Wyniki wyszukiwania:

pl
Brak notatek
Koszyk jest pusty
Wyślij do drukarki
Usuń
A A A
Narzędzia

Krajowe Otoczenie Regulacyjne

Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (tj. Dz. U. z 2017 r., poz. 220 z późń. zm.), dalej: ustawa – Prawo energetyczne, jest podstawowym aktem prawnym regulującym zasady funkcjonowania sektora energetycznego, w szczególności określa zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, kwestie zaopatrzenia i użytkowania paliw, energii oraz ciepła, a także reguluje zasady prowadzenia działalności przez przedsiębiorstwa energetyczne. Ustawa wskazuje również organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią.

Spółki Grupy PGNiG, według stanu na dzień 31 grudnia 2017 r. posiadały niżej wymienione koncesje udzielone przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na podstawie ustawy – Prawo energetyczne:

  • 3 koncesje na obrót paliwami gazowymi (PGNiG, PGNiG OD, PST),
  • 1 koncesję na obrót gazem ziemnym z zagranicą (PGNiG),
  • 3 koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej (PGNiG, PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP),
  • 4 koncesje na obrót energią elektryczną (PGNiG, PGNiG OD, PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP),
  • 2 koncesje na wytwarzanie ciepła (PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP),
  • 1 koncesję na obrót ciepłem (TERMIKA EP),
  • 2 koncesje na przesył ciepła (PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP),
  • 2 koncesje na skraplanie gazu ziemnego i regazyfikację skroplonego gazu ziemnego w instalacjach skroplonego gazu ziemnego (PGNiG, PSG),
  • 1 koncesję na magazynowanie paliwa gazowego w instalacjach magazynowych (GSP),
  • 1 koncesję na dystrybucję paliw gazowych (PSG),
  • 1 koncesję na dystrybucję energii elektrycznej (PGNiG TERMIKA EP).

W 2017 r. przepisy ustawy – Prawo energetyczne nie uległy znaczącym zmianom. W związku z nowelizacją ustawy o zapasach doprecyzowane zostały zasady uzyskiwania koncesji na obrót gazem ziemnym z zagranicą.

Ustawa z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (tj. Dz. U. z 2017 r. poz. 1210 z późn. zm), dalej: Ustawa o zapasach, w obszarze rynku gazu ziemnego określa zasady tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego, a także procedury kontroli prawidłowej realizacji obowiązków w niej określonych. Dodatkowo, ustawa określa zasady postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego państwa.

7 lipca 2017 r. uchwalona została ustawa o zmianie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2017 r., poz. 1387). Wprowadzone rozwiązania usunęły wątpliwości interpretacyjne zgłaszane przez uczestników rynku oraz wprowadziły szereg ułatwień o charakterze administracyjnym. Do głównych zmian należało doprecyzowanie zasad świadczenia tzw. usługi biletowej, wprowadzenie przejrzystych i transparentnych zasad uruchamiania zapasów obowiązkowych, w tym rozliczeń z tego tytułu, oraz doprecyzowanie informacji przekazywanych pomiędzy operatorem systemu przesyłowego a operatorem systemu magazynowania. Dodatkowo, nowelizacja ustawy o zapasach potwierdziła, że wielkość zapasów obowiązkowych gazu ziemnego jest liczona od przewozu netto. Wszystkie wyżej wymienione zmiany mają pozytywny charakter dla PGNiG, ponieważ wyjaśniają wątpliwości interpretacyjne dotyczące niektórych przepisów ustawy o zapasach.

Ustawa z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (Dz. U. z 2016 r., poz. 831), dalej: Ustawa o efektywności energetycznej, wprowadziła nowy system zobowiązujący do efektywności energetycznej, który wdraża do polskiego porządku prawnego postanowienia Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz. U. UE L 315 z dnia 14 listopada 2012 r.). Zgodnie z nimi podmioty objęte ustawowym obowiązkiem zobowiązane są uzyskać w każdym roku oszczędność energii finalnej w wysokości 1,5%. Ustawa o efektywności wskazuje dwa zasadnicze sposoby realizacji tego obowiązku:

  • realizacja przedsięwzięcia lub przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej u odbiorcy końcowego;
  • uzyskanie i przedstawienie do umorzenia Prezesowi URE świadectw efektywności energetycznej.

Dodatkowo, ustawa wprowadza możliwość realizacji obowiązku poprzez uiszczenie opłaty zastępczej. Co do zasady, nie może to być jednak więcej niż 30% obowiązku za 2016 r., 20% obowiązku za 2017 r. oraz 10% obowiązku za 2018 r. Ustawa o efektywności energetycznej przewiduje znaczny wzrost jednostkowej opłaty zastępczej oraz jej coroczną waloryzację. Dodatkowo, ustawa wprowadza obowiązek sporządzenia co 4 lata audytu energetycznego przedsiębiorstwa.

