumentów finansowych
8 968
1 453
Razem
31 815
13 000
Grupa stosuje zasadę zawierania transakcji dotyczących instrumentów finansowych z wieloma podmiotami, charakteryzującymi się
wysoką zdolnością kredytową. Przy wyborze partnerów finansowych Grupa kieruje się przede wszystkim ich standingiem
finansowym, zweryfikowanym przez agencje ratingowe, a także udziałem w rynku oraz posiadaną reputacją.
Ekspozycja na ryzyko kredytowe poszczególnych pozycji wskazanych powyżej wynika z wartości bilansowej tych pozycji.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 72 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7.3.1.1 Ryzyko kredytowe związane ze środkami pieniężnymi i ich ekwiwalentami
Grupa dąży do minimalizacji ekspozycji kredytowej, w szczególności poprzez dywersyfikację podmiotów (głównie banków), z którymi
zawierane są transakcje lokacyjne.
Na dzień bilansowy nie występuje koncentracja ryzyka kredytowego. Udział procentowy trzech banków, w których ulokowano
najwięcej środków pieniężnych na koniec 2021 roku wynosi: 28%, 18% oraz 14% całego salda środków pieniężnych (w 2020 roku
udział procentowy trzech banków kształtował się na poziomie: 46%, 19% oraz 13%).
Ponadto Jednostka Dominująca podpisała ze wszystkimi bankami, w których lokuje środki finansowe, Umowy Ramowe szczegółowo
regulujące warunki zawierania i rozliczania wszelkich transakcji finansowych.
Grupa ocenia ryzyko kredytowe w opisywanym obszarze poprzez ciągłą weryfikację kondycji finansowej banków, odzwierciedlającej
się w zmianach ratingu finansowego przyznawanego przez zewnętrzne agencje ratingowe.
Grupa lokuje swoje środki w zdywersyfikowany portfel lokat w bankach o uznanej renomie, zgodnie z poniższą strukturą,
uwzględniającą również zawarte z daną instytucją finansową transakcje dotyczące instrumentów pochodnych (w pozycji aktywa).
Raiting wg
agencji
2021
2020
Fitch
Środki pieniężne
i ich ekwiwalenty
Instrumenty
pochodne
(aktywa)
Środki pieniężne
i ich ekwiwalenty
Instrumenty
pochodne
(aktywa)
Bank\Instytucja Finansowa
A-
4 546
1 651
1 385
192
Bank\Instytucja Finansowa
A3
2 006
877
-
-
Bank\Instytucja Finansowa
AA-
1 546
135
72
-
Bank\Instytucja Finansowa
A
1 537
1 126
3 235
287
Bank\Instytucja Finansowa
BBB+
788
99
1 997
22
Bank\Instytucja Finansowa
A2 (Raiting wg
agencji Moodys)
287
977
124
263
Bank\Instytucja Finansowa
BB-
144
-
27
-
Bank\Instytucja Finansowa
BBB-
3
8
1
-
Bank\Instytucja Finansowa
A+
-
3
-
226
Bank\Instytucja Finansowa
AA
-
50
-
-
Bank\Instytucja Finansowa
BBB
-
15
-
-
Giełdy
-
-
1 325
-
185
Rynek OTC
-
-
2 686
-
262
Bank\Instytucja Finansowa, pozostałe
-
553
16
257
16
Razem
11 410
8 968
7 098
1 453
7.3.1.2 Ryzyko kredytowe związane z należnościami
Ryzyko kredytowe w odniesieniu do należności z tytułu dostaw i usług rozumiane jest jako ryzyko rozliczeniowe, mogące narazić
Grupę na poniesienie straty lub niekorzystną zmianę sytuacji finansowej w wyniku niewykonania zobowiązania przez kontrahenta, w
tym ryzyko koncentracji związane z nadmierną ekspozycją wobec jednego podmiotu.
Część transakcji dotyczących sprzedaży gazu zawieranych jest na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). Transakcje zawierane na TGE
nie powodują powstania ekspozycji na ryzyko kredytowe, ponieważ system gwarantowania rozliczeń za pośrednictwem Izby
Rozliczeniowej Giełd Towarowych (IRGiT) zapewnia bezpieczeństwo rozliczeń każdemu Członkowi Izby w razie niewypłacalności
poszczególnych uczestników rynku. Salda z tytułu rozliczenia transakcji zawieranych za pośrednictwem TGE na dzień bilansowy nie
są istotne.
W celu zminimalizowania ryzyka niespłacalności wierzytelności z tytułu sprzedaży poza TGE wprowadzane są jednolite zasady
zawierania umów kompleksowych sprzedaży, obejmujące odpowiednie zapisy, mające na celu zabezpieczenie należności
handlowych.
W 2019 roku Jednostka Dominująca wprowadziła w Grupie jednolity model zarządzania ryzykiem kredytowym w odniesieniu
do swoich kontrahentów, mający na celu zagwarantowanie odpowiednich standardów w zakresie oceny wiarygodności kredytowej
partnerów handlowych, stosowania zabezpieczeń umownych oraz zagwarantowanie bezpieczeństwa procesu w całej Grupie.
Wdrożone jednolite zasady zarządzania ryzykiem kredytowym w Grupie Kapitałowej, mają na celu uregulowanie procesu
przyznawania limitów kredytowych kontrahentom (w tym kontrahentom wspólnym) oraz odpowiednie zabezpieczenie ściągalności
należności handlowych. Dodatkowo, cały proces został objęty wewnętrznym systemem raportowania ekspozycji na ryzyko kredytowe
oraz poziomu należności przeterminowanych. Grupa ogranicza ekspozycję na ryzyko kredytowe związane z należnościami
handlowymi poprzez regularne dokonywanie oceny wiarygodności kredytowej swoich kontrahentów, ustalanie limitów kredytowych
oraz stosowanie odpowiednich zabezpieczeń wierzytelności.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 73 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
W przypadku kontrahentów indywidualnych służby windykacyjne na bieżąco monitorują stan należności przeterminowanych.
W ramach realizowanego wewnętrznie procesu przedsądowego stosowane są standardowe sekwencje czynności windykacyjnych,
m.in.: powiadomienie o istniejących zaległościach, wezwanie do zapłaty, zawiadomienie oraz wstrzymanie dostaw paliwa gazowego
na podstawie art. 6b ust 1 pkt. 2) Ustawy Prawo energetyczne. W ostateczności Grupa wypowiada umowy z powodu braku zapłaty.
W dalszej kolejności sprawy kierowane są na drogę postępowania sądowego i egzekucyjnego. Wierzytelności nieodzyskane w
ramach przewidzianych procedurami działań windykacyjnych kierowane są do sprzedaży.
W Grupie nie występuje koncentracja ryzyka kredytowego. Na dzień 31 grudnia 2021 roku saldo należności z tytułu dostaw i usług
od największych trzech odbiorców stanowiło odpowiednio 10%, 8%, 3% salda należności z tytułu dostaw i usług (na dzień 31 grudnia
2020 roku odpowiednio: 6%, 4%, 2%).
7.3.1.3 Ryzyko kredytowe związane z zawartymi transakcjami dotyczącymi pochodnych instrumentów finansowych
Pochodne transakcje finansowe są zawierane z bankami o uznanej renomie i wysokim standingu finansowym. Ponadto
ze współpracującymi bankami zawarte są Umowy Ramowe lub umowy ISDA, regulujące szczegółowe zasady współpracy
i określające kwoty progowe na maksymalną ekspozycję z tytułu wartości godziwej zawartych instrumentów pochodnych. W związku
z powyższym, Grupa nie przewiduje poniesienia istotnych strat z tytułu ryzyka kredytowego, związanego z zawartymi transakcjami
zabezpieczającymi.
Ocena jakości kredytowej banków na podstawie ratingów kredytowych została zaprezentowana w tabeli w nocie 7.3.1.1.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku udział procentowy trzech banków, z którymi zawarto najwięcej (wartościowo) transakcji dotyczących
instrumentów pochodnych, których wycena jest pozytywna, wynosi: 11%, 11% oraz 10% (na dzień 31 grudnia 2020 roku: 18%, 14%
oraz 13%).
7.3.2 Ryzyko rynkowe
Przez ryzyko rynkowe Grupa rozumie możliwość niekorzystnego wpływu zmiany warunków na rynkach finansowych i towarowych na wartość
ekonomiczną lub wynik finansowy Grupy.
Zgodnie z przyjętą polityką, celami procesu zarządzania ryzykiem rynkowym w Grupie są:
ograniczenie zmienności przepływów pieniężnych związanych z działalnością Grupy do akceptowalnych poziomów w krótkim
i średnim horyzoncie czasowym;
budowanie wartości firmy w długim okresie czasu.
Biorąc pod uwagę potencjalną skalę wpływu na wyniki finansowe, Grupa wyodrębnia następujące czynniki ryzyka rynkowego:
Ryzyko rynkowe
Podejście do zarządzania ryzykiem
Wpływ na wyniki finansowe
Ceny gazu i produktów
ropopochodnych
Ryzyko zarządzane jest poprzez zakup instrumentów pochodnych zabezpieczających ceny gazu.
Kurs EUR/PLN, USD/PLN
oraz NOK/PLN
Ryzyko wynika głównie z zobowiązań z tytułu dostaw i usług. Ryzyko jest zabezpieczane ekonomicznie
poprzez zawieranie pochodnych instrumentów zabezpieczających.
Stopy procentowe
Ryzyko jest zabezpieczane poprzez zawieranie pochodnych instrumentów zabezpieczających.
Ceny pozostałych
towarów
Ryzyko uznane za nieistotne.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 74 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7.3.2.1 Ryzyko cen towarów
Przez ryzyko cen towarów Grupa rozumie możliwość niekorzystnego wpływu zmiany cen towarów na wynik finansowy Grupy.
Ryzyko cen towarów w Grupie związane jest głównie z kontraktami na zakup paliwa gazowego oraz kontraktami sprzedaży paliwa
gazowego, wynikającymi z codziennego ofertowania i sprzedaży na TGE. Czynnikiem ryzyka jest zmienność cen gazu i produktów
ropopochodnych na światowych giełdach paliwowych. W niektórych kontraktach formuła wyliczenia ceny zakupu paliwa gazowego
ogranicza zmienność poprzez zastosowanie średnioważonych cen z poprzednich miesięcy.
