Budynek siedziby głównej. | |
Państwo | |
---|---|
Województwo | |
Siedziba | |
Adres |
ul. Kasprzaka 25, 01-224 Warszawa |
Data założenia |
1 września 1982 |
Data likwidacji |
2 listopada 2022 (fuzja z PKN Orlen) |
Forma prawna | |
Prezes | |
Przewodniczący rady nadzorczej |
Bartłomiej Nowak |
Udziałowcy | |
Nr KRS | |
Zatrudnienie |
24 531 (2021)[4] |
Giełda | |
ISIN |
PLPGNIG00014 |
Symbol akcji |
PGNIG (PGN) |
Dane finansowe (2021[4]) | |
Przychody | |
Wynik operacyjny |
11,6 mld PLN[4] |
Wynik netto |
6,0 mld PLN[4] |
Aktywa |
50,2 mld PLN[4] |
Kapitał własny |
44,4 mld PLN[4] |
Kapitał zakładowy |
5 778 314 857 PLN |
Położenie na mapie Warszawy | |
Położenie na mapie Polski | |
Położenie na mapie województwa mazowieckiego | |
52°13′41,2″N 20°57′53,5″E/52,228111 20,964861 | |
Strona internetowa |
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) – polskie przedsiębiorstwo istniejące samodzielnie w latach 1982–2022, a od 2022 roku stanowiące część spółki PKN Orlen, zorganizowaną jako Oddział Centralny PGNiG, zajmujące się poszukiwaniami i wydobyciem gazu ziemnego oraz ropy naftowej, importem gazu, a także poprzez kluczowe spółki zależne: magazynowaniem, sprzedażą, dystrybucją paliw gazowych i płynnych oraz produkcją ciepła i energii elektrycznej.
PGNiG było spółką giełdową. Posiadało akcje w spółkach świadczących specjalistyczne usługi geofizyczne i wiertniczo–serwisowe na rynkach międzynarodowych. Spółka była jednym z podmiotów odpowiedzialnych za utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego kraju i dywersyfikację dostaw poprzez wydobycie ze złóż krajowych oraz import ze źródeł zewnętrznych.
Działalność prowadzi głównie w Polsce, a za granicą od ponad 20 lat prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą w Pakistanie. Posiada też koncesję w Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Do grupy PGNiG należy PGNiG Upstream Norway[5], która od ponad 10 lat prowadzi działalność w zakresie poszukiwania i eksploatacji złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Z kolei spółka zależna PGNiG Supply & Trading GmbH[6] z siedzibą w Monachium zajmuje się handlem gazem w Europie Zachodniej. Prowadzi także biuro handlu LNG w Londynie.
W 1976 roku powstało Zjednoczenie Górnictwa Naftowego i Gazowniczego (ZGNiG), które zostało utworzone z połączenia Zjednoczenia Przemysłu Gazowniczego oraz Zjednoczenia Przemysłu Naftowego. Zgodnie z ustawą o przedsiębiorstwach państwowych i zarządzeniem nr 56 Ministra Górnictwa i Energetyki 1 września 1982 powstało przedsiębiorstwo państwowe PGNiG. Przedsiębiorstwo miało strukturę wielozakładową, w skład której wchodziło 61 samobilansujących się zakładów.
30 października 1996 Przedsiębiorstwo Państwowe Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo zostało przekształcone w spółkę akcyjną, w której całkowite udziały miał Skarb Państwa. W skład spółki weszło sześć okręgowych zakładów gazowniczych, które miały swoje siedziby w Gdańsku, Poznaniu, Tarnowie, Warszawie, Wrocławiu oraz Zabrzu. W 2000 roku, powstały regionalne oddziały przesyłu (ROP), które bezpośrednio podlegały centrali w Warszawie. W 2003 roku powstało sześć spółek gazownictwa, które zostały wydzielone ze spółki-matki PGNiG SA, w skład tych spółek weszły 23 zakłady. W roku 2004 utworzono Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo-Przesył Sp. z o.o. (od 2006 działające jako jednoosobowa spółka akcyjna Skarbu Państwa Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz-System, odpowiedzialna za przesył gazu ziemnego na terytorium Polski[7], będąca operatorem bałtyckiego odcinka pierwszego polskiego podmorskiego gazociągu przesyłowego Baltic Pipe[8], właścicielem terminalu skroplonego gazu ziemnego (LNG) w Świnoujściu[9]) i niezależnym operatorem polskiego odcinka Gazociągu Jamalskiego[10].