Ustawa z dnia 25 lipca 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym (tj. Dz. U. z 2016 r., poz. 979), dalej: Ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym (SPW) reguluje zasady opodatkowania specjalnym podatkiem, którego podstawą opodatkowania jest nadwyżka- uzyskanych w danym roku podatkowym- przychodów z działalności wydobywczej węglowodorów nad poniesionymi w danym roku podatkowym wydatkami kwalifikowanymi. Za datę powstania przychodu z działalności wydobywczej węglowodorów uważa się dzień otrzymania należności. Za dzień poniesienia wydatku kwalifikowanego uznaje się dzień uregulowania zobowiązania. Obowiązek zapłaty podatku powstanie od przychodów uzyskanych od 1 stycznia 2020 r.

Ustawa Prawo geologiczne i górnicze z dnia 9 czerwca 2011 r. określa m.in. zasady i warunki wykonywania prac geologicznych, wydobywania kopalin ze złóż, składowania odpadów w górotworze, w tym w podziemnych wyrobiskach górniczych, ochrony złóż kopalin, wód podziemnych i innych składników środowiska w związku z wykonywaniem prac geologicznych i wydobywaniem kopalin.

Działalność w zakresie poszukiwania lub rozpoznawania złóż kopalin, wydobywania kopalin ze złóż, bezzbiornikowego magazynowania substancji oraz składowania odpadów w górotworze, w tym w podziemnych wyrobiskach górniczych, wymaga uzyskania koncesji. Działalność geologiczna i górnicza jest nadzorowana przez organy administracji geologicznej i organy nadzoru górniczego. Przedmiotowe organy monitorują przedsiębiorców z wykonywania zobowiązań koncesyjnych, kładąc nacisk na terminy ich realizacji oraz przekazywanie informacji z bieżącego dokumentowania prac geologicznych.

Od dwóch lat zgodnie ze znowelizowaną Ustawą Prawo geologiczne i górnicze obowiązuje nowy system koncesjonowania działalności w zakresie węglowodorów. Przyznawana jest jedna koncesja na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów oraz wydobywanie węglowodorów ze złóż. Udzielenie tzw. „łącznej” koncesji jest możliwe jedynie w postępowaniu przetargowym prowadzonym z urzędu. Należy wskazać, że w 2017 r. Minister Środowiska ogłosił 8 z 10 obszarów do postępowania przetargowego o udzielenie koncesji łącznej. Natomiast na 2018 r. przewidział 17 obszarów przetargowych.

Co istotne dla branży, w myśl przepisów prawa geologicznego i górniczego o koncesję może ubiegać się kilka podmiotów łącznie, gdy złożą wspólnie jedną ofertę w przetargu i wskażą operatora. Każdy przedsiębiorca ubiegający się o koncesję musi zostać oceniony przez ministra właściwego do spraw środowiska, zarówno pod kątem bezpieczeństwa kraju, jak również posiadanego doświadczenia polegającego na rozpoznaniu i udokumentowaniu złóż węglowodorów.

W 2017 r. nie było możliwości składania przez przedsiębiorców wniosków o przekształcenie dotychczasowych koncesji udzielonych na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów w tzw. koncesje łączne. Nieprzekształcone koncesje zachowały jednak swoją ważność z możliwością jednokrotnego przedłużenia terminu ich ważności po spełnieniu określonych warunków.

Wprowadzony przepisami prawa obowiązek ustanawiania zabezpieczenia z tytułu niewykonania lub nienależytego wykonania warunków określonych w koncesji w wysokości nie przekraczającej równowartości 20 proc. wysokości kosztów prac geologicznych stanowi dla branży dodatkowe znaczące obciążenie finansowe. W 2017 r. takie zabezpieczenie zostało ustanowione w 21 przypadkach. Wartość takiego zabezpieczenia została ustalona na 100 tys. zł dla jednej koncesji, co jest wynikiem kompromisu pomiędzy przedsiębiorcą a organem koncesyjnym.

Obecnie istnieje również problem związany z zakazem zatłaczania wód z podziemnych magazynów gazu oraz wód służących do wspomagania wydobycia w procesie wydobywania węglowodorów. Organ koncesyjny stoi na stanowisku, że wspomniane wody nie mieszczą się w definicji dotyczącej zatłaczania wód do górotworu. Brak zatwierdzenia dokumentacji hydrogeologicznej dla tego rodzaju wód ogranicza możliwości prowadzenia i rozwijania działalności poszukiwawczo-wydobywczej.


W 2017 r. ogłoszono kolejne akty wykonawcze do ustawy tj.:

  • rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 8 grudnia 2017 r. w sprawie planów ruchu zakładów górniczych;
  • rozporządzenie MŚ z dnia z dnia 30 października 2017 r. w sprawie gromadzenia i udostępniania informacji geologicznej;
  • rozporządzenie ME z dnia 16 października 2017 r. w sprawie szczegółowego zakresu polityki korporacyjnej w zakresie zapobiegania niebezpiecznym zdarzeniom oraz wypadkom;
  • rozporządzenie ME w sprawie minimalnej zawartości sprawozdania z realizacji planu ruchu zakładu górniczego.