Ryzyko cen towarów jest także związane z obrotem energią elektryczną, prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw
pochodzenia energii oraz uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla. Handel energią elektryczną odbywa się na giełdowych rynkach
regulowanych w Polsce i za granicą. Grupa zawiera także transakcje poza rynkiem regulowanym w oparciu o umowy ramowe.
Zarządzanie ekspozycją na ryzyko cen towarów odbywa się poprzez wdrożenie mechanizmów identyfikacji, kalkulacji
i monitorowania wysokości ekspozycji, wycenę otwartej pozycji, pomiar wartości narażonej na ryzyko oraz wdrożenie systemu limitów
na ryzyko rynkowe.
Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń przepływów pieniężnych w odniesieniu do przyszłych, wysoce prawdopodobnych
przepływów pieniężnych wynikających z zakupu/sprzedaży gazu i produktów ropopochodnych. W odniesieniu do prognozowanych
zakupów i sprzedaży po cenach wynikających z przyszłych indeksów TGE, Grupa zabezpiecza niejawny komponent ryzyka
stanowiący wielkość indeksu TTF DA.
Na podstawie przeprowadzonych analiz historycznych za okres 3 ostatnich lat, Grupa oceniła, że historycznie zmiana indeksu TTF
odpowiadała średnio za około 120% zmienności ceny zakupu/sprzedaży gazu po cenie bieżącej na TGE. Grupa sprawdziła też, że
występuje ujemne skorelowanie indeksu TTF i kursu walutowego.
Szczegóły dotyczące rachunkowości zabezpieczeń przedstawiono w nocie 7.2.
W odniesieniu do cen energii elektrycznej, praw do emisji CO
2
i świadectw pochodzenia Grupa stosuje instrumenty pochodne
stanowiące ekonomiczne zabezpieczenie, lecz nie stosuje rachunkowości zabezpieczeń. Dalsze informacje na temat instrumentów
pochodnych nie objętych rachunkowością zabezpieczeń przedstawiono w nocie 7.2.
W poniższych tabelach została zaprezentowana analiza wrażliwości dla istotnych towarowych transakcji na surowcach
energetycznych (tj. TTF) na zmiany cen dla 2021 i 2020 roku.
2021
Wartość
bilansowa
TTF,EE - zmiana ceny o:
+80%
-80%
Zysk/(strata)
Inne całkowite
dochody
Zysk/(strata)
Inne całkowite
dochody
Aktywa z tytułu pochodnych instrumentów finansowych dla
towarowych transakcji na surowcach energetycznych
8 567
11 775
2 273
2 084
4 807
Zobowiązania z tytułu pochodnych instrumentów finansowych
dla towarowych transakcji na surowcach energetycznych
14 754
(7 594)
(315)
(11 764)
(1 870)
Wpływ zmian cen TTF, EE*
4 181
1 958
(9 680)
2 937
*TTF, EE - objaśnienia skrótów podano w nocie 7.2.
2020
Wartość
bilansowa
TTF,EE - zmiana ceny o:
+45%
-45%
Zysk/(strata)
Inne całkowite
dochody
Zysk/(strata)
Inne całkowite
dochody
Aktywa z tytułu pochodnych instrumentów finansowych dla
towarowych transakcji na surowcach energetycznych
1 333
380
509
442
870
Zobowiązania z tytułu pochodnych instrumentów finansowych
dla towarowych transakcji na surowcach energetycznych
1 123
(447)
(1 021)
(365)
(418)
Wpływ zmian cen TTF, EE*
(67)
(512)
77
452
*TTF, EE - objaśnienia skrótów podano w nocie 7.2.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 75 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7.3.2.2 Ryzyko walutowe
Przez ryzyko walutowe Grupa rozumie możliwość niekorzystnego wpływu zmiany kursów walutowych na wynik finansowy Grupy.
W ramach realizacji strategii zarządzania ryzykiem polegającej w szczególności na zarządzaniu ryzykiem otwartej pozycji netto
w kontraktach dotyczących zakupu i sprzedaży gazu oraz produktów ropopochodnych, Grupa zabezpiecza ryzyko walutowe
wynikające z obrotu gazem i produktami ropopochodnymi w kontraktach rozliczanych w walucie obcej poprzez zawieranie transakcji
na odpowiednich walutowych instrumentach pochodnych.
Grupa narażona jest głównie na ryzyko zmiany kursów EUR/PLN, USD/PLN oraz NOK/PLN. Ryzyko walutowe występuje przede
wszystkim w Jednostce Dominującej. Kluczowe źródła ekspozycji na ryzyko walutowe to:
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług (głównie zobowiązania za dostawy zakupionego przez Grupę gazu (nota 6.2.3.),
Instrumenty pochodne typu CCIRS (nota 7.2.),
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty (nota 5.4).
Głównym celem działań Grupy w zakresie zabezpieczania ryzyka walutowego jest ograniczenie zmienności przychodów netto
związanych z obrotem gazem i produktami ropopochodnymi (zakupy, sprzedaż), wynikających z płatności dokonywanych w EUR lub
USD oraz z płatności dokonywanych w PLN, ale wynikających z ekonomicznej indeksacji cen towarów do EUR.
Jednostka dominująca stosuje rachunkowość zabezpieczeń przepływów pieniężnych w odniesieniu do przyszłych, wysoce
prawdopodobnych walutowych kosztów zakupu gazu i produktów ropopochodnych w kontraktach rozliczanych w EUR lub USD oraz
ekonomicznie indeksowanych do EUR. Grupa wyznacza jako pozycję zabezpieczaną komponent ryzyka stanowiący kurs EUR/PLN
w tych kontraktach zakupu i/lub sprzedaży gazu, dla których cena nie jest ustalona w żadnej z walut, ale powoduje powstanie
ekspozycji m.in. na kurs EUR/PLN. Szczegóły dotyczące zawartych transakcji zabezpieczających przedstawiono w nocie 7.2.
Na podstawie przeprowadzonych analiz Grupa potwierdziła, że zmiany kursu walutowego mają istotny wpływ na kształtowanie się
cen gazu na polskim rynku TGE. W związku z powszechną wiedzą, że ceny gazu w Polsce są silnie powiązane z cenami gazu
w Niemczech oraz na podstawie przeprowadzonych analiz, pomimo że komponent walutowy nie jest wprost określony w cenie gazu
na rynku polskim, Grupa uznaje taki komponent za możliwy do wyodrębnienia i wiarygodnej wyceny.
W oparciu o analizy historyczne za okres 3 ostatnich lat, Grupa oceniła, że historycznie zmiana kursu walutowego odpowiadała
średnio za około 8% zmienności ceny zakupu/sprzedaży gazu po cenie bieżącej (tj. innych, niż wynikających z kontraktów
kupna/sprzedaży gazu po cenie ustalonej w momencie zawarcia kontraktu / zmiany warunków).
W odniesieniu do ryzyka walutowego wynikającego ze zobowiązań handlowych z tytułu płatności/należności w obcych walutach
(głównie USD i EUR), w 2021 roku Grupa stosowała zabezpieczenie poprzez wykorzystanie instrumentów pochodnych typu forward
oraz forward rozliczany do średniej/swap walutowy. Szczegółowe informacje na temat zawartych instrumentów pochodnych (tj.
instrumentów pochodnych w rachunkowości zabezpieczeń oraz stanowiących zabezpieczenie ekonomiczne poza rachunkowością
zabezpieczeń) przedstawione zostały w nocie 7.2.
Poniższa tabela prezentuje ekspozycję Grupy na ryzyko walutowe wynikające z istotnych pozycji wyrażonych w walutach obcych
oraz analizę wrażliwości Grupy na ryzyko zmiany kursu walut obcych, która w ocenie Grupy byłaby rozsądnie możliwa na dzień
bilansowy (stan na 31 grudnia 2021 roku).
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 77 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
7.3.2.3 Ryzyko stopy procentowej
Przez ryzyko stopy procentowej Grupa rozumie możliwość niekorzystnego wpływu zmiany stóp procentowych na wynik finansowy Grupy.
Głównym źródłem ryzyka stopy procentowej w Grupie są:
środki pieniężne i ich ekwiwalenty (lokaty bankowe) (nota 5.4.),
zobowiązania z tytułu zadłużenia (nota 5.2.),
pochodne instrumenty finansowe na stopę procentową - CCIRS, IRS poza rachunkowością zabezpieczeń (nota 7.2.).
Grupa monitoruje ryzyko rynkowe (walutowe i stopy procentowej) poprzez analizę wrażliwości i miarę wartości narażonej na ryzyko
VaR. VaR (value at risk) czyli wartość zagrożona oznacza, że maksymalna strata z tytułu zmiany wartości rynkowej (godziwej)
z określonym prawdopodobieństwem (np. 99%) nie będzie większa niż ta wartość w okresie kolejnych n dni roboczych.
VaR szacowany jest metodą wariancji – kowariancji.
Pozycje oprocentowane według stopy zmiennej narażają Grupę na ryzyko zmiany przepływów pieniężnych z danej pozycji w wyniku
zmiany stóp procentowych, poprzez wpływ na wysokość przychodów lub kosztów odsetkowych ujmowanych w wyniku finansowym.
Pozycje oprocentowane według stałej stopy narażają Grupę na ryzyko wartości godziwej danej pozycji, jednakże ze względu na fakt,
że pozycje te (z wyjątkiem instrumentów pochodnych) są wyceniane według zamortyzowanego kosztu, zmiana wartości godziwej nie
wpływa na wycenę tych pozycji wycenianych wg zamortyzowanego kosztu oraz na wynik finansowy.
Główne pozycje narażone na ryzyko stóp procentowych oraz analizę wrażliwości na ryzyko zmiany stóp procentowych w odniesieniu
do pozycji oprocentowanych według stopy zmiennej, która w ocenie Grupy byłaby rozsądnie możliwa na dzień bilansowy
przedstawiono w poniższej tabeli.