23 września 2005 roku akcje Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa zadebiutowały na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie z silnym wzrostem, notowanym na 34%[11].
14 lipca 2020 roku spółka PKN Orlen SA i skarb państwa reprezentowany przez Ministerstwo Aktywów Państwowych podpisały list intencyjny w sprawie przejęcia przez PKN ORLEN grupy PGNiG[12]. 16 marca 2022 roku PKN Orlen SA uzyskał warunkową zgodę Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumenta (UOKiK) na fuzję z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem (PGNiG)[13]. 26 września 2022 roku Rada Ministrów wydała zgodę na połączenie PGNiG i PKN Orlen SA[14]. 28 września tego samego roku Walne Nadzwyczajne Zgromadzenie akcjonariuszy spółki PKN Orlen SA podjęło uchwałę o połączeniu z PGNiG[15], a 10 października tego samego roku analogiczną uchwałę o połączeniu PGNiG z PKN Orlen podjęło Walne Nadzwyczajne Zgromadzenie akcjonariuszy spółki PGNiG SA[16]. 25 października 2022 roku koncern PKN Orlen i spółka PGNiG zawarły porozumienie z organizacjami związków zawodowych działających w PGNiG o gwarancjach zatrudnienia pracowników PGNiG po połączeniu spółki z PKN Orlen[17]. 2 listopada 2022 roku nastąpiło przejęcie PGNiG przez PKN Orlen i połączenie obu spółek[18].
PGNiG dostarcza gaz ziemny do ok. 7 milionów klientów (stan na 2019 rok), w tym gospodarstw domowych, jak i przedsiębiorstw – największe z nich to przede wszystkim elektrociepłownie, huty, rafinerie i zakłady azotowe.
Według danych z 2019 roku – PGNiG wydobyło w Polsce i za granicą 1,2 mln ton ropy naftowej, kondensatu węglowodorów współwystępujących z gazem ziemnym ang. skrótowiec NGL (Natural Gas Liquids)[19][20]. Wydobycie gazu ziemnego wyniosło 4,5 mld m³, a liczba koncesji wydobywczych wynosiła ponad 215. Produkcją oraz wydobyciem gazu ziemnego i ropy naftowej na obszarze Polski zajmują się dwa główne oddziały górniczego przedsiębiorstwa – w Zielonej Górze[21] oraz w Sanoku[22]. Łączne wydobycie gazu ziemnego rocznie w Polsce kształtuje się na poziomie ok. 3,8 mld m³. Obecnie w Polsce PGNiG prowadzi eksploatację na blisko 190 złożach, wykorzystując około 2 tys. odwiertów. Prace eksploatacyjne prowadzone są głównie na obszarze Podkarpacia i Niżu Polskiego. Jeśli chodzi o obszar Niżu Polskiego, to obejmuje on: Wielkopolskę, Lubuskie, Pomorze Zachodnie i Dolny Śląsk[23].
Oddział zielonogórski wydobywa gaz ziemny zaazotowany w 36 kopalniach (18 gazowych, 5 ropy naftowej i 13 ropo-gazowych). Na obszarze działalności Oddziału w Zielonej Górze działa Kopalnia Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Lubiatów, największa tego typu instalacja w Polsce[24]. Natomiast gaz wysokometanowy wydobywany jest przez Oddział w Sanoku i pozyskiwany w 18 kopalniach (10 gazowych, 1 ropy naftowej i 7 ropo-gazowych). Wydobyty gaz zaazotowany podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie[25] oraz w okolicach Grodziska Wielkopolskiego. Stosowana jest technologia, w której wykorzystuje się procesy niskotemperaturowe (kriogeniczne, wymrażanie). W roku 2019 odazotowano 2,4 mld m³ gazu, dzięki czemu wyprodukowano 1,3 mld m³ gazu wysokometanowego. W wyniku kriogenicznego przetwarzania gazu zaazotowanego spółka uzyskuje gaz wysokometanowy, ciekły gaz ziemny, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot (tylko w Odolanowie).