W 2017 r. Minister Środowiska kontynuował prace nad opracowaniem kolejnej nowelizacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze, w zakresie w jakim ograniczono projekt nowelizacji Prawa geologicznego i górniczego z 2016 r. wdrażającego dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2013/30/UE z dnia 12 czerwca 2013 r. w sprawie bezpieczeństwa działalności związanej ze złożami ropy naftowej i gazu ziemnego na obszarach morskich oraz zmiany dyrektywy 2004/35/WE (Dz. Urz. UE L 178 z 28 czerwca 2013 r., str. 66). Projekt nowelizacji Prawa geologicznego i górniczego z 15 września 2017 r. , nie został przekazany do konsultacji społecznych.

Celem wprowadzenia nowych regulacji jest uproszczenie przepisów dotyczących postępowań administracyjnych w odniesieniu do działalności polegającej na poszukiwaniu, rozpoznawaniu i wydobywaniu węglowodorów. Główne zmiany mają obejmować:

  • rezygnację w postępowaniu kwalifikacyjnym z oceny doświadczenia podmiotu;
  • w przypadku zmian danych podmiotu kwalifikowanego zdjęcie obowiązku obligatoryjnego przeprowadzenia ponownego pełnego postępowania, które nakłada na podmiot obowiązek przygotowania pełnego wniosku. Zamiast tego, organ będzie decydował czy zasadnym jest wszczęcie postępowania i to wyłącznie w zakresie objętym zmianami, podmiot zaś przekazuje jedynie dowody określonych okoliczności zajścia zmian;
  • rezygnacja z zabezpieczenia tytułu niewykonania lub nienależytego wykonania warunków określonych w koncesji;
  • wprowadzenie drugiej obok przetargu procedury udzielania koncesji węglowodorowych – „open door„, która pozwala na przeprowadzenie postępowania przetargowego na wniosek przedsiębiorcy;
  • wprowadzenie do definicji zatłaczania wód do górotworu wód pochodzących z podziemnych bezzbiornikowych magazynów węglowodorów (bez uwzględnienia wnioskowanych przez PGNiG wód technologicznych).

Oczekiwanym efektem wprowadzenia nowych regulacji ma być:

  • zwiększenie przejrzystości przepisów ustawy, polegających na usunięciu problemów z poprawną interpretacją przepisów ustawy oraz błędów uniemożliwiających prawidłowe prowadzenie postępowań administracyjnych w odniesieniu do działalności polegającej na poszukiwaniu, rozpoznawaniu i wydobywaniu węglowodorów, co skutkować będzie szybszymi i bardziej przejrzystymi postępowaniami;
  • wykonywanie przez przedsiębiorców prac geologicznych w szerszym zakresie niż dotychczas poprzez umożliwienie przedsiębiorcom ubiegania się o koncesje obejmujące obszary z ich punktu widzenia perspektywiczne (przedsiębiorcy sami będą wnioskowali do organu o przeprowadzenie postępowania).

Ustawa o rynku mocy z dnia 8 grudnia 2017 r. określa organizację rynku mocy oraz zasady świadczenia usługi pozostawania w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu elektroenergetycznego i dostarczania tej mocy do systemu w okresach zagrożenia. Celem ustawy jest zapewnienie średnioterminowego i długoterminowego bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, w sposób efektywny kosztowo, niedyskryminacyjny i zgodny z zasadami zrównoważonego rozwoju.

Przepisy ustawy umożliwiają uzyskiwanie przez wytwórców energii dodatkowych, w stosunku do przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, przychodów z tytułu świadczenia usługi dostępności mocy wytwórczych. Przychody będą określane z wykorzystaniem systemu aukcyjnego. Szczegółowe warunki funkcjonowania rynku mocy będą określone w regulacjach pochodnych, które zostaną przygotowane w 2018 r. Aukcje na lata 2021-2023 przewidywane są do przeprowadzenia w listopadzie i grudniu 2018 r. Przychody z tytułu rynku mocy będzie można uzyskiwać począwszy od 2021 r. W dniu 7 lutego 2018 r. ustawa o rynku mocy została notyfikowana, tzn. otrzymała akceptację Komisji Europejskiej.

Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 kwietnia 2017 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy (Dz. U. z 2017 r., poz. 902), dalej: rozporządzenie dywersyfikacyjne określa maksymalny udział gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku. W latach 2017-2022 wynosi on 70%, zaś w latach 2023-2026 – 33%.

