| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |
| |
| | Raport bieżący nr | 68 | / | 2009 | |
| |
| | Data sporządzenia: | 2009-06-09 | | | | | | | | | |
| | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | |
| | PGNIG | |
| | Temat | | | | | | | | | | |
| | Ocena sytuacji PGNiG S.A. w roku 2008 przedstawiona przez Radę Nadzorczą PGNiG S.A. | |
| | Podstawa prawna | | | | | | | | |
| | Inne uregulowania
| |
| | Treść raportu: | | | | | | | | | |
| | Zgodnie z zasadą nr III. 1.1) Dobrych Praktyk Spółek Notowanych na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie Rada Nadzorcza Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. ("PGNiG", "Spółka") przedstawia ocenę sytuacji Spółki w 2008 roku.
W 2008 roku zysk netto PGNiG S.A. wyniósł 546,2 mln zł i był o 1.608,7 mln zł (75%) niższy od wyniku netto osiągniętego w roku ubiegłym.
W relacji do analogicznego okresu roku ubiegłego Spółka odnotowała spadek zysku z działalności operacyjnej o 1.825,1 mln zł (86%). Zmniejszenie zysku operacyjnego spowodowane zostało spadkiem rentowności sprzedaży gazu wysokometanowego, który nastąpił w rezultacie:
wzrostu jednostkowych cen zakupu gazu z importu o 37%
wzrostu wolumenu zakupu gazu z importu o 11%
niedostosowania stawek i opłat w taryfach na paliwo gazowe do poziomu kosztów zakupu gazu.
Jednostkowe koszty zakupu gazu z importu wzrosły w efekcie wzrostu cen ropy naftowej i produktów ropopochodnych na rynkach międzynarodowych oraz kształtowania się kursu dolara. Kulminacja wzrostu cen ropy naftowej nastąpiła w czerwcu 2008 roku. Pomimo wyraźnego spadku cen ropy naftowej w kolejnych miesiącach, największy wzrost cen gazu z importu przypadł dopiero na IV kwartał 2008 roku. Wynika to z faktu, iż importowe ceny gazu indeksowane są w oparciu o średnią kroczącą notowań produktów ropopochodnych z ostatnich dziewięciu miesięcy poprzedzających dany kwartał. Dodatkowym czynnikiem wpływającym na wzrost cen gazu z importu były zmiany na rynku walutowym, zwłaszcza rosnący w II półroczu 2008 roku kurs dolara wobec złotego.
W analizowanym okresie Spółka odnotowała wzrost wolumenu importowanego gazu, który nastąpił w efekcie:
wzrostu wolumenu sprzedaży gazu wysokometanowego o 2%
zmniejszenia poboru gazu z podziemnych magazynów o 38%
spadku wydobycia gazu wysokometanowego o 6%.
W 2008 roku Prezes URE dwukrotnie zatwierdził zmianę taryfy dla paliw gazowych. W wyniku zmiany taryfy w kwietniu nastąpił wzrost cen paliwa gazowego o 14,3%, natomiast zatwierdzone zmiany w październiku spowodowały wzrost cen o 11,1%. Określony w nowych taryfach poziom cen nie zrekompensował wzrostu cen importowanego gazu, w rezultacie czego Spółka 2008 rok zamknęła stratą na obrocie gazem wysokometanowym.
W 2008 roku stabilna pozycja finansowa PGNiG S.A. utrzymana została przede wszystkim dzięki działalności wydobywczej, pomimo że nastąpił spadek wydobycia gazu zaazotowanego oraz ropy naftowej. Zmniejszenie wydobycia nastąpiło wskutek pogorszenia się naturalnych warunków geologiczno-złożowych działalności eksploatacyjnej oraz ograniczenia produkcji w związku z awarią u jednego z odbiorców. W relacji do roku 2007 sprzedaż gazu zaazotowanego spadła o 3%, natomiast ropy naftowej o 8%. Ponadto spółka odnotowała wzrost kosztów pozyskania gazu i ropy naftowej, który nastąpił w rezultacie zwiększenia wydatków na prace poszukiwawczo-geologiczne oraz wyższy poziom odpisanych w koszty wydatków na wykonanie odwiertów uznanych za negatywne. Pomimo spadku wydobycia rentowność działalności wydobywczej utrzymana została na analogicznym poziomie jak w roku ubiegłym, w efekcie wzrostu cen pozyskiwanych surowców. Sprzedaż gazu zaazotowanego dwukrotnie objęta była podwyżką cen, natomiast ceny ropy naftowej pozostawały w ścisłej korelacji z poziomem notowań tego surowca na rynkach światowych.