2021
2020
Wartość
bilansowa
Saldo
oprocentowa
ne wg stopy
zmiennej
Zmiana
oprocento-
wania o +50
pb
Zmiana
oprocento-
wania o - 50
pb
Wartość
bilansowa
Saldo
oprocentowa
ne wg stopy
zmiennej
Zmiana
oprocento-
wania o +20
pb
Zmiana
oprocento-
wania o - 20
pb
Środki pieniężne i ich ekwiwalenty
Nota 5.4.
11 410
3 828
19
(19)
7 098
4 753
10
(10)
Instrumenty pochodne CCIRS poza
rachunkowością zabezpieczeń -
zobowiązania
Nota 7.2.
141
1 759
-
-
45
1 680
-
-
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
Nota 5.2.
14 638
12 430
(62)
62
4 178
2 270
(5)
5
Wpływ po uwzględnieniu
rachunkowości zabezpieczeń
(43)
43
5
(5)
7.3.3 Ryzyko płynności
Przez ryzyko płynności Grupa rozumie możliwość utraty płynności wpływającej na brak możliwości sfinansowania potrzeb kapitałowych
i obrotowych lub możliwość wystąpienia strukturalnej nadpłynności niekorzystnie wpływającej na rentowność prowadzonej przez Grupę
działalności.
Głównym zadaniem Grupy w procesie zarządzania ryzykiem płynności jest bieżąca kontrola i planowanie poziomu płynności. Poziom
płynności jest kontrolowany poprzez przygotowywanie prognozy przepływów pieniężnych obejmującej okres co najmniej 12 miesięcy
i aktualizowanej co miesiąc. Realizacja planowanych przepływów jest cyklicznie weryfikowana i obejmuje m.in. analizę
niezrealizowanych przepływów pieniężnych, ich przyczyny i skutki.
Zagrożenia związanego z ryzykiem płynności nie należy wyłącznie utożsamiać z ryzykiem utraty płynności przez Grupę. Równie
istotnym zagrożeniem może być strukturalna nadpłynność, która niekorzystnie wpływa na rentowność prowadzonej przez Grupę
działalności. Grupa na bieżąco kontroluje i planuje poziom swojej płynności finansowej.
Dla zwiększenia bezpieczeństwa płynności Grupa posiada program emisji obligacji. Szczegóły na temat programu emisji obligacji
przedstawiono w nocie 5.2.
Ponadto, spółki Grupy Kapitałowej posiadają umowy na linie kredytowe, których limity przedstawiono w nocie 5.2.1.
W Jednostce Dominującej ryzyko płynności jest znacząco ograniczone przez stosowanie Procedury zarządzania płynnością
w PGNiG S.A.. Procedura zapewnia prawidłowe zarządzanie płynnością finansową, poprzez:
realizację płatności,
prognozowanie przepływów pieniężnych,
optymalne zarządzanie wolnymi środkami pieniężnymi,
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 78 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
pozyskanie i restrukturyzację finansowania działalności bieżącej i przedsięwzięć inwestycyjnych,
zabezpieczenie ryzyka chwilowej utraty płynności wskutek niespodziewanych zakłóceń oraz obsługę zawartych umów
kredytowych.
Wycena ryzyka płynności oparta jest o bieżącą i szczegółową kontrolę przepływów pieniężnych, uwzględniającą
prawdopodobieństwo terminu realizacji danych przepływów oraz planowaną pozycję gotówkową netto.
Analiza wymagalności zobowiązań finansowych w wartościach umownych niezdyskontowanych przedstawiona została w poniższych
tabelach.
2021
Umowne terminy wymagalności od końca okresu sprawozdawczego
Razem
Wartość
bilansowa
do 3 m-cy
3-12 m-cy
1-3 lata
3 - 5 lat
powyżej 5 lat
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
10 078
95
1 260
1 371
2 868
15 672
14 637
Kredyty bankowe
10 011
19
956
1 111
48
12 145
12 153
Zobowiązania z tytułu leasingu
67
66
304
180
2 820
3 437
2 394
Pozostałe
-
10
-
80
-
90
90
Zobowiązania z tytułu dostaw
6 433
68
66
11
27
6 605
6 605
Zobowiązania z tytułu instrumentów pochodnych
CCIRS
- wpływy
14
1 672
-
-
-
1 686
- wypływy
(14)
(1 810)
-
-
-
(1 824)
141
Forward
- wpływy
3 184
4 118
771
11
-
8 084
- wypływy
(3 698)
(5 713)
(911)
(14)
-
(10 336)
3 478
Futures
- wpływy
265
792
189
10
-
1 256
- wypływy
(95)
(254)
(56)
(7)
-
(412)
411
Swap towarowy
- wpływy
-
-
-
-
-
-
- wypływy
(3 004)
(3 907)
(3 937)
(27)
-
(10 875)
10 875
Pozostałe instrumenty pochodne
- wpływy
-
-
-
-
-
-
- wypływy
(37)
(24)
(66)
-
-
(127)
126
Zobowiązania finansowe – wypływy
23 292
11 805
5 992
1 250
75
42 414
Zobowiązania finansowe z uwzględnieniem
wpływów z instrumentów pochodnych
19 829
5 223
5 032
1 229
75
31 388
36 273
2020
Umowne terminy wymagalności od końca okresu sprawozdawczego
Razem
Wartość
bilansowa
do 3 m-cy
3-12 m-cy
1-3 lata
3 - 5 lat
powyżej 5 lat
Zobowiązania z tytułu zadłużenia
77
247
281
1 282
2 335
4 222
4 184
Kredyty bankowe
16
215
83
1 067
614
1 995
1 995
Zobowiązania z tytułu leasingu
61
20
198
127
1 721
2 127
2 089
Pozostałe
-
12
-
88
-
100
100
Zobowiązania z tytułu dostaw
2 252
81
62
11
39
2 445
2 445
Zobowiązania z tytułu instrumentów pochodnych
CCIRS
- wpływy
11
34
1 566
-
-
1 611
- wypływy
(11)
(34)
(1 742)
-
-
(1 787)
45
Forward
- wpływy
1 637
3 848
1 772
281
-
7 538
- wypływy
(1 682)
(4 004)
(1 833)
(424)
-
(7 943)
385
Futures
- wpływy
42
160
28
-
-
230
- wypływy
(7)
(59)
(7)
-
-
(73)
97
Swap towarowy
- wpływy
-
-
-
-
-
-
- wypływy
(390)
(221)
(105)
(8)
-
(724)
725
Pozostałe instrumenty pochodne
- wpływy
-
-
-
-
-
-
- wypływy
(59)
(38)
(54)
-
-
(151)
151
Zobowiązania finansowe – wypływy
4 417
4 664
3 886
1 598
653
15 218
Zobowiązania finansowe z uwzględnieniem
wpływów z instrumentów pochodnych
2 727
622
520
1 317
653
5 839
8 032
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 79 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8. Noty pozostałe
8.1 Aktywa przeznaczone do sprzedaży
Zasady rachunkowości
Grupa klasyfikuje składnik aktywów trwałych (lub grupę aktywów przeznaczonych do zbycia) jako przeznaczony do sprzedaży, jeśli jego wartość
bilansowa zostanie odzyskana przede wszystkim w drodze transakcji sprzedaży, a nie poprzez jego dalsze wykorzystanie. Aktywa trwałe
przeznaczone do sprzedaży wyceniane są w kwocie niższej spośród dwóch wartości: wartości księgowej netto i wartości godziwej pomniejszonej
o koszty związane ze sprzedażą. Jeśli wartość godziwa jest niższa od wartości księgowej netto, różnicę ujmuje się jako odpis aktualizujący
w rachunku zysków i strat.
Składnik aktywów (grupa) przeznaczony do sprzedaży
Warunki zbycia i jego oczekiwany
termin
Wartość bilansowa
2021
2020
Aktywa dotyczące przeznaczonej do sprzedaży spółki zależnej Geovita S.A.
-
74
-
Prawo wieczystego użytkowania gruntów
Przetarg (sprzedaż luty 2021)
-
23
Pozostałe aktywa trwałe przeznaczone do sprzedaży
Przetarg (oczekiwany termin zbycia 2022
rok)
7
8
Razem
81
31
8.2 Pozostałe aktywa
Zasady rachunkowości
Udzielone pożyczki wycenia się początkowo według wartości godziwej, a na każdy dzień bilansowy według zamortyzowanego kosztu
z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej.
Środki pieniężne o długoterminowym ograniczeniu możliwością dysponowania to głównie środki Funduszu Likwidacji Zakładu Górniczego (FLZG),
które Jednostka Dominująca gromadzi na wyodrębnionym rachunku bankowym, dokonując wpłat na fundusz począwszy od dnia rozpoczęcia
działalności, do rozpoczęcia likwidacji zakładu górniczego. Środki funduszu pochodzącego z odpisów zwiększa się o wpływy pochodzące
z oprocentowania aktywów funduszu. Z uwagi na ograniczenia formalno-prawne związane z możliwością wykorzystania tych środków tylko
na określony cel realizowany w okresie wieloletnim, środki FLZG prezentowane są w sprawozdaniu z sytuacji finansowej Grupy w części aktywów
trwałych jako Pozostałe aktywa. O sumę niewykorzystanych odpisów na FLZG korygowana jest wartość rezerwy na przyszłe koszty likwidacji
odwiertów kopalnianych i magazynowych (nota 6.3.2).
Opłata przyłączeniowa jest ewidencjonowana jako rozliczenia międzyokresowe czynne. Wartość poniesionej opłaty rozliczana jest w średnim
okresie ekonomicznej użyteczności aktywów, których ta opłata dotyczy.
Udziały i akcje nienotowane na giełdzie dotyczące niekonsolidowanych spółek zależnych oraz niewycenianych metodą praw własności udziałów
w jednostkach współzależnych i stowarzyszonych są wyceniane według ceny nabycia (MSR 27.10.a.). Pozostałe udziały i akcje nienotowane na
giełdzie wyceniane są według wartości godziwej, chyba, że można stwierdzić, że koszt jest lepszym szacunkiem wartości godziwej.
Kwoty należne od klientów z tytułu kontraktów długoterminowych stanowią nadwyżkę kwot zarachowanych przychodów (ustalonych przy
zastosowaniu metody zaawansowania procentowego) nad kwotą zafakturowaną.