PGNiG było notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie od 23 września 2005 roku – kurs akcji w tym dniu wynosił 3,81 PLN (na zamknięciu sesji). PGNiG przed połączeniem z PKN Orlen było jednym z 7 największych polskich przedsiębiorstw na GPW w Warszawie. W 2019 roku przychody wyniosły 42,02 mld PLN, a EBITDA 5,5 mld PLN[26].
W roku 2011 PGNiG kupiło za 2,96 mld zł 99,8% akcji Vattenfall Heat Poland (d. Elektrociepłownie Warszawskie), obecnie PGNiG Termika SA[27].
Pod koniec 2012 roku zakończono jeden z głównych projektów inwestycyjnych zagospodarowanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej w rejonie Lubiatów – Międzychód – Grotów (projekt LMG).
We wrześniu 2013 r. zakończono konsolidację spółek gazownictwa w jedną spółkę pod firmą Polska Spółka Gazownictwa.
Od listopada 2013 r. PGNiG pełni funkcję Animatora Rynku Gazu na Towarowej Giełdzie Energii.
1 sierpnia 2014 roku ze struktury PGNiG SA został wydzielony podmiot PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. Jego powstanie było podyktowane uwarunkowaniami prawnymi oraz koniecznością przygotowania się do zbliżającego się pełnego uwolnienia rynku gazu w Polsce. W związku z wprowadzoną zmianą, cała obsługa handlowa klienta detalicznego w zakresie sprzedaży gazu ziemnego i energii elektrycznej została przeniesiona do nowej spółki.
W czerwcu 2016 r. do Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego przypłynął pierwszy ładunek ciekłego gazu ziemnego w ramach kontraktu handlowego PGNiG SA z Qatargas.
W lutym 2017 r. PGNiG otworzyło biuro handlowe w Londynie, w którym PGNiG Supply & Trading prowadzi działalność handlową na międzynarodowym rynku LNG.
W marcu 2017 r. PGNiG podpisało aneks do kontraktu długoterminowego z Qatargas[28].
W czerwcu 2017 r. PGNiG sprowadziło do Polski pierwszy ładunek LNG pochodzący ze USA, w formie dostawy spotowej od firmy Cheniere[29].
W listopadzie 2017 r. PGNiG podpisało pierwszy średnioterminowy kontrakt na import amerykańskiego LNG z Centrica LNG Company Limited[30], a w czerwcu 2018 r. zawarło wstępne porozumienia ze spółkami Venture Global LNG[31] i Port Arthur LNG[32] na zakup LNG w USA po 2022 roku[33].
Jesienią 2018 r. PGNiG podpisało umowy ze spółkami Venture Global Calcasieu Pass LNG i Venture Global Plaquemines[34] LNG oraz na dostawy od Cheniere[35].
W grudniu 2018 r. PGNiG i Port Arthur LNG, spółka zależna Sempra Energy, podpisały umowę zakupu i sprzedaży ciekłego gazu ziemnego[36].
W latach 2017–2019 PGNiG Upstream Norway zrealizował cel strategiczny pozyskania 6 złóż: Ærfugl, Skogul, Fogelberg, Tommeliten Alpha, King Lear i Duva[37]. Według stanu na 30 kwietnia 2020 r. zaangażowanie PGNiG UN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym obejmuje 31 koncesji[38]. W latach 2017–2019 PGNiG zwiększyło swoją bazę zasobów wydobywalnych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym z 80 mln do ok. 200 mln boe[39].
30 marca 2020 r. Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie wydał korzystny dla PGNiG wyrok, kończący 5-letni spór o cenę gazu pomiędzy PGNiG a rosyjskim Gazpromem. Konflikt dotyczył sposobu ustalania ceny gazu dostarczanego na podstawie kontraktu jamalskiego, zawartego we wrześniu 1996 r. za Rady Ministrów Włodzimierza Cimoszewicza[40], według obowiązującej formuły cenowej, PGNiG płaciło Gazpromowi znacznie więcej niż wynosiły ceny rynkowe[41]. Wyrok arbitrażu wskazał nową rynkową formułę cenową jako obowiązującą w kontrakcie.