Osłabienie kondycji finansowej PGNiG S.A. wpłynęło na spadek podstawowych wskaźników rentowności. Rentowność kapitałów własnych (ROE) spadła z poziomu 12,1% do 3,2%, rentowność aktywów (ROA) spadła z poziomu 9,1% do 2,3%, natomiast rentowność sprzedaży netto z poziomu 14,3% do 3,0%.
W 2008 roku PGNiG S.A. realizowała szereg prac inwestycyjnych we wszystkich obszarach prowadzonej działalności. Zgodnie ze sprawozdaniem finansowym nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne poniesione przez PGNiG S.A. w 2008 roku wyniosły 1.161,9 mln zł. Inwestycje w obszarze poszukiwania złóż wyniosły 362,1 mln zł, z czego 211,7 mln zł stanowiły głównie nakłady na odwierty pozytywne oraz odwierty, których realizacja nie została zakończona. W 2008 roku rozpoczęto realizację inwestycji polegającej na zagospodarowaniu złóż ropy naftowej i gazu ziemnego Lubiatów-Międzychód-Grotów oraz umożliwieniu transportu, magazynowania i sprzedaży ropy naftowej, gazu ziemnego, siarki płynnej i mieszaniny propan-butan z Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego LMG. Łączna szacowana wartość projektu wynosi około 1,6 mld zł. W 2008 roku PGNiG S.A. prowadziła rozbudowę PMG Strachocina oraz rozpoczęła budowę dwóch nowych magazynów gazu zaazotowanego: Bonikowo i Daszewo. W trakcie 2008 roku realizowano także projekty związane z rozbudowę pojemności czynnej magazynu gazu wysokometanowego KPMG Mogilno, modernizację PMG Husów oraz prace przygotowawcze związane z budową nowego magazynu gazu wysokometanowego KPMG Kosakowo. Pod koniec 2008 roku rozstrzygnięto przetarg na rozbudowę największego podziemnego magazynu gazu w Wierzchowicach, który do 2012 zwiększy swoją pojemność z obecnych 0,58 mld m3 do 1,20 mld m3.
Aktualnie Spółka nie stosuje zintegrowanego systemu zarządzania (Enterprise Risk Management ERM). PGNiG S.A., podobnie jak większość firm z branży energetycznej i wydobywczej, stosuje zarządzanie odrębnymi ryzykami operacyjnymi / specjalistycznymi – "branżowymi" w sposób rozproszony. Natomiast w zakresie rodzajów ryzyka finansowego (kursowe, kredytowe, płynności) Spółka posiada i stosuje w sposób kompleksowy jednolitą "Politykę Zarządzania Ryzykiem Finansowym". Podstawowym celem "Polityki Zarządzania Ryzykiem Finansowym" w PGNiG S.A. jest ograniczenie zmienności przepływów pieniężnych związanych z działalnością Spółki do akceptowalnych poziomów w krótkim i średnim horyzoncie czasowym oraz budowanie wartości firmy w długim okresie. Ograniczanie zmienności przepływów pieniężnych związanych z płatnościami z tytułu zawartych kontraktów na zakup gazu odbywało się poprzez zawieranie przez Spółkę transakcji zabezpieczających ryzyko kursowe (opcje walutowe, strategie opcyjne).