Przyjęte w rozporządzeniu dywersyfikacyjnym progi mają pozytywny charakter dla PGNiG, ponieważ umożliwiają realizację długoterminowych kontraktów importowych zawartych pod auspicjami Rzeczypospolitej Polskiej.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (tj. Dz. U. z 2014 r., poz. 1059, z późń. zm.), dalej: rozporządzenie systemowe doprecyzowuje określone w ustawie – Prawo energetyczne zasady funkcjonowania systemu gazowego. W szczególności formułuje zasady i warunki ubiegania się o przyłączenia do sieci, sposób prowadzenia obrotu paliwami gazowymi i możliwości świadczenia usług w systemie gazowym, w tym sposób załatwiania reklamacji, kwestie bilansowania oraz zarządzania ograniczeniami, a także określa zasady współpracy pomiędzy uczestnikami rynku.

Rozporządzenie Ministra Energii z 10 stycznia 2017 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (Dz. U. 2017, poz. 150) wprowadziło wyłączną możliwość przyłączenia do sieci przesyłowej gazowej o średnicy DN 1300 lub wyższej urządzeń i instalacji wykorzystywanych do prowadzenia działalności w zakresie przesyłania paliw gazowych oraz zwiększa graniczną wielkość mocy przyłączanych do sieci przesyłowej klientów z 5 000 na 45 000 m3/h, co zwiększa sferę działania przedsiębiorstw dystrybucyjnych i stabilizuje rynek przesyłu i dystrybucji.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. z 2013 r., poz. 820), dalej: rozporządzenie taryfowe określa zasady kształtowania taryf dla paliw gazowych, w szczególności kalkulacji cen i stawek opłat, a także kwestie rozliczeń między uczestnikami rynku.

W 2017 r. PGNiG S.A. obowiązywały następujące taryfy:

  • od dnia 1 stycznia 2017 r. do dnia 31 marca 2017 r. – „Taryfa w zakresie dostarczania paliw gazowych nr 13/2017 PGNiG S.A.” zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 16 grudnia 2016 r.; średnia cena paliwa gazowego w przypadku gazu wysokometanowego wzrosła o 12,2%, natomiast w przypadku gazu zaazotowanego o 13,4%;
  • od dnia 1 kwietnia 2017 r. do dnia 30 czerwca 2017 r. – „Taryfa w zakresie dostarczania paliw gazowych nr 14/2017 PGNiG S.A.” zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 17 marca 2017 r.; średnia cena paliwa gazowego w przypadku gazu wysokometanowego została zwiększona o 8%, natomiast w przypadku gazu zaazotowanego o 7,9% (taryfa obowiązywała również przez okres lipca 2017 r.);
  • od dnia 1 sierpnia 2017 r. do dnia 30 września 2017 r. – „Taryfa w zakresie dostarczania paliw gazowych nr 15/2017 PGNiG S.A.” zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 12 lipca 2017 r.; średnia cena paliwa gazowego w przypadku gazu wysokometanowego została obniżona o 6,7%, natomiast w przypadku gazu zaazotowanego o 6,8%.

W 2017 r. PGNiG OD obowiązywały następujące taryfy:

  • do dnia 18 lutego 2017 r. – „Taryfa PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 4” zatwierdzona decyzją z dnia 17 października 2016 r.;
  • od dnia 18 lutego 2017 r. do dnia 31 marca 2017 r. – „Taryfa PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 5” zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 4 stycznia 2017 r.; stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian; obniżka ceny za paliwo gazowe w Taryfie w stosunku do dotychczasowej taryfy PGNiG OD dla wszystkich grup taryfowych wyniosła średnio 7 %, w tym dla:
    • odbiorców z grup taryfowych zużywających paliwo gazowe do 110 kWh/h – obniżka ceny za paliwo gazowe wyniosła 6,0%,
    • odbiorców z grup taryfowych zużywających paliwo gazowe powyżej 110 kWh/h – obniżka ceny za paliwo gazowe wyniosła średnio 8,6 %.
  • od dnia 1 kwietnia 2017 r. do 31 grudnia 2017 r. – „Taryfa PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 5” zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 17 marca 2017 r.; zmiana taryfy przedłużyła okres jej obowiązywania; stawki opłat abonamentowych pozostały bez zmian; podwyżka ceny za paliwo gazowe w zmianie taryfy w stosunku do dotychczasowej taryfy PGNiG OD dla wszystkich grup taryfowych wyniosła 1,6%.

Ponadto w dniu 14 grudnia 2017 r. Prezes URE zatwierdził „Taryfę PGNiG Obrót Detaliczny sp. z o.o. w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 6” na okres od dnia 1 stycznia 2018 r. do dnia 31 marca 2018 r. Taryfa jest dedykowana wyłącznie odbiorcom w gospodarstwach domowych i w stosunku do Taryfy Nr 5 ceny i stawki opłat abonamentowych nie uległy zmianie. Decyzją PGNiG OD termin wprowadzenia do stosowania nowej taryfy został określony na dzień 1 stycznia 2018 r.