Terminal LNG w Świnoujściu rozpoczął działanie w 2015 roku, pierwszy ładunek przypłynął do niego w czerwcu 2016 roku. Dzięki gazoportowi możliwy jest odbiór ciekłego gazu ziemnego (LNG) transportowanego drogą morską oraz jego regazyfikacja. Dostawy są możliwe dzięki międzynarodowej współpracy PGNiG z producentami ze USA, z Kataru i Norwegii. Z roku na rok liczba dostaw LNG się zwiększa. W 2019 roku PGNiG sprowadziło do Polski 31 dostaw ciekłego gazu ziemnego, a rok wcześniej – 23[42]. Pierwsza dostawa LNG do terminala w Świnoujściu miała miejsce w grudniu 2015 roku, kiedy do portu przypłynął statek wodny z Kataru w ramach umowy z Qatargas[43]. W wyniku umów zawartych z Katarczykami, od 2020 roku coroczny import LNG wynosić będzie do ok. 2,7 mld m³ po regazyfikacji[42]. Pierwsza dostawa LNG typu spot dotarła do świnoujskiego terminala imienia L.Kaczyńskiego z Norwegii, w czerwcu 2016 roku, na podstawie umowy ze Statoil. Ładunek przypłynął na MV Arctic Princess z norweskiego portu Melkøya i dostarczył ok. 140 tys. m³ LNG[44].
Pierwsza dostawa amerykańskiego paliwa przypłynęła do Polski od Cheniere w czerwcu 2017 roku. To była dostawa typu spot[45]. Pod koniec 2018 roku amerykański dostawca zawarł z PGNiG 24-letnią umowę na dostawę LNG. Pierwsza dostawa do Polski w ramach tej umowy przybyła w lipcu 2019 roku[46]. Według jej zapisów, wolumen dostaw w latach 2023–2042 wzrośnie i obejmie ok. 39 mld m³ gazu po regazyfikacji, co daje w całym tym okresie ok. 1,95 mld m³ gazu po regazyfikacji rocznie[47].
W listopadzie 2017 r. PGNiG podpisało pierwszy średnioterminowy, 5-letni kontrakt na import amerykańskiego LNG z Centrica LNG Company Limited. Dostawy gazu pochodzą z terminala skraplającego Sabine Pass w USA w Luizjanie. Kontrakt wszedł w życie w 2018 r. i obejmuje 9 dostaw. Jest on realizowany na bazie reguły DES (Delivered Ex Ship[48])[49].
W październiku 2018 roku PGNiG ogłosiło podpisanie umowy z Venture Global LNG na zakup 2 milionów ton rocznie ciekłego paliwa. Na podstawie tej 20-letniej umowy PGNiG będzie kupować LNG w formule Free on Board (FOB) z dwóch terminali – Venture Global Calcasieu Pass LNG, który ma rozpocząć działalność w 2022 roku oraz Venture Global Plaquemines LNG, który zostanie oddany do użytku w 2023 roku[50]. W czerwcu 2019 r. PGNiG oraz Venture Global LNG podpisali porozumienie, które zwiększyło wolumen zakupu o dodatkowe 1,5 mln ton LNG rocznie. Tym samym łączny wolumen zakupionego przez PGNiG gazu z obu terminali budowanych przez Venture Global LNG osiągnie 3,5 mln ton LNG rocznie – 1 mln ton pochodzić będzie z terminala Calcasieu Pass, a 2,5 mln ton – z terminala Plaquemines[51].
W grudniu 2018 r. PGNiG i Port Arthur LNG, spółka zależna Sempra Energy, podpisały 20-letnią umowę zakupu i sprzedaży ciekłego paliwa. Na podstawie zawartej umowy PGNiG kupi rocznie 2 mln ton LNG (ok. 2,7 mld m³ po regazyfikacji). Odbiór ładunków rozpocznie się w 2023 roku z terminala Port Arthur LNG, który powstanie w Jefferson County w Teksasie. Zakupy dokonywane będą na zasadzie FOB (Free On Board)[52].
PGNiG obecne jest w Norwegii za sprawą swojej spółki zależnej – PGNiG Upstream Norway, która została powołana w 2007 roku do działalności na Norweskim Szelfie Kontynentalnym[53]. Podstawowym zadaniem tej spółki jest poszukiwanie i eksploatacja złóż ropy naftowej oraz gazu ziemnego na tym obszarze[54]. Gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym będzie przesyłany na polski rynek dzięki wykorzystaniu gazociągu Baltic Pipe.