W 2008 roku PGNiG S.A. wykorzystywała następujące instrumenty finansowe ograniczające ryzyko zmiany cen:
transakcje zakupu opcji walutowej call;
struktury opcyjne – stanowiące najczęściej złożenie, co najmniej dwóch opcji walutowych;
transakcje CCIRS – zabezpieczające udzieloną spółce PGNiG Norway AS pożyczkę.
W celu ograniczenia ryzyka kredytowego Spółka podejmowała następujące działania:
inwestowanie wolnych środków pieniężnych w instrumenty o minimalnym ryzyku kredytowym (bony i obligacje Skarbu Państwa);
współpraca z wiodącymi bankami komercyjnymi;
zawieranie umów ramowych z kontrahentami, wyraźnie określających prawa i obowiązki stron;
dywersyfikacja kontrahentów;
współpraca z agencjami ratingowymi, a w jej konsekwencji m.in. podwyższenie przyznanego Spółce ratingu.
Działania PGNiG S.A. zmierzające do ograniczenia ryzyka zakłóceń przepływów środków pieniężnych obejmowały:
dywersyfikację systemów bankowości elektronicznej;
bieżącą kontrolę uznań/obciążeń rachunków;
zbieranie informacji o przepływach środków pieniężnych w ramach Spółki/Grupy Kapitałowej;
konsolidację rachunków bankowych;
zawieranie umów kredytów w rachunkach bieżących.
W celu ograniczenia ryzyka utraty płynności finansowej Spółka podjęła działania polegające na:
zawarciu umów kredytów w rachunkach bieżących;
prognozowaniu przepływów pieniężnych w ramach Spółki;
szacowaniu stanu oraz wartości aktywów możliwych do zbycia;
utrzymywaniu aktywów finansowych o wysokim stopniu płynności;
współpracy z agencjami ratingowymi.
W 2008 roku w Spółce nie stosowano zasad rachunkowości zabezpieczeń. Jednakże większość zawieranych transakcji była efektywna w rozumieniu rachunkowości zabezpieczeń (wg MSR 39).
W Spółce realizowana jest funkcja audytu wewnętrznego (w 2008 roku poprzez Biuro Kontroli i Audytu Wewnętrznego podległy Dyrektorowi Departamentu Obsługi Prawnej i Audytu w Pionie Prezesa Zarządu). Corocznie przeprowadzana jest – zgodnie z uznaną metodologią – analiza ryzyka, w toku której dokonuje się oceny istotności oraz podatności organizacji na poszczególne kategorie ryzyka, a następnie ustalanie ich hierarchii. Wyniki tej analizy stanowią podstawę do sporządzanie planów działania audytu wewnętrznego. Plany te są analizowane także przez Radę Nadzorczą i ostatecznie przez nią akceptowane. Audyt wewnętrzny corocznie obejmuje kolejne procesy biznesowe Spółki, zaś sprawozdania i wynikające z nich rekomendacje są zatwierdzane na poziomie Zarządu.
Sytuację gospodarczą PGNiG S.A. należy określić jako dobrą. Działalność Spółki w dalszym ciągu charakteryzuje się wzrostem efektywności gospodarowania. Nie mniej jednak kontynuacja ścieżki wzrostu w przyszłych okresach w dalszym ciągu jest uzależniona przede wszystkim od stanowiska Urzędu Regulacji Energetyki w kwestii ustalania poziomu cen sprzedaży gazu na rynku krajowym. Zdaniem Rady Nadzorczej wypracowana przez Spółkę pozycja daje podstawy do dalszego dynamicznego rozwoju oraz budowania wartości firmy.