Pozostałe aktywa trwałe i obrotowe obejmują głównie koszty rozliczane w czasie.
Należności z tytułu leasingu finansowego ujmowane są w kwocie odpowiadającej sumie minimalnych, należnych Grupie opłat leasingowych
zdyskontowanych o stopę procentową leasingu. Różnica pomiędzy wartością księgową majątku oddanego w leasing, a wartością godziwą tego
majątku odnoszona jest na przychody przyszłych okresów.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 80 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
2021
2020
Pozostałe aktywa trwałe
1 588
1 834
Udzielone pożyczki
422
819
Środki pieniężne o długoterminowym ograniczeniu możliwością dysponowania
176
188
Opłata przyłączeniowa
129
115
Udziały i akcje nienotowane na giełdzie
93
60
Nieruchomości inwestycyjne
165
147
Zaliczki na środki trwałe w budowie pozostałe, niedot.poszukiwania
68
8
Należności finansowe (przekazane kaucje, gwarancje i inne)
61
38
Pozostałe aktywa trwałe
474
459
Pozostałe aktywa obrotowe
336
217
Papiery wartościowe i inne inwestycje dłużne
65
47
Ubezpieczenia majątkowe
46
56
Pozostałe aktywa obrotowe
225
114
Zmiana wartości brutto pożyczek udzielonych w bieżącym okresie
Pożyczki udzielone
12-miesięczna oczekiwana
strata
oczekiwana strata w okresie
całego życia
Z rozpoznaną utratą
wartości
Wartość brutto na dzień 1 stycznia 2020
704
29
55
Spłacone aktywa finansowe
(16)
(4)
(2)
Nowo rozpoznane aktywa finansowe
107
16
-
Pozostały wpływ
26
-
3
Wartość brutto na dzień 31 grudnia 2020
821
41
56
Transfery miedzy grupami
(378)
-
378
Spłacone aktywa finansowe
(3)
(3)
(3)
Nowo rozpoznane aktywa finansowe
6
28
-
Pozostały wpływ
5
-
52
Wartość brutto na dzień 31 grudnia 2021
451
66
483
Zmiana odpisów z tytułu utraty wartości udzielonych pożyczek w bieżącym okresie
Pożyczki udzielone
12-miesięczna oczekiwana
strata
oczekiwana strata w okresie
całego życia
Z rozpoznaną utratą
wartości
Stan na 1 stycznia 2020
11
-
55
Zwiększenia ujęte w rachunku zysków i strat
7
1
3
Zmniejszenia ujęte w rachunku zysków i strat
(1)
(1)
(2)
Stan na 31 grudnia 2020
17
-
56
Zwiększenia ujęte w rachunku zysków i strat
1
2
416
Zmniejszenia ujęte w rachunku zysków i strat
(1)
-
(3)
Przeniesienia
(9)
-
9
Wpływ zmian kursów walutowych oraz pozostałe
-
-
4
Stan na 31 grudnia 2021
8
2
482
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 81 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.3 Aktywa i zobowiązania warunkowe
Tytuł aktywa warunkowego
2021
2020
Szacunek kwoty
Przyznane dofinansowanie
144
182
Pozostałe aktywa warunkowe
13
13
Razem
157
195
Wartość aktywów warunkowych w bieżącym okresie wynika głównie z dofinansowania (uzyskanego przez Polską Spółkę
Gazownictwa Sp. z o.o.) do projektów związanych z budową gazociągów w celu rozwoju gazyfikacji.
Tytuł zobowiązania warunkowego
2021
2020
Szacunek kwoty
Gwarancje i poręczenia
8 276
4 830
Wystawione weksle
558
554
Pozostałe
14
9
Razem
8 848
5 393
Największą pozycją zobowiązań warunkowych na koniec 2021 roku stanowi gwarancja wystawiona przez Jednostkę Dominującą
na rzecz państwa norweskiego z tytułu wykonywania przez spółkę PUN prac na norweskim szelfie kontynentalnym, której wartość
na koniec 2021 roku wg. kursu NBP z dnia 31 grudnia 2021 roku, ujęta w pozycji Gwarancje i poręczenia, wynosi 2 286 mln PLN
(2 896 mln PLN na koniec 2020 roku).
Wzrost wartości zobowiązań warunkowych z tytułu udzielonych poręczeń i gwarancji w bieżącym okresie związany jest przede
wszystkim z wystawieniem gwarancji w wysokości 1 592 mln PLN (według kursu NBP z dnia 31 grudnia 2021 roku), będących
zabezpieczeniem zawartych umów czarterów statków do przewozu gazu LNG oraz wystawienia nowych gwarancji, będących
zabezpieczeniem dostaw gazu, na łączną kwotę 1 842 mln PLN (według kursu NBP z dnia 31 grudnia 2021 roku).
8.4 Informacje o transakcjach z podmiotami powiązanymi
Jednostkami powiązanymi dla Grupy są: miedzy innymi jednostki współzależne od Grupy, jej jednostki stowarzyszone, spółki zależne
niekonsolidowane ze względu na nieistotność, spółki z udziałem Skarbu Państwa (zależne, współzależne i stowarzyszone)
oraz kluczowy personel zarządzający Grupy (tj. Zarząd i Rada Nadzorcza Jednostki Dominującej i jej jednostek zależnych).
Podmiotem kontrolującym Grupę jest Skarb Państwa.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 82 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.4.1 Transakcje z jednostkami, których udziałowcem/akcjonariuszem jest PGNiG lub jednostka zależna
2021
2020
Wspólne
przedsięwzięcia
i jednostki
stowarzyszone
Pozostałe
podmioty
powiązane
Razem
Wspólne
przedsięwzięcia
i jednostki
stowarzyszone
Pozostałe
podmioty
powiązane
Razem
Obroty i przychody/koszty za okres
Sprzedaż produktów i usług
655
17
672
266
16
282
Przychody z tytułu odsetek od pożyczek
39
23
62
37
4
41
Razem
694
40
734
303
20
323
Zakup usług, towarów i materiałów
(131)
(44)
(175)
(290)
(66)
(356)
Zakup środków trwałych w budowie
(162)
(60)
(222)
(88)
(37)
(125)
Zakup zapasów
(388)
(22)
(410)
(461)
(20)
(481)
Inne transakcje zakupu
-
-
-
-
-
-
Razem
(681)
(126)
(807)
(839)
(123)
(962)
Saldo na koniec okresu
Należności z tytułu dostaw i usług i pozostałe
(netto)
280
7
287
199
3
202
W tym, kwota odpisów z tytułu utraty wartości
(80)
-
(80)
(95)
-
(95)
Udzielone pożyczki (netto)
425
81
506
792
51
843
W tym, kwota odpisów z tytułu utraty wartości
(413)
(80)
(493)
(17)
(56)
(73)
Razem
705
88
793
991
54
1 045
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług
159
14
173
106
13
119
Otrzymane pożyczki
-
-
-
-
-
-
Zobowiązania pozostałe
93
1
94
43
-
43
Razem
252
15
267
149
13
162
W 2021 roku Jednostka Dominująca ani spółki od niej zależne podlegające konsolidacji nie zawarły żadnych istotnych transakcji
z podmiotami powiązanymi na innych warunkach niż warunki rynkowe.
8.4.2 Transakcje z jednostkami, których udziałowcem/akcjonariuszem jest Skarb Państwa
Główne transakcje prowadzone z jednostkami, których udziałowcem/akcjonariuszem jest Skarb Państwa (posiadający kontrolę,
współkontrolę lub znaczący wpływ nad tymi jednostkami) dotyczą bieżącej działalności Grupy, czyli obrotu gazem ziemnym,
sprzedaży ropy naftowej oraz energii elektrycznej.
2021
2020
Przychody
12 524
4 584
Koszty
(2 361)
(1 716)
Należności
3 458
839
Zobowiązania
15
23
Powyższe dane dotyczą transakcji z podmiotami nadzorowanymi przez Prezesa Rady Ministrów oraz wymienionymi
w Rozporządzeniu Prezesa Rady Ministrów z dnia 26 stycznia 2021 roku w sprawie wykazu spółek, w których prawa z akcji Skarbu
Państwa wykonują inni niż Prezes Rady Ministrów członkowie Rady Ministrów, pełnomocnicy Rządu lub państwowe osoby prawne,
w tym jednoosobowe spółki Skarbu Państwa.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 83 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.4.3 Informacje o świadczeniach dla kluczowego personelu Grupy Kapitałowej
2021
2020
Zarząd
Rada
Nadzorcza
Razem
Zarząd
Rada
Nadzorcza
Razem
Jednostki dominującej*
8,1
0,7
8,8
10,9
0,8
11,7
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
8,0
0,7
8,7
9,2
0,8
10,0
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
0,1
-
0,1
1,7
-
1,7
Jednostek zależnych
24,6
3,9
28,5
23,8
3,7
27,5
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
23,5
3,9
27,4
22,4
3,7
26,1
Świadczenia po okresie zatrudnienia
0,4
-
0,4
0,2
-
0,2
Pozostałe świadczenia długoterminowe
0,3
-
0,3
0,3
-
0,3
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
0,4
-
0,4
0,9
-
0,9
Razem
32,7
4,6
37,3
34,7
4,5
39,2
*W przypadku, gdzie ma to zastosowanie kwoty podane są w wartościach brutto, tj. z kwotą podatku VAT z tytułu pełnienia funcji w PGNiG S.A.
Więcej informacji na temat wynagrodzeń kluczowego personelu kierowniczego oraz polityki wynagrodzeń w Jednostce Dominującej
zaprezentowano w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A. za 2021 rok.
8.4.4 Pożyczki udzielone osobom zarządzającym oraz osobom nadzorującym w spółkach Grupy
Kapitałowej
W 2021 roku, a także w 2020 roku osoby zarządzające i nadzorujące jednostki GK PGNiG nie otrzymały pożyczek.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 84 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.5 Wspólne działania
Zasady rachunkowości
W związku z udziałami we wspólnych działaniach Grupa jako wspólnik wspólnego działania ujmuje w swoim sprawozdaniu finansowym:
swoje aktywa, w tym udział w aktywach posiadanych wspólnie,
swoje zobowiązania, w tym udział w zobowiązaniach zaciągniętych wspólnie,
przychody ze sprzedaży swojego udziału produkcji w wynikach wspólnego działania,
swoją część przychodów ze sprzedaży produkcji w ramach wspólnego działania,
swoje koszty, w tym udział we wspólnie poniesionych kosztach.