Norweski szelf kontynentalny jest jednym z priorytetów inwestycyjnych określonych w Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG. W 2019 roku wielkość produkcji ze złóż norweskich wyniosła 440 tys. ton ropy naftowej i ponad 480 mln m³ gazu ziemnego[55]. Spółka prowadzi rozmowy mające na celu pozyskanie kolejnych obszarów koncesyjnych, tak aby po 2022 r. osiągnąć wielkość wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym na poziomie co najmniej 2,5 mld m³ gazu rocznie[56].
PGNiG Upstream Norway posiada udziały w koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych zlokalizowanych na morzach: Północnym, Norweskim i Barentsa[54]. Przedsiębiorstwo wydobywa obecnie ropę naftową i gaz ziemny z 7 złóż (stan na maj 2020 r.). W 2020 roku rozpoczęła się produkcja ze złóż Skogul[57] i Ærfugl[58]. Liczba koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w których PGNiG Upstream Norway posiada udziały, wzrosła do 31 (stan na 30 kwietnia 2020 r.)[59].
Przedsiębiorstwo użytkuje złoża: Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje, Vale, Skogul i Ærfugl, a działania inwestycyjne i analityczne prowadzone są na 4 kolejnych: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear oraz Shrek[58][60].
Baltic Pipe to system gazociągów, który połączy Danię, Norwegię i Polskę. Operatorzy gazociągu: Gaz-System i duński Energinet. Sprowadzanie gazu do Polski przy wykorzystaniu Baltic Pipe ma się rozpocząć pod koniec 2022 roku. Roczna przepustowość gazociągu wynosi ok. 10 mld m³ gazu[61].
W 1997 roku, po podpisaniu pierwszej umowy koncesyjnej zawartej w Pakistanie przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, został powołany Oddział Operatorski PGNiG. Główne cele działalności pakistańskiego Oddziału to prowadzenie wspólnie z Pakistan Petroleum Limited (PPL) prac poszukiwawczych, zagospodarowanie i produkcja z odkrytych złóż oraz budowa instalacji wydobywczych. Z tym przedsięwzięciem jest związana tragedia porwania i zabicia Piotra Stańczaka poszukiwacza gazu na rzecz PGNiG. Od 2005 r. PGNiG, jako operator z 70% udziałem, prowadzi wraz PPL (30% udziałów) działalność na koncesji Kirthar, na której odkryte zostały 2 złoża – Rehman w 2009 i Rizq w 2015[62]. Oba złoża zawierają gaz ziemny typu tight-gas, który po wydobyciu kierowany jest do kopalni położonej na obszarze koncesji Rehman[63]. To pierwsza kopalnia gazu ziemnego PGNiG zbudowana poza Polską. Została otwarta w listopadzie 2015 r. i stanowi bazę do prac zmierzających do pełnego zagospodarowania złóż Rehman i Rizq[64].
PGNiG posiada koncesje wydobywcze na złożach Rehman i Rizq. Koncesja dla złoża Rehman została wydana w styczniu 2017 r. na okres 25 lat, z możliwością przedłużenia[65]. Koncesja dla złoża Rizq została przyznana 2019 roku[62]. Na złożu Rehman działa osiem odwiertów eksploatacyjnych[63], a na złożu Rizq – trzy (stan na maj 2020 r.)[66]. Pozyskiwany w Pakistanie surowiec w całości trafia na lokalny rynek[67].
W 2019 roku produkcja ze złóż Rehman i Rizq przypadająca na PGNiG wyniosła prawie 200 mln m³ gazu[68]. W maju 2021 r. PGNiG objęło 25 proc. udziałów w bloku koncesyjnym Musakhel w środkowej części Pakistanu[69].
W grudniu 2018 roku Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo wygrało przetarg i objęło udziały w koncesji w emiracie Ras al-Chajma z prawem do poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów. Umowa typu EPSA (Exploration and Production Sharing Agreement) między PGNiG a Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC została podpisana w styczniu 2019 roku. Obszar koncesji obejmuje 619 km²[70].
Za sprawy związane z poszukiwaniem, rozpoznawaniem i dokumentowaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na posiadanym przez polskie przedsiębiorstwo obszarze koncesyjnym odpowiada oddział PGNiG z siedzibą w Ras al-Chajma założony w 2019 roku[71].