Oceniając istniejący w Spółce system kontroli wewnętrznej i zarządzania ryzykiem można stwierdzić, że – mimo iż Spółka nie stosuje zintegrowanego systemu zarządzania (Enterprise Risk Management ERM) – to w porównaniu z rokiem ubiegłym wdrożone zostały nowe elementy i mechanizmy kontrolne, stanowiące odpowiedź Spółki na kolejne wymagania względem ładu korporacyjnego, formułowane przez rynek oraz ustawodawcę. Przede wszystkim Rada Nadzorcza skorzystała z możliwości przewidzianej w jej regulaminie i uchwałą z dnia 27 listopada 2008 r. powołała Komitet Audytu, który w dniu 26 lutego 2009r. wyłonił Przewodniczącego w osobie Prof. Mieczysława Puławskiego – niezależnego członka Rady. Tym samym w PGNiG SA spełnione zostały wymagania uchwalonej w dniu 7 maja 2009 r. ustawy o biegłych rewidentach i ich samorządzie, podmiotach uprawnionych do badania sprawozdań finansowych oraz o nadzorze publicznym. Pomimo relatywnie krótkiego okresu funkcjonowania, Komitet Audytu stanowił istotny element systemu kontroli wewnętrznej, monitorowania i nadzoru w PGNiG S.A. na przestrzeni ostatnich miesięcy. Do końca maja br. Komitet Audytu na kolejnych posiedzeniach w szczególności:
omówił z Zarządem i kierownictwem Spółki odpowiedzialnym za rachunkowość
i sprawozdawczość finansową roczne i kwartalne sprawozdania finansowe PGNiG S.A. oraz skonsolidowane sprawozdania finansowe Grupy Kapitałowej PGNiG,
przedyskutował z biegłym rewidentem proces i wyniki badania rocznych sprawozdań finansowych,
omówił z kierownictwem Biura Kontroli i Audytu Wewnętrznego PGNiG S.A. roczny plan audytu wewnętrznego oraz przeprowadzoną dla celów jego sporządzenia analizę ryzyka PGNiG S.A.
omówił koncepcję bieżącego monitoringu najważniejszych projektów inwestycyjnych.
Ważnym narzędziem pozwalającym na dokonanie oceny systemu kontroli wewnętrznej i zarządzania ryzykiem na poziomie spółki był przegląd dokonany przez niezależnego konsultanta we współpracy z audytem wewnętrznym Spółki w okresie od marca do maja br. Przegląd ten został przeprowadzony w odniesieniu do zasad ładu korporacyjnego, dobrych praktyk oraz w oparciu o zintegrowany model kontroli wewnętrznej COSO (Internal Control – Integrated Framework opracowany przez Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission). Pomimo iż zakres projektu nie obejmował testów efektywności operacyjnej przyjętych rozwiązań, ani też przeglądu systemu kontroli wewnętrznej na poziomie procesów i podprocesów biznesowych, Zarząd uważa, iż przegląd w przyjętym zakresie stanowił obok innych podejmowanych działań istotny element w procesie rocznej analizy i oceny systemu kontroli wewnętrznej i zarządzania ryzykiem. Zgodnie z modelem prace przeprowadzone zostały w następujących obszarach:
Środowisko kontroli wewnętrznej (uczciwość i wartości etyczne; rozwój kompetencji; rola komitetu audytu i rady nadzorczej; praktyki zarządzania organizacją; struktura organizacyjna, delegowanie uprawnień i odpowiedzialności; polityki i praktyki w obszarze zasobów ludzkich). Przeprowadzone procedury wskazały na istnienie m.in. następujących mechanizmów kontrolnych w tym obszarze:
– Zadania realizowane przez Radę Nadzorczą
– Komunikacja Zarządu
– Zasady dobrych praktyk menadżera GK PGNiG (2009)
– Oświadczenia kadry kierowniczej o niezależności
– Program szkoleń pracowników
– Struktura organizacyjna, księga zadań komórek organizacyjnych, opisy stanowisk
– Regulamin wewnętrzny pracy, procedury rekrutacyjne, weryfikacja kompetencji kandydatów do pracy, plany zastępstw