W związku z tym, że aktywa, zobowiązania, przychody i koszty związane ze wspólnym działaniem są wykazane w jednostkowym sprawozdaniu
finansowym wspólnika, nie dokonuje się korekt oraz nie stosuje się innych procedur konsolidacyjnych w odniesieniu do tych pozycji podczas
sporządzania skonsolidowanego sprawozdania finansowego przez wspólnika wspólnego działania.
Rysunek 2: Kraje w których Grupa prowadzi wspólne działania
Wspólne działania prowadzone są przez Grupę głównie na terenie Polski, a także na obszarze Norwegii oraz Pakistanu.
W szczególności polegają na poszukiwaniu i wydobyciu gazu ziemnego oraz ropy naftowej, z wyjątkiem działań prowadzonych
w południowo-wschodniej Polsce, mających charakter początkowej fazy poszukiwań niekonwencjonalnych złóż gazu.
Istotne szacunki
Na dzień kończący okres sprawozdawczy Grupa posiadała wspólne działania w rozumieniu MSSF 11 w ramach inwestycji realizowanych
w Norwegii na licencjach PL 127C, PL146, PL146B, PL333, PL460, PL941, PL1009, PL1009B, PL1013, PL1013B, PL1055, PL1055B, PL1088
oraz PL1111, na których sprawowała współkontrolę.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku Grupa posiadała ponadto udziały w innych licencjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, które obejmują
między innymi złoża Ormen Lange, Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje, Vale, Marul, Alve, Tommeliten Alpha oraz Duva. Biorąc pod uwagę kryteria
MSSF 11, działalność Grupy na wymienionych wyżej złożach nie stanowi wspólnych ustaleń umownych w rozumieniu tego standardu i Grupa nie
sprawuje współkontroli nad tą działalnością, ze względu na fakt, że istnieje więcej niż jedna kombinacja stron, które wspólnie mogą porozumieć
się w celu podjęcia istotnych decyzji. Z tego względu dla celów prawidłowego rozliczenia i ujmowania operacji związanych z działalnością na tych
złożach, Grupa stosuje zapisy innych, odpowiednich MSSF, uwzględniając swój udział w złożach, co sprawia, że nie ma istotnych różnic w
metodzie księgowego ujmowania i rozpoznawania związanych z tą działalnością operacji w porównaniu do sposobu rozpoznawania operacji
prowadzonych wspólnie z udziałowcami licencji, które spełniają definicję wspólnych działań w rozumieniu MSSF 11.
Więcej informacji na temat wspólnych działań znajduje się w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG
S.A. za 2021 rok.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 85 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Szczegółowy wykaz wspólnych działań, w które zaangażowana jest Grupa, przedstawiono w tabelach poniżej.
2021
Nazwa wspólnego ustalenia umownego
Kraj
prowadzenia
wspólnego
działania
Udziały we wspólnym działaniu
Charakter wspólnych działań
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym „Sieraków”
Polska
PGNiG S.A. 51%; Orlen Upstream Sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym „Płotki”
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym "Poznań"
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesji Kirthar
Pakistan
PGNiG S.A. 70%; Pakistan Petroleum Ltd. 30%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL460
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 35%; AkerBP 65%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym
PL1009/PL1009B
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 30%; ConocoPhillips 65%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym
PL146/PL333/PL146B/PL1088
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 22.2%; Equinor 77.8%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL127C
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 11.9175%; Aker BP 88.0825%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL941
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 20%; Aker BP 80%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL1013/1013B
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 40%; Pertolia NOCO 60%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL1055/1055B
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 60%; Norske Shell 40%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL1111
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 60%; Lime Petorleum 40%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
2020
Nazwa wspólnego ustalenia umownego
Kraj
prowadzenia
wspólnego
działania
Udziały we wspólnym działaniu
Charakter wspólnych działań
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym „Sieraków”
Polska
PGNiG S.A. 51%; Orlen Upstream Sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym „Płotki”
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym "Poznań"
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym „Bieszczady”
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym w zakresie
wydobywania gazu ziemnego ze złoża "Karmin"
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Wydobycie gazu ziemnego
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym w zakresie
wydobywania gazu ziemnego ze złoża "Miłosław E"
Polska
PGNiG S.A. 51%; ORLEN Upstream sp. z o.o. 49%
Wydobycie gazu ziemnego
Wspólne działanie na obszarze koncesji Kirthar
Pakistan
PGNiG S.A. 70%; Pakistan Petroleum Ltd. 30%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL460
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 35%; AkerBP 65%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL939
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 30%; Equinor 70%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym
PL1009/PL1009B
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 30%; ConocoPhillips 65%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL1017
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 50%; Equinor 50%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL146/PL333
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 22.2%; Equinor 77.8%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL127C
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 11.9175%; Aker BP 88.0825%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
Wspólne działanie na obszarze koncesyjnym PL941
Norwegia
PGNiG Upstream Norway AS 20%; Aker BP 80%
Poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego
oraz ropy naftowej
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 86 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.6 Zmiany w strukturze Grupy w okresie sprawozdawczym
8.6.1 Nabycie przedsiębiorstwa INEOS E&P Norge AS (MSSF 3)
W dniu 25 marca 2021 roku PGNiG Upstream Norway AS (PUN), spółka zależna PGNiG, zawarła warunkową umowę zakupu
(Umowa) przedsiębiorstwa INEOS E&P Norge AS (INEOS) od Grupy INEOS. Spółką przejmującą, w rozumieniu zapisów MSSF 3
jest PUN. Umowa obejmowała swym zakresem min: udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, terminal
gazowy Nyhamna oraz przejęcie pracowników INEOS. Umowna cena nabycia określona w Umowie wynosi 615 mln USD, przy
efektywnej dacie transakcji przypadającej na dzień 1 stycznia 2021 roku. Zgodnie z mechanizmem zapisanym w umowie, płatność
na rzecz INEOS miała zostać skorygowana o dochody uzyskane przez INEOS w okresie od efektywnej daty transakcji do dnia
przejęcia, jak również o saldo pozycji over/undercall i rozrachunków na dzień efektywnej daty transakcji oraz o wartość pieniądza
w czasie. Warunki zawieszające Umowy obejmowały między innymi uzyskanie zgód korporacyjnych w ramach Grupy PGNiG oraz
uzyskanie zgód administracyjnych w Norwegii.
Szacowana wielkość zasobów węglowodorów wynikająca z posiadanych przez INEOS udziałów w koncesjach wynosi ok. 117 mln
baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (na dzień 1 stycznia 2021 roku), z czego ponad 94% stanowią zasoby gazu ziemnego. Szacowany
średni poziom wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG w Norwegii może w wyniku transakcji wzrosnąć o ok. 1,5 mld m
3
rocznie
w najbliższych 5 latach. Dodatkowo, PUN w ramach transakcji ma przejąć portfel koncesji poszukiwawczych, w ramach którego
INEOS pełnił rolę operatora na 6 koncesjach.
Zakup INEOS stanowi realizację Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 roku, w zakresie
zwiększania bazy udokumentowanych zasobów i poziomu wydobycia węglowodorów. W efekcie nabycia INEOS poziom produkcji
gazu przez PUN w Norwegii może osiągnąć szczytowy poziom 4 mld m
3
gazu ziemnego rocznie w 2027 roku.
W dniu 24 września 2021 roku spełnione zostały wszystkie warunki zawieszające oraz warunki przejęcia kontroli dotyczące umowy
zakupu przez PUN przedsiębiorstwa INEOS. Przekazana zapłata, w wysokości 1 309 mln PLN (po przeliczeniu według kursów
wymiany walut na dzień 31 grudnia 2021 roku), została zapłacona w dniu 30 września 2021 roku, który to dzień jest dniem przejęcia
dla tej transakcji w rozumieniu zapisów MSSF 3. Zgodnie z Umową, ostateczne rozliczenie transakcji nastąpi w ciągu 60 dni od dnia
przejęcia. Ostateczne rozliczenie księgowe połączenia, zgodnie z MSSF 3 nastąpi w ciągu 12 miesięcy od dnia przejęcia.
Poniesione przez Grupę koszty związane z transakcją wynoszą 11,3 mln PLN i zostały ujęte w pozycji Pozostałe przychody i koszty
operacyjne w skonsolidowanym rachunku zysków i strat Grupy za rok 2021.
Poniżej przedstawiono wartości godziwe zidentyfikowanych aktywów i zobowiązań oraz kalkulację wartości firmy zidentyfikowanej
dla przedmiotowego przejęcia.
A. Przekazana zapłata
Środki pieniężne
1 309
Razem przekazana zapłata
1 309
Razem przekazana zapłata wykazana w sprawozdaniu z przepływów pieniężnych
1 309
B. Możliwe do zidentyfikowania nabyte aktywa i przejęte zobowiązania
Rzeczowe aktywa trwałe
3 746
Zapasy
19
Należności
513
Pozostałe aktywa
24
Aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego
286
Zobowiązania z tytułu dostaw i podatków
(1 270)
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych
(3)
Rezerwy
(492)
Pozostałe zobowiązania
(116)
Zobowiązanie z tytułu podatku odroczonego
(2 734)
Możliwe do zidentyfikowania aktywa netto ogółem
(27)
Aktywa
4 588
Zobowiązania
(4 615)
Aktywa netto
(27)
C. Wartość firmy
Cena nabycia ogółem (A)
1 309
Wartość godziwa możliwych do zidentyfikowania aktywów netto (B)
(26)
Wartość firmy (A) - (B)
1 283
Przychody ze sprzedaży oraz zysk netto uzyskane przez INEOS od dnia przejęcia do końca bieżącego okresu sprawozdawczego,
ujęte w skonsolidowanym sprawozdaniu zysków i strat wynoszą odpowiednio: 2 198 mln PLN oraz 374 mln PLN.