W 2016 r. PSG stosowała „Taryfę Nr 3 dla usług dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego” zatwierdzona decyzją z dnia 17 grudnia 2014 r. (oraz zmian w taryfie, które weszły w życie odpowiednio z dniem 1 stycznia 2016 r. oraz 1 lipca 2016 r.). W 2017 r. nie nastąpiła zmiana poziomu stawek taryfowych w stosunku do 2016 r. W związku z działaniami zmierzającymi do zatwierdzenia nowej taryfy w 2017 r. miały miejsce następujące zdarzenia:

  • W dniu 21 kwietnia 2017 r. PSG wystąpiła do Prezesa URE z wnioskiem o zatwierdzenie Taryfy nr 5 zakończone wydaniem w dniu 31 lipca 2017 r. decyzji odmawiającej jej zatwierdzenia. PSG wniosła do Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, za pośrednictwem Prezesa URE, odwołanie od powyższej decyzji. Zgodnie z Ustawą Prawo Energetyczne, PSG stosowało dotychczasową taryfę, do czasu zakończenia postępowań odwoławczych.
  • W dniu 5 października 2017 r. Prezes URE wezwał PSG do przedłożenia wniosku o zatwierdzenie kolejnej taryfy – PSG złozyła w dniu 6 listopada do zatwierdzenia „Taryfę nr 6 dla usług dystrybucji paliwa gazowych i usług regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego”, która została zatwierdzona decyzją Prezesa URE w dniu 25 stycznia 2018 r. Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w stosunku do dotychczasowej taryfyPSG dla wszystkich grup taryfowych wynosi 7,37%. Termin obowiązywania nowej Taryfy Dystrybucyjnej upływa z dniem 31 grudnia 2018 r.

W 2017 r. GSP obowiązywały następujące taryfy:

  • od dnia 1 stycznia 2017 r. do dnia 31 maja 2017 r. – „Taryfa w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2016” zatwierdzoną decyzją Prezesa URE z dnia 22 kwietnia 2016 r.;
  • od dnia 1 czerwca 2017 r. – „Taryfa w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2017” zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 18 kwietnia 2017 r. na okres obowiązywania do dnia 31 marca 2018 r. obniżającą średnią stawkę za świadczenie usługi magazynowania w stosunku do Taryfy 1/2016 o -0,3%. Zmiana płatności została wyznaczona w oparciu o średnie stawki ustalone z uwzględnieniem wielkości zamówień zdolności magazynowych złożonych na rok magazynowy 2017/2018.

W 2017 r. PGNiG TERMIKA obowiązywała taryfa:

  • od dnia 17 marca 2017 r. obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA, tj. Ec Żerań, Ec Siekierki, Ec Pruszków, C Wola i C Kawęczyn oraz przesyłu i dystrybucji ciepła sieciami ciepłowniczymi w rejonie Pruszkowa (zasilana z własnego źródła ciepła Ec Pruszków) oraz w rejonach: Annopol, Chełmżyńska, Jana Kazimierza, Marsa Park oraz Marynarska zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 25 stycznia 2017 r.; taryfa będzie obowiązywała do 17 marca 2018 r.; zmiana taryfy spowodowała spadek średnich cen stosowanych przez przedsiębiorstwo o 0,26%.

W 2017 r. PGNiG TERMIKA EP obowiązywały m.in. taryfy:

  • od listopada 2016 r. obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA EP zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 10 października 2016 r.
  • od grudnia 2016 r. obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej (PEC) zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 15 listopada 2016 r.

Wyżej wymienione taryfy obowiązywały przez cały 2017 r. Trwa procedowanie nowej, połączonej taryfy w URE.

  • od listopada 2017 r. do października 2018 r. obowiązuje taryfa dla usług dystrybucyjnych energii elektrycznej PGNiG TERMIKA EP zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 17 listopada 2017 r.

Zgodnie z przepisami przejściowymi do ustawy o efektywności energetycznej, dotychczasowe rozporządzenie taryfowe przestanie obowiązywać nie później niż 31 marca 2018 r. W związku z tym, w 2017 r. zostały zainicjowane prace legislacyjne nad nowym rozporządzeniem. PGNiG aktywnie bierze udział w tych pracach prezentując swoje stanowiska oraz postulaty zmierzające do ochrony interesów Grupy PGNiG oraz swoich odbiorców.

W związku z ustawową detaryfikacją PGNiG nie złożyła w 2017 r. żadnych wniosków o administracyjne zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzania.

Ustawowe zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzania

Ustawa z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U., poz. 1986) znosi stopniowo administracyjny tryb regulowania cen gazu ziemnego. Przyjęty harmonogram wprowadza zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzania w zakresie:

  • obrotu hurtowego oraz dostaw do odbiorców końcowych, którzy dokonują zakupu paliw gazowych: (i) w punkcie wirtualnym, (ii) w postaci LNG lub CNG oraz (iii) w trybie przetargów, aukcji lub zamówień publicznych w trybie przepisów o zamówieniach publicznych od dnia 1 stycznia 2017 r.,
  • dostaw do pozostałych odbiorców końcowych o profilu biznesowym (inni, niż odbiorcy w gospodarstwach domowych) od dnia 1 października 2017 r.,
  • dostaw do odbiorców w gospodarstwach domowych od dnia 1 stycznia 2024 r.