Prace na tym terenie będą przebiegać w trzech dwuletnich okresach poszukiwawczych z możliwością przedłużenia o dwuletni okres rozpoznawczy. Następnie przewidziano 30-letni okres produkcji. Po każdym z okresów poszukiwawczych, istnieje możliwość rezygnacji z udziałów w koncesji[72].
Zgodnie ze statystykami OPEC, udokumentowane zasoby ropy naftowej w Zjednoczonych Emiratach Arabskich wynoszą 98 mld baryłek, a gazu ziemnego – ponad 6 bilionów m³[72].
Prace na koncesji Ras al-Chajma rozpoczęły się w grudniu 2019 roku. Pierwszy etap poświęcono na przeprowadzenie badań geofizycznych w technice trójwymiarowego zdjęcia sejsmicznego. Za realizację tych badań odpowiada Geofizyka Toruń, spółka z Grupy Kapitałowej PGNiG[73]. Prace zakończyły się na początku maja 2020 roku. Do zebrania danych geofizycznych wykorzystano pojazdy do wzbudzania fal sejsmicznych i ok. 30 tys. geofonów, które pozwoliły na stworzenie trójwymiarowego zdjęcia sejsmicznego[67].
Obecność Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa na Ukrainie sięga 2003 roku, kiedy z ukraińskim NAK Naftohaz (obecnie Naftohaz) zostało podpisane memorandum w sprawie ustalenia najbardziej perspektywicznych kierunków rozwoju współpracy pomiędzy partnerami[74]. Od 2005 roku współpraca między przedsiębiorstwami rozwijała się w zakresie różnych projektów. Między innymi związanymi z dostawami gazu ziemnego do Polski i magazynowania gazu w ukraińskich podziemnych magazynach gazu[75].
10 września 2005 r. odbyło się połączenie gazociągów pomiędzy Ukrainą i Polską. Nowe połączenie na granicy polsko-ukraińskiej umożliwiło dostawy gazu w rejon Hrubieszowa, a co za tym idzie, na gazyfikację regionu Hrubieszowa oraz przyległych gmin[76].
PGNiG jest obecne na Ukrainie także dzięki otwarciu 21 maja 2008 roku przedstawicielstwa w Kijowie. Obecność stałego przedstawiciela PGNiG w Kijowie ma stymulować współpracę sprzyjającą rozwojowi rynków gazowych Polski i Ukrainy. Jest to również potwierdzenie wagi, jaką PGNiG przykłada do współpracy z ukraińską branżą naftowo-gazową[77].
PGNiG dostarcza gaz na rynek ukraiński od sierpnia 2016 roku[78]. W październiku 2017 r. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo zawarło dwie umowy z operatorem sieci przesyłowych i magazynów Ukrtransgaz. Pierwsza dotyczyła przesyłania gazu na terytorium Ukrainy, co umożliwia PGNiG korzystanie z ukraińskich sieci gazowych[78]. Druga – korzystania z podziemnych magazynów gazu znajdujących się na terytorium Ukrainy. Otworzyło to dodatkowe możliwości rozwoju działalności handlowej dla PGNiG, w zakresie obrotu gazem ziemnym na rynku ukraińskim[79][80].
Od października 2018 r. PGNiG wraz z ukraińskim partnerem – Energy Resources of Ukraine – dostarczało gaz ziemny dla operatora sieci przesyłowych i magazynów Ukrtransgaz. Zakontraktowane przez przedsiębiorstwa dostawy na ponad 200 mln m³ błękitnego paliwa realizowane były od października 2018 do 1 maja 2019 roku. Spółki rozpoczęły współpracę w zakresie dostaw dla Ukrtransgaz już w kwietniu 2017 roku[81].
Pod koniec 2019 roku, PGNiG podpisało z ERU Management Services umowę o współpracy w zakresie działalności poszukiwawczo-wydobywczej w zachodniej części Ukrainy, przy granicy z Polską[82].