Szacowane przychody oraz zysk netto uzyskane przez INEOS za bieżący okres sprawozdawczy, wyliczone w taki sposób, jak gdyby
datą przejęcia był początek rocznego okresu sprawozdawczego wynoszą odpowiednio: 4 248 mln PLN oraz 624 mln PLN.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 87 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Istotne szacunki
Klasyfikacja transakcji nabycia aktywów jako połączenie przedsięwzięć (MSSF 3) lub jako nabycie aktywów (MSR 16)
Jednostka sprawozdawcza ustala, czy dana transakcja lub inne zdarzenie jest połączeniem przedsięwzięć, posługując się w tym celu definicją
zawartą w MSSF 3. Jeśli nabyte aktywa nie stanowią połączenia przedsięwzięć, jednostka sprawozdawcza rozlicza transakcję lub inne zdarzenie
jako nabycie aktywów, stosując w tym wypadku zapisy MSR 16.
Zgodnie z MSSF 3, przedsięwzięcie to zintegrowany zespół działań i aktywów, który można prowadzić i którym można zarządzać w celu
dostarczania towarów lub usług konsumentom, generowania dochodu z inwestycji (np. w formie dywidend lub odsetek) lub generowania innego
dochodu ze zwykłych działań.
W celu ustalenia, czy dana transakcja powinna być sklasyfikowana jako przedsięwzięcie zgodnie z MSSF 3 (i rozliczana metodą przejęcia) lub
nabycie aktywów zgodnie z MSR 16, jednostka sprawozdawcza bardzo często musi zastosować profesjonalny osąd.
W segmencie Poszukiwań i wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego, projekty znajdujące się w fazie produkcyjnej, co do zasady traktuje się jako
przedsięwzięcia, natomiast projekty będące w fazie poszukiwawczej traktuje się jako nabycie aktywów. Przedmiotowa transakcja dotycząca
nabycia przedsiębiorstwa INEOS obejmuje swym zakresem aktywa produkcyjne (głównie licencje) oraz obsługujący te aktywa personel
pracowniczy, co jest przesłanką, by potraktować przedmiotowe nabycie jako przedsięwzięcie i rozliczać je zgodnie z zapisami MSSF 3.
Wartość firmy techniczna i rezydualna
Jeżeli przy rozliczaniu danej transakcji metodą przejęcia okaże się, że wartość przekazanej zapłaty jest wyższa od wartości netto ustalonych na
dzień przejęcia wartości możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych zobowiązań, to różnicę tą ujmuje się jako wartość firmy.
W celu przeprowadzenia testu na utratę wartości przy późniejszej wycenie, wartość firmy powstała w wyniku połączenia przedsięwzięć zostaje
w chwili przejęcia przypisana do poszczególnych ośrodków lub zespołów ośrodków wypracowujących środki pieniężne w jednostce przejmującej,
które zgodnie z oczekiwaniami mają odnieść korzyści z tytułu synergii uzyskanej w wyniku takiego połączenia. W norweskim systemie
podatkowym, przy nabyciu przedsięwzięcia, jednostka przejmująca dla celów podatkowych przejmuje wartości aktywów i zobowiązań w
wartościach podatkowych na dzień przejęcia jednostki przejmowanej. W związku z tym, że przy zastosowaniu metody przejęcia w celu rozliczenia
transakcji nabycia, wszystkie przejmowane aktywa i zobowiązania wycenia się w wartości godziwej na moment przejęcia, w księgach jednostki
przejmującej powstaje saldo zobowiązania z tytułu podatku odroczonego, odzwierciedlające różnicę pomiędzy wartością godziwą przejmowanych
aktywów a ich wartością rozpoznawaną dla celów podatkowych. W księgach jednostki przejmującej wartość powstałego w ten sposób
zobowiązania z tytułu podatku odroczonego można bezpośrednio odnieść jako powstałą na skutek transakcji wartość firmy i przyporządkować
bezpośrednio do odpowiednich ośrodków wypracowujących środki pieniężne, będących przedmiotem transakcji. Powstałą w ten sposób wartość
firmy określa się jako techniczną wartość firmy.
W przedmiotowej transakcji rozpoznano techniczną wartość firmy w wysokości 2 814 mln PLN.
Różnica pomiędzy wartością firmy, która dla przedmiotowej transakcji wynosi 1 283 mln PLN, a techniczną wartością firmy dla danej
transakcji jest rezydualną wartością firmy. W związku z tym, że ceny węglowodorów, wpływające na ostateczne rozliczenie transakcji
nabycia przedsiębiorstwa INEOS były znacząco wyższe od cen, kiedy warunki transakcji były ustalane pomiędzy stronami transakcji,
rezydualna wartość firmy, powstała na skutek przedmiotowej transakcji, ma wartość ujemną i wynosi 1 531 mln PLN. Wartość ta
została przypisana do poszczególnych ośrodków wypracowujących środki pieniężne proporcjonalnie do ich wartości.
Powyższa alokacja wartości firmy pomiędzy techniczną wartość firmy oraz rezydualną wartość firmy będzie miała swoje implikacje
w przeprowadzanych w okresach późniejszych testach na utratę wartości pozycji bilansowej wartość firmy. Po początkowym ujęciu
transakcji nabycia przedsiębiorstwa INEOS w księgach PUN, różnica pomiędzy amortyzacją księgową przejętych w wartości
godziwej aktywów, a amortyzacją skalkulowaną dla celów podatkowych, będzie powodowała rozwiązywanie się zobowiązania z
tytułu podatku odroczonego. Aby uniknąć objęcia odpisem z tytułu utraty wartości tej części wartości firmy, która ma swoje
odzwierciedlenie w aktualnym saldzie zobowiązania z tytułu podatku odroczonego w księgach PUN, wartość firmy podlegająca
okresowym testom na utratę wartości będzie zawsze pomniejszana o saldo ujętego na moment przeprowadzania testu zobowiązania
z tytułu podatku odroczonego, przypisanego do danego ośrodka wypracowującego środki pieniężne.
Wartość firmy powstała w przedmiotowej transakcji nabycia przedsiębiorstwa INEOS nie stanowi kosztów uzyskania przychodów.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 88 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.6.2 Pozostałe zmiany w strukturze Grupy w okresie sprawozdawczym
Data
Spółka
Zdarzenie
8 stycznia
2021 roku
PST Europe Sales GmbH
(spółka zależna od PGNiG Supply & Trading
GmbH)
W dniu 8 stycznia 2021 roku w wyniku połączenia PST Verwaltungs
GmbH z PST Europe Sales GmbH, spółka PST Verwaltungs GmbH
przestała istnieć. Nie nastąpiły żadne zmiany w kapitale zakładowym
PST Europe Sales GmbH, w tym w ilości i wartości udziałów.
Z dniem 1 stycznia 2022 roku spółka PST Europe Sales GmbH została
postawiona w stan likwidacji i od tego dnia firma spółki jest następująca:
PST Europe Sales GmbH in liquidation.
1 kwietnia
2021 roku
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa -
Technika Sp. z o.o.*
(spółka zależna od PGNiG TERMIKA
Energetyka Przemysłowa S.A.)
Z dniem 1 kwietnia 2021 roku nastąpiła zmiana firmy spółki SEJ-
SERWIS spółka z ograniczona odpowiedzialnością na PGNiG TERMIKA
Energetyka Przemysłowa - Technika spółka z ograniczoną
odpowiedzialnością.
22 kwietnia
2021 roku
Polskie Centrum Brokerskie Sp. z o.o.*
(spółka zależna od PGNiG Serwis Sp. z o.o.)
W dniu 22 kwietnia 2021 roku Nadzwyczajne Zgromadzenie Wspólników
spółki PGNiG Serwis Doradztwo Ubezpieczeniowe sp. z o.o. z siedzibą
w Warszawie postanowiło o zmianie firmy spółki na Polskie Centrum
Brokerskie Sp. z o.o.
Rejestracja w KRS nastąpiła w dniu 11 czerwca 2021 roku.
5 sierpnia
2021 roku
PGNiG SPV 8 Sp. z o.o.*
W dniu 5 sierpnia 2021 roku została zawiązana Spółka PGNiG SPV 8
Sp. z o.o. Wszystkie udziały (100%) w kapitale zakładowym tej spółki
objęła spółka Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., tj. 15 000
udziałów o wartości nominalnej 1 udziału - 100 PLN, o łącznej wartości
nominalnej 1 500 000 PLN.
Rejestracja Spółki w KRS nastąpiła w dniu 2 września 2021 roku.
5 sierpnia
2021 roku
PGNiG SPV 9 Sp. z o.o.*
W dniu 5 sierpnia 2021 roku została zawiązana Spółka PGNiG SPV 9
Sp. z o.o. Wszystkie udziały (100%) w kapitale zakładowym tej spółki
objęła spółka Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., tj. 2 500
udziałów o wartości nominalnej 1 udziału - 100 PLN, o łącznej wartości
nominalnej 250 000 PLN.
Rejestracja Spółki w KRS nastąpiła w dniu 31 sierpnia 2021 roku.
5 sierpnia
2021 roku
PGNiG SPV 10 Sp. z o.o.*
W dniu 5 sierpnia 2021 roku została zawiązana Spółka PGNiG SPV 10
Sp. z o.o. Wszystkie udziały (100%) w kapitale zakładowym tej spółki
objęła spółka Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A., tj. 2 500
udziałów o wartości nominalnej 1 udziału - 100 PLN, o łącznej wartości
nominalnej 250 000 PLN.
Rejestracja Spółki w KRS nastąpiła w dniu 6 września 2021 roku.
30 sierpnia
2021 roku
LLC "Karpatgazvydobuvannya" *
W dniu 30 sierpnia 2021 roku PGNiG S.A. nabyło 85% udziałów
w spółce Limited Liability Company “Karpatgazvydobuvannya”
z siedzibą w Kijowie (Ukraina).
W dniu 15 lutego 2022 roku odbyło się Zgromadzenie Wspólników LLC
„Karpatgazvydobuvannya”, na którym podjęto decyzję o podwyższeniu
kapitału podstawowego (zakładowego) tej spółki o kwotę
160 362 000 UAH.
