Na podstawie art. 15b ust. 4 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.²⁾) ogłasza się, w załączniku do niniejszego obwieszczenia, sprawozdanie z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny za okres od dnia 1 kwietnia 2007 r. do dnia 31 grudnia 2008 r.

Załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki
z dnia 7 maja 2009 r. (poz. 448)

SPRAWOZDANIE

Z WYNIKÓW NADZORU NAD BEZPIECZEŃSTWEM

ZAOPATRZENIA W GAZ ZIEMNY

za okres od dnia 1 kwietnia 2007 r. do dnia 31 grudnia 2008 r.

Warszawa, 2009 r.

1. Wstęp

Podstawę prawną do sporządzenia „Sprawozdania z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny” - zwanego dalej „Sprawozdaniem”, stanowi przepis art. 15b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z późn. zm.), który obliguje Ministra Gospodarki do opracowania Sprawozdania. Sprawozdanie obejmuje okres od dnia 1 kwietnia 2007 r. do dnia 31 grudnia 2008 r.

Przedmiotem Sprawozdania są zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Zgodnie z przepisami ustawy z dnia 4 września 1997 r. o działach administracji rządowej (Dz. U. z 2007 r. Nr 65, poz. 437, z późn. zm.) zadania w tym zakresie wykonuje minister właściwy do spraw gospodarki¹. Jednocześnie ustawa - Prawo energetyczne stanowi, że do zadań Ministra Gospodarki w zakresie polityki energetycznej należy m.in. nadzór nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w paliwa gazowe.

Działania w zakresie bezpieczeństwa energetycznego, w okresie objętym Sprawozdaniem, podejmowane były również przez Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej oraz przez Międzyresortowy Zespół do Spraw Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego pod przewodnictwem Ministra Gospodarki, a od dnia 26 lutego 2008 r. pod przewodnictwem Prezesa Rady Ministrów.

Jednym z najbardziej istotnych zadań postawionych przez Radę Ministrów przed Ministrem Gospodarki jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego kraju, poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw gazu ziemnego. Minister Gospodarki dąży do zwiększania bezpieczeństwa energetycznego kraju w szczególności poprzez monitorowanie utrzymania stabilnych i nieprzerwanych dostaw gazu ziemnego.

Bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego jest uzależnione od wielu czynników. Wśród najistotniejszych należy wskazać:

- stopień dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego do kraju,

- pojemności magazynowe gazu ziemnego w kraju,

- stan techniczny i funkcjonalność systemów dystrybucyjnych i systemu przesyłowego gazu ziemnego,

- poziom wydobycia gazu ziemnego w kraju,

- kontrolę właścicielską państwa nad kluczową infrastrukturą systemu gazowego,

- jakość regulacji prawnych w zakresie dotyczącym inwestycji infrastrukturalnych (w tym liniowych),

- jakość regulacji prawnych wspólnotowych i krajowych w zakresie funkcjonowania całego sektora gazowego,

- jakość regulacji prawnych w zakresie bezpieczeństwa energetycznego, w tym mechanizmów i procedur antykryzysowych,

- politykę państw członkowskich Unii Europejskiej i Komisji Europejskiej w zakresie bezpieczeństwa energetycznego.

W okresie obejmującym Sprawozdanie kontynuowano prace realizujące zadania nałożone na mocy uchwały Rady Ministrów nr 3/2006 z dnia 3 stycznia 2006 r. w sprawie działań mających na celu dywersyfikację dostaw nośników energii oraz nr 77/2006 z dnia 31 maja 2006 r. w sprawie działań zwiększających bezpieczeństwo energetyczne Rzeczypospolitej Polskiej, a także wynikające z dokumentu „Polityka dla przemysłu gazu ziemnego” przyjętego przez Radę Ministrów w dniu 20 marca 2007 r.

2. Dostosowanie rynku gazu ziemnego do wymogów Unii Europejskiej

Na przestrzeni ostatnich kilku lat nastąpiły znaczne zmiany organizacyjne w strukturze polskiego rynku gazu ziemnego. Bezpośrednią przyczyną tych procesów są przepisy prawa wspólnotowego, które stosuje się bezpośrednio bądź muszą być implementowane do polskiego porządku prawnego.

Fundamentalne znaczenie ma w tym zakresie dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego, uchylająca dyrektywę 98/30/WE (Dz. Urz. UE L 176 z 15.07.2003, str. 57-78; Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 2, str. 230) i wynikająca z niej konieczność przeprowadzenia reorganizacji rynku gazu ziemnego, tj. rozdzielenia działalności przesyłania i dystrybucji od działalności obrotu.

Zapisy ww. dyrektywy implementowane zostały w ustawie - Prawo energetyczne², jak i w aktach wykonawczych do niego, np. w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 6 lutego 2008 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. Nr 28. poz. 165) - zwanym dalej „rozporządzeniem taryfowym”³.