Ocena ryzyka (ustalanie celów; identyfikacja, ocena i zarządzanie ryzykiem; zarządzanie zmianami). Przeprowadzone procedury wskazały na istnienie m.in. następujących mechanizmów kontrolnych w tym obszarze:
– Przyjęcie Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2007-2015
– Zarządzanie przez cele oraz karty celów rocznych
– Analizę ryzyk dla celów przygotowania rocznego planu audytu wewnętrznego oraz analizę ryzyk w wybranych obszarach działalności spółki (np. ochrona informacji, aspekty środowiskowe, nowe regulacje)
– Politykę zarządzania ryzykiem finansowym
Czynności kontrolne (polityki i procedury; przeglądy wyników działalności; ogólne kontrole w środowisku IT, zabezpieczenie aktywów i rozdział obowiązków). Kluczowe elementy systemu kontroli wewnętrznej w tym obszarze stanowią m. in.:
– Zbiory polityk, procedur i instrukcji
– Plan Działalności Gospodarczej i proces budżetowania
– Przeglądy wyników działalności
– Ogólne kontrole w środowisku IT
– Zabezpieczenie aktywów i rozdział obowiązków
– Kontrole w procesie raportowania finansowego
Informacja i komunikacja (pozyskiwanie i przepływ informacji; systemy informacyjne; komunikacja wewnętrzna i zewnętrzna). Jako istotne czynniki zapewniające należy wymienić m. in.:
– Strategię komunikacji korporacyjnej oraz narzędzia wspierające komunikację wewnętrzną
– Monitorowanie i komunikacja zmian regulacji zewnętrznych i wewnętrznych
– Zaawansowane systemy informatyczne
Monitorowanie i nadzór (ciągły monitoring i okresowe oceny, raportowanie niezgodności i działania naprawcze, efektywność funkcji audytu wewnętrznego). W tej sferze zwracają uwagę w szczególności:
– Powołanie Komitetu Audytu oraz nadzór sprawowany przez Radę Nadzorczą
– Działania audytu wewnętrznego w oparciu o harmonogram audytów planowych i sprawdzających
– Współpraca ze specjalistami zewnętrznymi
– Audyty certyfikacyjne (np. Systemu Zarządzania Bezpieczeństwem Informacji)
– System nadzoru właścicielskiego nad spółkami zależnymi
W obszarze ryzyka finansowego Spółka od 2 lat stosuje w sposób kompleksowy jednolitą Politykę Zarządzania Ryzykiem Finansowym. Podstawowym celem polityki zarządzania ryzykiem finansowym w PGNiG S.A. jest ograniczenie zmienności przepływów pieniężnych związanych z działalnością Spółki do akceptowalnych poziomów w krótkim i średnim horyzoncie czasowym oraz budowanie wartości firmy w długim okresie.
W 2008 roku PGNiG S.A. wykorzystywała instrumenty finansowe ograniczające ryzyko zmiany cen, takie jak: FX forward, transakcje zakupu opcji walutowej call, struktury opcyjne – stanowiące najczęściej złożenie co najmniej dwóch opcji walutowych oraz cross currency interest rate swap. W celu ograniczenia ryzyka kredytowego Spółka podejmowała następujące działania:
inwestowanie wolnych środków pieniężnych w instrumenty o minimalnym ryzyku kredytowym (bony i obligacje Skarbu Państwa, obligacje NBP),
współpraca z wiodącymi bankami komercyjnymi o ratingu inwestycyjnym,
restrukturyzacja zadłużenia (uproszczenie dokumentacji, eliminacja znacznej części wymogów kredytowych, znaczna obniżka kosztów),
zawieranie umów ramowych z kontrahentami, wyraźnie określające prawa i obowiązki stron,
dywersyfikacja kontrahentów,
współpraca z agencjami ratingowymi, co m. in. skutkowało podwyższeniem przyznanego Spółce ratingu; w dniu 5 lutego 2007 roku agencja S&P podniosła rating Spółki do BBB+ (poprzedni BBB); do chwili sporządzania niniejszego sprawozdania rating nie uległ zmianie.