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo jest od 1 kwietnia 2020 roku wyłącznym użytkownikiem nabrzeżnej stacji odbiorczo-przeładunkowej ciekłego gazu ziemnego małej skali położonej w porcie morskim w Kłajpedzie na Litwie. Dzięki temu, PGNiG zyskało dostęp do rynków krajów nadbałtyckich, a także stworzyło możliwość optymalizacji logistyki dostaw LNG do odbiorców zlokalizowanych w północno-wschodniej Polsce. Współpraca jest skutkiem umowy zawartej w listopadzie 2019 roku pomiędzy PGNiG a Klaipedos Nafta[83] na okres 5 lat[84].
Stacja odbioru i przeładunku LNG w Kłajpedzie wyposażona jest w pięć zbiorników o łącznej pojemności 5 tys. m³ (2250 ton) gazu skroplonego. Nabrzeże stacji pozwala na odbiór i załadunek LNG z jednostek pływających. Dzięki temu stacja może być wykorzystana do bunkrowania statków napędzanych silnikami spalinowymi na LNG[85].
Lp. | imię i nazwisko | okres piastowania funkcji | piastowana funkcja |
---|---|---|---|
1 | Aleksander Findziński[89] | 21.10.1996–02.04.1999 | Prezes Zarządu |
2 | Stefan Geroń[90] | 02.04.1999–26.06.2000 | Prezes Zarządu |
3 | Andrzej Lipko[91] | 26.06.2000–10.12.2001 | Prezes Zarządu |
4 | Michał Kwiatkowski[92] | 10.12.2001–03.07.2003 | Prezes Zarządu |
5 | Marek Kossowski[93] | 03.07.2003–25.11.2005 | Prezes Zarządu |
6 | Jan Anysz[94] | 08.12.2005–03.01.2006
04.01.2006–02.03.2006 24.09.2006–30.09.2006 |
powierzenie kierowania pracami Zarządu oraz koordynację pracy członków Zarządu |
7 | Bogusław Marzec[95] | 03.03.2006–24.04.2006
25.04.2006–21.06.2006 |
powierzenie kierowania pracami Zarządu oraz koordynację pracy członków Zarządu
Prezes Zarządu |
8 | Mieczysław Puławski[96] | 24.06.2006–23.09.2006 | członek RN delegowany do czasowego wykonywania czynności Prezesa Zarządu |
9 | Krzysztof Głogowski[97] | 01.10.2006–12.03.2008 | Prezes Zarządu |
10 | Michał Szubski[98] | 12.03.2008–31.12.2011 | Prezes Zarządu |
11 | Marek Karabuła[99] | 01.01.2012–18.03.2012 | powierzenie nadzoru nad sprawami należącymi do kompetencji Prezesa Zarządu Spółki,
w tym kierowanie pracami Zarządu PGNiG S.A. do czasu powołania Prezesa Zarządu |
12 | Grażyna Piotrowska-Oliwa[100] | 19.03.2012–29.04.2013 | Prezes Zarządu |
13 | Mirosław Szkałuba[101] | 29.04.2013–30.06.2013 | powierzenie nadzoru nad sprawami należącymi do kompetencji Prezesa Zarządu Spółki,
w tym kierowanie pracami Zarządu PGNiG S.A. do czasu powołania Prezesa Zarządu |
14 | Jerzy Kurella[102] | 01.07.2013–31.12.2013 | powierzenie wykonywania obowiązków Prezesa Zarządu do czasu wyboru Prezesa Zarządu |
15 | Mariusz Zawisza[103] | 01.01.2014–11.12.2015 | Prezes Zarządu |
16 | Piotr Woźniak[104] | 11.12.2015–10.02.2016
10.02-2016–09.01.2020 |
członek RN delegowany do czasowego wykonywania czynności Prezesa Zarządu
Prezes Zarządu |
17 | Jerzy Kwieciński[105] | 10.01.2020–22.10.2020 | Prezes Zarządu |
18 | Jarosław Wróbel[106] | 28.10.2020–11.11.2020 | Wiceprezes Zarządu wykonujący obowiązki Prezesa Zarządu do czasu wyboru Prezesa Zarządu |
19 | Paweł Majewski[2] | 12.11.2020–8.04.2022[107] | Prezes Zarządu |
20 | Iwona Waksmundzka-Olejniczak | 09.04.2022[1]–02.11.2022[18] | Prezes Zarządu |
Uczę się języka hebrajskiego. Tutaj go sobie utrwalam.
Zawartość tej strony pochodzi stąd.