PGNiG S.A. objęło dodatkowe udziały za kwotę 136 307 700 UAH,
natomiast ERU Management Services LLC (ERU) za kwotę
24 054 300 UAH. Zachowane zostały udziały w kapitale zakładowym
w proporcji: 85% PGNiG SA i 15% ERU. Kapitał zakładowy LLC
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 89 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
„Karpatgazvydobuvannya” po podwyższeniu wynosi: 160 363 000 UAH,
w tym udział kapitałowy PGNiG S.A. wynosi 136 308 550 UAH
Podwyższenie kapitału zostało zarejestrowane w dniu 18 lutego 2022
roku.
16 grudnia
2021 roku
Geovita S.A.
W dniu 16 grudnia 2021 roku PGNiG S.A. oraz Polski Holding Hotelowy
sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie (PHH) zawarły Warunkową Umowę
Sprzedaży wszystkich akcji Geovita S.A. z siedzibą w Jadwisinie.
Zgodnie z Umową Sprzedający (PGNiG S.A.) pod warunkiem spełnienia
się Warunków Zawieszających, sprzedaje Kupującemu (PHH) łącznie
113 407 782 akcji spółki Geovita S.A. o wartości nominalnej 1 PLN
każda, o łącznej wartości nominalnej 113 407 782 PLN, które stanowią
łącznie 100% kapitału zakładowego Spółki Geovita S.A. za łączną kwotę
56 307 000 PLN.
W dniu 28 lutego 2022 roku spełnił się ostatni z Warunków
Zawieszających. Aktualnie trwają czynności związane z przeniesieniem
własności wszystkich akcji Geovita S.A. z PGNiG S.A. na rzecz PHH.
* Jednostka niekonsolidowana ze względu na nieistotność
8.7 Inne istotne informacje
8.7.1 Wynagrodzenie podmiotu uprawnionego do badania sprawozdań finansowych
2021
2020
Badanie rocznych jednostkowych sprawozdań finansowych i rocznego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy
Kapitałowej
1,81
1,70
Inne usługi poświadczające, w tym za przegląd sprawozdań finansowych
0,59
0,49
Pozostałe usługi
0,48
0,80
Razem
2,88
2,99
W bieżącym i porównawczym okresie sprawozdawczym, podmiotem uprawnionym do badania i przeglądu sprawozdań finansowych
Jednostki Dominującej i części spółek zależnych oraz skonsolidowanych sprawozdań Grupy Kapitałowej PGNiG była firma PKF
Consult Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością Sp.k.
Obecnie obowiązująca umowa została zawarta w dniu 20 maja 2020 roku i obejmuje lata 2021-2022. Poprzednio obowiązująca
umowa została zawarta w dniu 12 kwietnia 2019 roku i obejmowała lata 2019 – 2020.
PKF Consult Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością Sp.k. świadczyła ponadto usługi przeglądu i inne dozwolone usługi dla spółek
z Grupy Kapitałowej.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 90 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
8.8 Zdarzenia po dniu bilansowym
Data
Spółka
Zdarzenie
5 stycznia
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 5 stycznia 2022 roku PGNiG SA zawarła umowę kredytu otwartego
w rachunku bieżącym z bankiem Societe Generale SA Oddział w Polsce,
pozyskując dodatkowe finansowanie krótkoterminowe na łączną kwotę 750 mln
PLN na okres do 9 miesięcy począwszy od dnia zawarcia umowy.
14 stycznia
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 14 stycznia 2022 roku PGNiG SA otrzymała za pośrednictwem poczty
elektronicznej od pełnomocnika PAO Gazprom i OOO Gazprom Export (Gazprom)
wezwanie na arbitraż przed Trybunałem Arbitrażowym ad hoc z siedzibą
w Sztokholmie (Wezwanie Gazpromu), obejmujące żądanie zmiany warunków
cenowych gazu dostarczanego przez Gazprom na podstawie kontraktu kupna-
sprzedaży gazu ziemnego do Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 25 września 1996
roku (Kontrakt Jamalski). Wezwanie Gazpromu obejmuje żądanie podwyższenia
ceny kontraktowej w ramach wniosku Gazpromu o renegocjację ceny kontraktowej
z dnia 8 grudnia 2017 roku (Wniosek Gazpromu 2017) oraz wniosku Gazpromu
o renegocjację ceny kontraktowej z dnia 9 listopada 2020 roku (Wniosek
Gazpromu 2020).
Wniosek Gazpromu 2017 został złożony w odpowiedzi na wniosek PGNiG z dnia
1 listopada 2017 roku o obniżenie ceny kontraktowej (Wniosek PGNiG 2017).
Wniosek Gazpromu 2020 został złożony w odpowiedzi na wniosek PGNiG z dnia
1 listopada 2020 roku o obniżenie ceny kontraktowej, zmodyfikowany następnie
przez PGNiG w dniu 28 października 2021 roku (Wniosek PGNiG 2020/2021).
W ocenie PGNiG, żądanie podwyższenia ceny kontraktowej w ramach Wniosku
Gazpromu 2017 oraz Wniosku Gazpromu 2020, zawarte w Wezwaniu Gazpromu,
jest całkowicie bezzasadne, czemu PGNiG dała wyraz składając Wniosek PGNiG
2017 oraz Wniosek 2020/2021, obejmujący żądanie obniżenia ceny kontraktowej.
Zgodnie z regulaminem postępowania arbitrażowego znajdującym zastosowanie
do postępowania arbitrażowego wszczętego wskutek Wezwania Gazpromu,
Spółka jest zobowiązana do podjęcia dalszych kroków w sprawie (w tym do
złożenia odpowiedzi na Wezwanie Gazpromu) w terminie 30 dni od dnia
otrzymania Wezwania Gazpromu. PGNiG podejmie stosowne kroki procesowe
w przepisanym terminie.
31 stycznia
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 31 stycznia 2022 roku PGNIG S.A otrzymała decyzję Prezesa UOKiK
w sprawie wyrażenia zgody na dokonanie koncentracji, polegającej na utworzeniu
przez ORLEN Południe i PGNiG wspólnego przedsiębiorcy, tj. PGNiG SPV 7
Sp. z o.o., którego przedmiotem działalności będzie m.in. pozyskiwanie i budowa
instalacji biometanowych, rozwój technologii wykorzystywanych do produkcji
biometanu oraz produkcja, obrót i wykorzystanie biometanu w różnych obszarach
działalności PGNiG i Grupy ORLEN.
W tworzonym podmiocie ORLEN Południe S.A. i PGNiG S.A będą mieć
odpowiednio 51% i 49% udziałów.
2 lutego
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 2 lutego 2022 roku PGNiG S.A. otrzymała od pełnomocnika PJSC
Gazprom (Gazprom) wezwanie na arbitraż zgodnie z Regulaminem Arbitrażowym
UNCITRAL (Wezwanie Gazpromu), obejmujące żądanie uznania przez PGNiG:
(1) prawa Gazprom jako akcjonariusza do otrzymania dywidend z zysków spółki
EuRoPol GAZ s.a. z siedzibą w Warszawie (EPG), oraz (2) praw wynikających
z zasad nadzoru korporacyjnego przysługujących Gazpromowi oraz członkom
zarządu EPG powoływanym przez Gazprom.
Drugim pozwanym w Wezwaniu Gazpromu, poza PGNiG, jest EPG.W ocenie
Spółki, żądania zawarte w Wezwaniu Gazpromu są całkowicie bezzasadne.
PGNiG wykonuje prawa i obowiązki akcjonariusza EPG zgodnie
z przepisami obowiązującego prawa, natomiast decyzje dotyczące podziału zysku
netto za dany rok obrotowy podejmuje Walne Zgromadzenie EPG.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 91 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
PGNiG posiada, bezpośrednio i pośrednio poprzez spółkę zależną GAS-TRADING
S.A., 51,18% akcji w kapitale zakładowym EPG, natomiast 48,82% akcji należy do
Gazprom. Skumulowany zysk EPG z lat ubiegłych, możliwy do przeznaczenia na
poczet dywidend dla akcjonariuszy, wynosi 1,74 mld PLN.
Zgodnie z regulaminem postępowania arbitrażowego znajdującym zastosowanie
do postępowania arbitrażowego wszczętego wskutek Wezwania Gazpromu,
Spółka jest zobowiązana do podjęcia dalszych kroków w sprawie (w tym do
złożenia odpowiedzi na Wezwanie Gazpromu) w terminie 30 dni od dnia
otrzymania Wezwania Gazpromu. PGNiG podejmie stosowne kroki procesowe
w przepisanym terminie.
11 lutego
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 11 lutego 2022 roku Spółka złożyła odpowiedź na Wezwanie Gazpromu,
w której wniosła o oddalenie jako niedopuszczalnych pod względem formalnym,
ewentualnie jako bezzasadnych merytorycznie, roszczeń Gazpromu obejmujących
żądanie podwyższenia ceny kontraktowej w ramach wniosków Gazpromu
o renegocjację ceny kontraktowej z dnia 8 grudnia 2017 roku oraz z dnia
9 listopada 2020 roku.
Dodatkowo, w przypadku stwierdzenia przez Trybunał Arbitrażowy ad hoc
dopuszczalności zmiany ceny kontraktowej w 2017 roku, Spółka zgłosiła
roszczenie wzajemne o obniżenie ceny kontraktowej od dnia 1 listopada
2017 roku, na podstawie wniosku PGNiG z dnia 1 listopada 2017 roku o obniżenie
ceny kontraktowej.
Ponadto, Spółka zgłosiła roszczenie wzajemne o obniżenie ceny kontraktowej
od dnia 1 listopada 2021 roku, w ramach wniosku PGNiG z dnia 1 listopada
2020 roku o obniżenie ceny kontraktowej, zmodyfikowanego następnie przez
PGNiG w dniu 28 października 2021 roku.
23 lutego
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 23 lutego 2022 roku PGNiG S.A. zawarła umowy kredytów 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 1 200 mln PLN oraz z bankami:
Deutsche Bank Polska S.A. na kwotę 400 mln PLN i Credit Agricole Bank Polska
S.A. na kwotę 200 mln PLN, pozyskując dodatkowe finansowanie krótkoterminowe
na okres do 9 miesięcy począwszy od dnia zawarcia umów.
24 lutego
2022 roku
PGNiG S.A
24 lutego 2022 roku doszło do inwazji wojsk Federacji Rosyjskiej na terytorium
Ukrainy.