Minister Środowiska w 2017 r. kontynuował prace nad projektem ustawy zmieniającej zasady organizacji służby geologicznej, projekt ustawy o Polskiej Agencji Geologicznej (w 2016 r. projekt przewidywał powołanie Państwowej Służby Geologicznej).

Ponadto w 2017 r. Minister Środowiska ogłosił projekt założeń do Polityki Surowcowej Państwa, który określa w obrębie zidentyfikowanych celów filary działań, uwzględniając możliwość ich weryfikacji i zmiany na dalszych etapach wdrażania polityki. Dokument ten stanowi podstawę do podjęcia dalszych prac nad Polityką Surowcową Państwa, kontynuowanych przez przedstawicieli wszystkich ministerstw, a także branżowych podmiotów gospodarczych, instytucji naukowych oraz środowisk społecznych. Proponowane obszary działań:

  • Surowce ze źródeł pierwotnych (uzyskane w wyniku gospodarowania wnętrzem ziemi): metale, pierwiastki ziem rzadkich, gazy szlachetne, surowce chemiczne, surowce skalne, kamienie szlachetne, półszlachetne i ozdobne, wody podziemne, lecznicze, surowce energetyczne, pierwiastki promieniotwórcze, ciepło Ziemi;
  • Surowce wtórne: recycling, gospodarka o obiegu zamkniętym (circular economy), substytucja;
  • Inne zagadnienia/Pozostałe obszary działań: bezzbiornikowe magazynowanie i składowanie substancji w strukturach geologicznych, edukacja, ochrona georóżnorodności, np. poprzez tworzenie geoparków, rozwój technologii.

Efektem przyjęcia Polityki Surowcowej ma być szereg zmian legislacyjnych, które będą wpływały na zasady wykonywania koncesjonowanej działalności.

Zagraniczne otoczenie regulacyjne

W 2017 r. kompleksową regulacją dot. europejskiego rynku energii (tj. rynku energii elektrycznej i gazu) pozostał tzw. Trzeci Pakiet Energetyczny. W skład tego Pakietu wchodzi 5 aktów prawnych przyjętych przez instytucje unijne w 2009 r., tj.:

  • Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72 (WE) z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE;
  • Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73 (WE) z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE;
  • Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003;
  • Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowej gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005;
  • Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER).

Celem Pakietu jest zwiększenie konkurencji na europejskim rynku energii oraz stworzenie rynku wewnętrznego energii poprzez takie mechanizmy jak: rozdzielenie własnościowe, organizację współpracy regulatorów oraz przedsiębiorców działających na rynku energetycznym (ACER, ENTSO-E oraz ENTSO-G) czy wprowadzenie kodeksów sieciowych.

W dniu 30 listopada 2016 r. ogłoszony został pakiet projektów aktów prawnych zmieniających akty wchodzące w skład Trzeciego Pakietu. Ogłoszony przez Komisję Europejską Pakiet „Czysta energia dla Europejczyków” ma na celu elektryfikację europejskiej gospodarki oraz realizację zobowiązań Unii Europejskiej zaciągniętych w ramach Porozumień paryskich z 2015 r. oraz realizację celów polityki energetyczno-klimatycznej. Zmiany dotyczą przede wszystkim rynku energii elektrycznej, jednakże zmianie ulega również Rozporządzenie ustanawiające ACER oraz wprowadzane jest nowe Rozporządzenie w sprawie zarządzania Unią Energetyczną, które mogą mieć znaczące implikacje dla rynku gazu i działalności PGNiG.

Do końca 2017 r. prace w Parlamencie Europejskim polegały na przygotowaniu sprawozdań odpowiednich komisji PE (komisje wiodące: ITRE oraz ENVI) w sprawie projektu Komisji Europejskiej. Równocześnie, Rada Unii Europejskiej osiągnęła porozumienie i przyjęła tzw. podejście ogólne (general approach) większości aktów wchodzących w skład Pakietu Czysta Energia (z wyjątkiem Rozporządzenia w sprawie ACER, które w istotnej mierze uwzględniają postulaty Spółki.

Ponadto, w trzecim kwartale 2017 r. Komisja Europejska ogłosiła propozycję zmiany dyrektywy gazowej (Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73 (WE) z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE), tak by wymogi dyrektywy gazowej objęły również kluczową infrastrukturę importową do Unii Europejskiej.

W 2017 r. zakończyły się prace nad raportem stanowiącym analizę rynku LNG i magazynowania gazu w Unii Europejskiej. PGNiG aktywnie uczestniczyło w prowadzonych pracach poprzez składanie oficjalnych stanowisk jak i udział pracowników w organizowanych spotkaniach. Mimo aktywności Spółki, nie udało się wyeliminować wszystkich ryzyk znajdujących się w raporcie. Jednakże, zgodnie z informacją podaną przez Komisję Europejską, obecnie nie planuje się działań legislacyjnych mających na celu realizację rekomendacji z raportu.