Działania zmierzające do ograniczenia ryzyka zakłóceń przepływów środków pieniężnych obejmowały:
dywersyfikację systemów bankowości elektronicznej,
bieżącą kontrolę uznań/obciążeń rachunków,
zbieranie informacji o przepływach środków pieniężnych w ramach Spółki/Grupy Kapitałowej,
konsolidację rachunków bankowych,
zawarcie umów kredytów w rachunkach bieżących.
W celu ograniczenia ryzyka utraty płynności finansowej Spółka stosowano m. in.:
zawieranie umów kredytów w rachunkach bieżących oraz umowy kredytu odnawialnego,
prognozowanie przepływów pieniężnych w ramach Spółki/Grupy Kapitałowej,
szacowanie stanu oraz wartości aktywów możliwych do zbycia,
utrzymywanie aktywów finansowych o wysokim stopniu płynności.
Istotny element oceny systemu zarządzania ryzykiem i kontroli wewnętrznej w Spółce stanowi audyt wewnętrzny (w 2008 r. realizowany przez Biuro Kontroli i Audytu Wewnętrznego podległe Dyrektorowi Departamentu Prawno-Organizacyjnego, obecnie Departamentu Obsługi Prawnej i Audytu). W listopadzie 2008 roku zakończono prace związane z przygotowaniem planu audytu wewnętrznego dla PGNiG S.A. na rok 2009. Przy tworzeniu planu audytu wykorzystano analizę ryzyka (Mapa Ryzyk) PGNiG S.A. Od kilku lat rozwijany jest Model Ryzyk PGNiG S.A. w pięciu obszarach: Strategia, Ład Korporacyjny, Działalność Operacyjna, Infrastruktura, Czynniki Zewnętrzne. Podejście to jest zgodne z najlepszymi praktykami w zakresie planowania prac audytu wewnętrznego i standardami opublikowanymi przez Institute of Internal Auditors. W trakcie identyfikacji ryzyk wskazano również metody odpowiedzi na ryzyko i/lub kluczowe mechanizmy kontrolne, których efektywność została oceniona na podstawie samooceny przez kierownictwo Spółki oraz członków Zarządu PGNiG S.A. Poszczególne ryzyka zostały ocenione za pomocą 3 parametrów: wpływu danego ryzyka na organizację, prawdopodobieństwa ich materializacji oraz podatności organizacji na materializację określonych ryzyk przy uwzględnieniu wbudowanych mechanizmów kontrolnych. Na podstawie wstępnej analizy ryzyka opartej o priorytetyzację ryzyk szczegółowych i oczekiwania Zarządu i Rady Nadzorczej oraz przy uwzględnieniu dostępnych zasobów dokonano wyboru 6 kluczowych procesów, których audyt jest przewidziany na 2009 rok (budżetowanie, inwestycje, podział obowiązków, proces koncesyjny, sponsoring, zarządzanie Grupą Kapitałową). Realizacja planu jest monitorowana, a wyniki odpowiednio raportowane i analizowane przez Zarząd i Komitet Audytu.
Należy stwierdzić, że przedstawione powyżej kluczowe działania stanowią wypełnienie zapisów Dobrych Praktyk w zakresie przeprowadzenia rocznej oceny systemu kontroli wewnętrznej i systemu zarządzania ryzykiem istotnym dla spółki i stanowi odpowiedni materiał do przedstawienia walnemu zgromadzeniu akcjonariuszy. Jednocześnie podkreślenia wymaga, iż Zarząd Spółki, po zapoznaniu się z wynikami wspomnianego wcześniej przeglądu systemu kontroli wewnętrznej i zarządzania ryzykiem na poziomie spółki, kierunkowo zaakceptował kluczowe obserwacje, które z niego wynikają, a wskazujące na możliwości doskonalenia stosowanych w Spółce rozwiązań. Przeprowadzana jest analiza możliwości i kosztów wdrożenia nowych mechanizmów kontrolnych (w tym wprowadzenia ERM), zaś efektywność w ich wdrażaniu stanie się stałym elementem oceny i rozliczania kadry kierowniczej.
| |
|