Grupa Kapitałowa PGNiG prowadzi działalność na terenie Ukrainy poprzez
Przedstawicielstwo PGNiG SA w Kijowie, GK Exalo Drilling S.A. (Exalo Drilling
Ukraine LLC) oraz LLC „Karpatgazvydobuvannya” (działalność poszukiwawczo-
wydobywcza we współpracy z ERU Management Services). Na dzień
sprawozdania wartość aktywów zaangażowanych na Ukrainie nie stanowi istotnej
wartości aktywów GK PGNiG. Pracownicy GK PGNiG i ich rodziny zostali
ewakuowani z rejonów zagrożonych działaniami zbrojnymi.
Więcej na temat wpływu na działalność Grupy Kapitałowej znaleźć można
w Sprawozdaniu Zarządu z działalności Grupy Kapitałowej PGNiG i PGNiG S.A.
za 2021 rok.
28 lutego
2022 roku
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
(spółka zależna od PGNiG TERMIKA
S.A.)
W dniu 28 lutego 2022 roku spółki ECSW S.A. oraz Abener Energia S.A. podpisały
aneks do zawartej 31 grudnia 2021 roku ugody mającej na celu określenie zasad
na jakich ECSW oraz Abener Energia dokonają wzajemnych rozliczeń
wynikających z wszelkich sporów sądowych i arbitrażowych toczących się
pomiędzy Stronami wynikających z kontraktu na budowę bloku gazowo-parowego
(Ugoda).
Zgodnie z Aneksem termin na spełnienie obowiązków Abener Energia, których
niewykonanie w terminie stanowiłoby warunek rozwiązujący Ugodę, w tym
przekazanie dokumentów opatrzonych w apostille potwierdzających zgodę
zastawników (których zastawy obciążają wierzytelności należne Abener Energia
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 92 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
na podstawie Wyroku Sądu Arbitrażowego) na zawarcie Aneksu został wydłużony
z 28 lutego 2022 roku do 7 marca 2022 roku.
Na mocy Aneksu Abener Energia jest zobowiązana do przedstawienia
bezwarunkowej i nieodwołalnej zgody organu nadzoru sądowego, komisarza
sądowego, administratora lub innego właściwego organu wskazanego przez sąd
hiszpański prowadzący postępowanie upadłościowe wobec Abengoa S.A., na
zawarcie i wykonanie niniejszego Aneksu do 4 marca 2022 roku.
ECSW jest zobowiązana do przedstawienia uchwały Rady Nadzorczej
zatwierdzającej zawarcie Aneksu do dnia 4 marca 2022 roku.
PGNiG posiada, pośrednio poprzez spółkę zależną PGNiG TERMIKA S.A.
50% akcji w kapitale zakładowym ECSW.
W dniu 8 marca 2022 roku Zarząd PGNIG S.A powziął wiadomość że warunki
ugody zostały spełnione i strony przystąpiły do jej wykonania.
2 marca
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 2 marca 2022 roku PGNiG złożyło odpowiedź na Wezwanie Gazpromu na
arbitraż dotyczący EuRoPol GAZ S.A. w której odrzuciło wszystkie roszczenia
Gazpromu ze względów merytorycznych i proceduralnych.
4 marca
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 4 marca 2022 roku PGNiG S.A. podjęła uchwałę dotyczącą wyrażenia
zgody na zawarcie przez Spółkę umowy w przedmiocie zlecenia Rządowej Agencji
Rezerw Strategicznych (RARS) wykonywania zadań w zakresie utrzymywania
zapasów obowiązkowych gazu ziemnego (Umowa).
Zgodnie z art. 70c ust. 3 pkt 1 ustawy z dnia 16 lutego 2007 roku o zapasach ropy
naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania
w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku
naftowym (Ustawa), z chwilą zawarcia Umowy RARS nabędzie od PGNiG na rzecz
Skarbu Państwa gaz ziemny stanowiący zapas obowiązkowy po cenie wskazanej
w Ustawie oraz wstąpi w prawa i obowiązki PGNiG wynikające z umów o
świadczenie usług magazynowania zawartych z operatorem systemu
magazynowania w zakresie dotyczącym zapasów obowiązkowych.
Sprzedaż gazu na potrzeby wykonywania przez RARS zadań w zakresie
utrzymywania zapasów obowiązkowych nastąpi po cenie określonej w Ustawie,
odpowiadającej średniej arytmetycznej cen rozliczeniowych w kontraktach
z dostawą planowaną w II i III kwartale 2022 roku, notowanych w ostatnich
30 dniach kalendarzowych bezpośrednio poprzedzających dzień przeniesienia
własności gazu ziemnego, publikowanych na stronie podmiotowej spółki
prowadzącej Towarową Giełdę Energii. Zgodnie z przepisami ustawy
o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych
w związku z sytuacją na rynku gazu z dnia 26.01.2022 r., maksymalny limit
wydatków RARS na realizację działania, o którym mowa w art. 70c ust. 3 pkt 1
ustawy wynosi w 2022 roku 6 mld PLN.
Działające w Polsce przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność
gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą i podmioty
dokonujące przywozu gazu ziemnego zobowiązane są do utrzymywania zapasów
obowiązkowych gazu ziemnego w wielkości odpowiadającej co najmniej
30-dniowemu średniemu dziennemu przywozowi.
7 marca
2022 roku
PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.
W dniu 7 marca 2022 roku PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. otrzymała pierwszą
transzę z tytułu rekompensaty (1,255 mld PLN) z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny
na podstawie art. 8 ust. 1 ustawy z dnia 26 stycznia 2022 roku o szczególnych
rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych w związku
z sytuacją na rynku gazu.
PGNiG Obrót Detaliczny jest jednym z podmiotów uprawnionych do otrzymania
wyżej wymienionej rekompensaty.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 93 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
9 marca
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 9 marca 2022 roku zapadł wyrok Sądu Apelacyjnego w Sztokholmie
w sprawie skargi złożonej przez PAO Gazprom i OOO Gazprom export (Gazprom)
o uchylenie wyroku końcowego Trybunału Arbitrażowego ad hoc w Sztokholmie
z dnia 30 marca 2020 roku, wydanego w postępowaniu arbitrażowym
z powództwa PGNiG przeciwko Gazpromowi, dotyczącym obniżenia ceny
kontraktowej za gaz dostarczany na podstawie kontraktu kupna-sprzedaży gazu
ziemnego do Polski z dnia 25 września 1996 roku (Kontrakt Jamalski).
Na mocy wyroku, sąd Apelacyjny w Sztokholmie:
1. oddalił jako bezzasadną skargę Gazpromu w całości, tj. w zakresie
zarzucającym, że Trybunał Arbitrażowy ad hoc orzekając o obniżeniu ceny
kontraktowej za gaz dostarczany w ramach Kontraktu Jamalskiego wykroczył poza
uprawnienia przyznane Trybunałowi przez PGNiG i Gazprom w Kontrakcie
Jamalskim; oraz
2. zasądził od Gazpromu na rzecz PGNiG koszty zastępstwa procesowego.
Wyrok nie jest prawomocny. Zgodnie bowiem z art. 43 ust. 2 Szwedzkiego Prawa
Arbitrażowego z 1999 roku, Sąd Apelacyjny w Sztokholmie udzielił zezwolenia na
złożenie apelacji od Wyroku do Sądu Najwyższego, uznając, że sprawa ma
charakter precedensowy.
16 marca
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 16 marca 2022 roku Zarząd Spółki otrzymał pozytywną warunkową decyzję
Prezesa UOKiK w przedmiocie zgody na dokonanie koncentracji polegającej na
połączeniu ze spółką PKN ORLEN S.A. (ORLEN).
Pozytywna decyzja Prezesa UOKiK została wydana pod warunkiem wykonania
przez PGNiG i ORLEN środka zaradczego w postaci zobowiązania do zbycia na
rzecz niezależnego inwestora kontroli nad spółką zależną Gas Storage Poland
sp. z o.o. z siedzibą w Dębogórzu (GSP) w ciągu 12 miesięcy od dnia połączenia
z ORLEN w rozumieniu art. 493 § 2 KSH. Jednocześnie Spółka oraz ORLEN
zobowiązują się m.in. do zawarcia przynajmniej na 10 lat umowy powierzającej
GSP lub jej następcy prawnemu pełnienie obowiązków operatora systemu
magazynowania paliw gazowych stanowiącego własność podmiotu powstałego
w wyniku połączenia PGNiG i ORLEN. Obecnie GSP pełni funkcję operatora
systemu magazynowania paliw gazowych w instalacjach magazynowych, które są
własnością PGNiG.
18 marca
2022 roku
PGNiG S.A.
W dniu 18 marca 2022 roku PGNiG zawarło umowę w przedmiocie zlecenia
Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych (RARS) wykonywania zadań w zakresie
utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego na okres od 18 marca do
30 września 2022 roku z możliwością przedłużenia do 30 września 2023 roku
(Umowa).
Zgodnie z Umową PGNiG dokonało sprzedaży 10 063 104 MWh gazu ziemnego
stanowiącego zapas obowiązkowy do RARS na rzecz Skarbu Państwa o wartości
5,955 mld PLN. Zgodnie z uprawnieniami wynikającymi z ustawy o szczególnych
rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych w związku
z sytuacją na rynku gazu z dnia 26 stycznia 2022 roku, RARS dokona zapłaty ceny
za gaz w ratach, nie później niż do dnia 31 sierpnia 2022 roku.
Umowa zawiera ponadto postanowienia dotyczące obowiązku odkupu przez
PGNiG gazu ziemnego w przypadku uruchomienia zapasu obowiązkowego.
GRUPA KAPITAŁOWA PGNIG
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE 2021
(w milionach złotych o ile nie podano inaczej)
Strona 94 z 94 Dokument podpisany elektronicznie
Zarząd PGNiG S.A.
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
------------------------------------------------
Osoba odpowiedzialna za sporządzenie
Skonsolidowanego sprawozdania
finansowego
Aleksandra Sobieska-Moroz
Podpisano kwalifikowanym
podpisem elektronicznym
------------------------------------------------
Warszawa, 22 marca 2022 roku