W 2016 r. prowadzone były prace analityczne w ramach procesu określanego jako „Quo Vadis EU gas market regulatory framework – Study on a Gas Market Design for Europe” zmierzającego do reformy ram prawnych europejskiego rynku gazu. Celem raportu jest analiza otoczenia regulacyjnego po implementacji Trzeciego Pakietu Energetycznego oraz ewentualne zaadresowanie luk regulacyjnych w rozwoju rynku gazu Unii Europejskiej istniejących pomimo wprowadzenia Trzeciego Pakietu. W swoich uwagach PGNiG podkreśla, że obecnie jest za wcześnie na badanie luk prawnych istniejących mimo implementacji postanowień ww. Pakietu. W ocenie PGNiG, nie wszystkie postanowienia przyjętych w 2009 r. aktów prawnych zostały wprowadzone, a warunkiem wstępnym analizowania ich skuteczności powinna być pełna implementacja – obejmująca również infrastrukturę importową do Unii Europejskiej. Dodatkowo Spółka wskazuje na istotę i konieczność kontynuowania dywersyfikacji źródeł dostaw gazu do Unii Europejskiej, w tym do infrastruktury importowej. Decyzję w sprawie ewentualnych działań legislacyjnych ma podjąć Komisja Europejska, w składzie powołanym po wyborach do Parlamentu Europejskiego w 2019 r.

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 994/2010 z dnia 20 października 2010 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego, dalej: Rozporządzenie SoS ma na celu zapobieganie zakłóceniom w dostawach gazu ziemnego do państw członkowskich, a w razie wystąpienia – łagodzenie ich skutków.

W tym celu państwa członkowskie, w razie pojawienia się sytuacji niedoboru gazu, mogą ogłosić jedną z trzech sytuacji kryzysowych na swoim terytorium: stan wczesnego ostrzegania, stan alarmowy oraz stan nadzwyczajny. Każdy kolejny poziom stanu kryzysowego pozwala państwu członkowskiemu na podejmowanie działań zmierzających do minimalizacji ryzyka. Grupa odbiorców chronionych, zdefiniowana w przepisach Rozporządzenie SoS, obejmuje wszystkie gospodarstwa domowe podłączone do sieci dystrybucyjnej. Ponadto, każde z krajów członkowskich może rozszerzyć zakres definicji odbiorcy chronionego o małe i średnie przedsiębiorstwa (o ile na tych odbiorców przypada najwyżej 20% ostatecznego zużycia gazu) oraz instalacje cieplne (pod warunkiem, że dostarczają ciepło do odbiorców chronionych oraz małych i średnich przedsiębiorstw).

W dniu 16 lutego 2016 r. Komisja Europejska opublikowała nowy projekt Rozporządzenie SoS. W projektowanym akcie prawnym zwiększona została rola regionalnej współpracy w sytuacjach zakłóceń dostaw gazu, a także wprowadzono nowy mechanizm solidarności.

1 listopada 2017 r. weszło w życie Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 1938/2017 z dnia 25 października 2017 r. dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) 994/2010

Od publikacji projektu nowego Rozporządzenie SoS PGNiG informowało stosowne organy władzy publicznej o ryzykach związanych z działalnością PGNiG, a także prezentowało stanowisko Grupy PGNiG przedstawicielom Komisji Europejskiej i Parlamentu Europejskiego.

Negocjacje w sprawie ostatecznego kształtu nowego Rozporządzenie SoS kontynuowane były również w 2017 r. PGNiG aktywnie brało udział w pracach oraz wspierało inne podmioty, w szczególności w zakresie negocjacji dotyczących ostatecznego kształtu mechanizmu transparencji oraz solidarności. Dzięki aktywności PGNiG w tym obszarze, ostateczna wersja Rozporządzenie SoS stanowi kompromis, uwzględniający w satysfakcjonującym zakresie postulaty Spółki.

W dniu 30 września 2016 r. przyjęte zostało rozporządzenie Komisji Europejskiej ustanawiające kodeks sieci dotyczący zharmonizowanych struktur taryf przesyłowych dla gazu, które następnie weszło w życie w dniu 6 kwietnia 2017 r. Prace nad przyjęciem niniejszego rozporządzenia były prowadzone od 2011 r. Celem niniejszego aktu prawnego jest zmniejszanie rozbieżności pomiędzy modelami taryfowymi stosowanymi w poszczególnych państwach członkowskich. Prowadzenie przez Komisje Europejską działań legislacyjnych zmierzających do ujednolicenia struktur taryfowych na poziomie UE ma na celu ułatwienia obrotu o charakterze transgranicznym prowadzonego przez uczestników europejskiego rynku gazu.

Rozporządzenie Komisji Europejskiej nr 459/2017 z dnia 16 marca 2017 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący mechanizmów alokacji zdolności w systemach przesyłowych gazu i uchylające rozporządzenie (UE) nr 984/2013, dalej: Rozporządzenie NC CAM, ma na celu utworzenie prawidłowo funkcjonujących systemów wzajemnie połączonych sieci przesyłowych, co ma skutkować dalszym rozwojem wewnętrznego rynku energii UE poprzez harmonizację mechanizmów zapewniających przejrzyste i niedyskryminacyjne zasady alokacji zdolności przesyłowych.

Przepisy Rozporządzenia NC CAM znajdują zastosowanie do połączeń międzysystemowych istniejących pomiędzy państwami członkowskimi. W celu zapewnienia równych i niedyskryminacyjnych zasad udostępniania zdolności przesyłowych na tych połączeniach, rozdział przepustowości jest realizowany w formie aukcji organizowanych przez operatorów systemów przesyłowych, w ramach których oferowane są produkty śróddzienne, dobowe, miesięczne, kwartalne oraz roczne. Nowym elementem w porównaniu do uchylonego rozporządzenia 984/2013 jest szczegółowe uregulowanie tzw. procedury Open Season. Jest to proces wspierający rozbudowę systemów przesyłowych gazu ziemnego, w ramach którego oferowane są zdolności przesyłowe zarówno dla całkowicie nowych połączeń międzysystemowych, jak i w razie rozbudowy tego rodzaju infrastruktury.

Europejski System Handlu Przydziałami emisji gazów cieplarnianych, dalej: EU ETS, nakłada m.in. obowiązek rozliczania emisji CO2 oraz reguluje kwestię przydziałów bezpłatnych uprawnień na ciepło i energię elektryczną. Instalacje emitujące gazy cieplarniane (m.in. CO2) są zobowiązane na mocy dyrektywy ETS do rozliczania swoich emisji uprawnieniami do emisji CO2 do 30 kwietnia każdego roku za rok miniony. Brak posiadania wymaganej liczby uprawnień do emisji skutkuje nałożeniem na prowadzącego instalację kary w wysokości 100 EUR/tCO2 oraz konieczność zakupu brakujących uprawnień do ich umorzenia.

Na podstawie dyrektywy EU ETS, instalacje przemysłowe, do których zalicza się ciepłownie i elektrociepłownie, mają prawo do ubiegania się o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji. W przypadku instalacji elektroenergetycznych tylko 8 krajów członkowskich, spełniających kryteria określone w dyrektywie EU ETS, mogło wystąpić o przydział bezpłatnych uprawnień do emisji.

Uprawnienia do emisji na ciepło przyznawane są na podstawie produkcji historycznej. Instalacje wytwarzające energię elektryczną mogą otrzymać bezpłatne uprawnienia w zamian za realizację inwestycji przyczyniających się do redukcji emisji CO2. Grupa PGNiG zgłosiła do Krajowego Planu Inwestycyjnego 10 inwestycji i w zamian za ich realizację może uzyskać przydziały bezpłatnych uprawnień do emisji.

W listopadzie 2017 r. osiągnięte zostało porozumienie pomiędzy Radą Unii Europejskiej a Parlamentem Europejskim w sprawie ram dla systemu handlu uprawnieniami do emisji po 2020 r. Porozumienie zakłada linearny spadek liczby uprawień do emisji (tzw. współczynnik redukcyjny) o 2,2% rocznie, z możliwością jego podwyższenia w związku z wdrażaniem postanowień Porozumień paryskich. Fundusz modernizacyjny, tj. instrument mający zapewnić środki na modernizację i zwiększenie efektywności energetycznej instalacji, został ustalony na poziomie 2% maksymalnego pułapu pozwoleń. Będzie znajdował zastosowanie względem 10 państw członkowskich o produkcie krajowym brutto poniżej 60% średniego PKB UE (łącznie z Polską). Fundusz modernizacyjny, nie może obejmować instalacji spalających stałe paliwa kopalniane (z przyznanym wyjątkiem dla Bułgarii oraz Rumunii i ich instalacji ciepłowniczych). Wprowadzono mechanizm derogacyjny w postaci możliwości przekazania przez państwa członkowskie o produkcie krajowym brutto poniżej 60% średniego PKB UE (łącznie z Polską) darmowych uprawnień do emisji dla sektora energetycznego. Pułap uprawnień jakie państwo członkowskie może przekazać do sektora energetycznego ustanowiono na poziomie 60% wszystkich uprawnień przyznanych danemu państwu członkowskiemu. Ponadto, ostateczny kompromis nie zawiera postulowanego przez Parlament Europejskiego kryterium, zgodnie z którym podmiotem derogacji nie mogłyby być instalacje elektroenergetyczne, które produkują więcej niż 450 g CO2 przy produkcji 1 kWh energii.