W dniu 1 lipca 2007 r. dokonany został proces podziału spółek gazownictwa na spółki zajmujące się działalnością obrotu i spółki zajmujące się działalnością dystrybucyjną. W wyniku podziału działalnością handlową zajmuje się PGNiG S.A., a działalność dystrybucyjna realizowana jest przez 6 operatorów systemów dystrybucyjnych będących w 100 % własnością PGNiG S.A.

W okresie objętym Sprawozdaniem kontynuowane było również przekazywanie sieci gazowych oraz przyłączonych do nich urządzeń i instalacji wchodzących w skład systemu przesyłowego na podstawie umowy leasingu operacyjnego zawartej w dniu 6 lipca 2005 r. pomiędzy Operatorem Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. - zwanego dalej „OGP GAZ-SYSTEM S.A.”, i spółką Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. - zwaną dalej „PGNiG S.A.”, które przekazane zostały w formie dywidendy niepieniężnej pobieranej przez Skarb Państwa od PGNiG S.A. i następnie wnoszonej do OGP GAZ- SYSTEM S.A. w formie dokapitalizowania spółki. W tym okresie przekazano również sieci gazowe oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje systemu przesyłowego o charakterze dystrybucyjnym z OGP GAZ-SYSTEM S.A. do operatorów systemów dystrybucyjnych na podstawie umów trójstronnych (PGNiG S.A., OGP GAZ-SYSTEM S.A. i poszczególni operatorzy systemów dystrybucyjnych) z dnia 2 lipca 2007 r.

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 (Dz. U. Nr 52, poz. 343, z późn. zm.)⁴ - zwana dalej „ustawą o zapasach”, wraz z rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 19 września 2007 r. w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego (Dz. U. Nr 178, poz. 1252) - zwanym dalej „rozporządzeniem o ograniczeniach”⁵, oraz ustawą - Prawo energetyczne wdraża w pełni postanowienia dyrektywy Rady 2004/67/WE z dnia 26 kwietnia 2004 r. dotyczącej środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego (Dz. Urz. UE L 127 z 29.04.2004, str. 92-96; Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 3, str. 19) do polskiego porządku prawnego.

3. Popyt i podaż gazu ziemnego

3.1. Struktura rynku gazu ziemnego

3.1.1. Obowiązujące koncesje

Organem odpowiedzialnym za udzielenie koncesji na wykonywanie działalności gospodarczej w sektorze gazu ziemnego, z wyjątkiem koncesji na wydobycie gazu ziemnego oraz poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego, jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki - zwany dalej „Prezesem URE”. Liczbę udzielonych koncesji obowiązujących na dzień 31 grudnia 2008 r. przedstawia tabela nr 1.

Tabela nr 1. Liczba udzielonych koncesji na wykonywanie działalności gospodarczej w sektorze gazu ziemnego udzielonych przez Prezesa URE, obowiązujących na dzień 31 grudnia 2008 r.

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych URE.

Koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego oraz na wydobywanie gazu ziemnego udziela Minister Środowiska. Liczbę obowiązujących koncesji na dzień 31 grudnia 2008 r. przedstawia tabela nr 2.

Tabela nr 2. Liczba koncesji udzielonych przez Ministra Środowiska obowiązujących na dzień 31 grudnia 2008 r.

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych Ministerstwa Środowiska.

3.1.2. Operator systemu przesyłowego

Prezes URE decyzją z dnia 18 grudnia 2006 r., zmieniającą decyzję z dnia 23 czerwca 2006 r., wyznaczył OGP GAZ-SYSTEM S.A. na operatora systemu przesyłowego gazowego do dnia 1 lipca 2014 r.

OGP GAZ-SYSTEM S.A. jest jednoosobową spółką Skarbu Państwa wpisaną na listę przedsiębiorstw o znaczeniu strategicznym dla polskiej gospodarki⁷, odpowiadającą za bezpieczeństwo dostarczania gazu ziemnego sieciami przesyłowymi. Zgodnie z uchwałą Rady Ministrów z dnia 19 sierpnia 2008 r. w sprawie działań mających na celu dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do Polski OGP GAZ-SYSTEM S.A. przejął 100 % udziałów w spółce Polskie LNG Sp. z o.o., której zadaniem jest budowa i eksploatacja terminalu skroplonego gazu ziemnego LNG w Świnoujściu.

3.1.3. System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol GAZ S.A.

System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol GAZ S.A. - zwany dalej „SGT EuRoPol GAZ S.A.”, jest właścicielem polskiego odcinka gazociągu Jamał-Europa. W 2008 r. polskim odcinkiem tego gazociągu przesłano ok. 27,7 mld m³ gazu ziemnego dla OAO Gazprom Export i ok. 2,6 mld m³ dla PGNiG S.A. Akcjonariuszami SGT EuRoPol GAZ S.A. są: OAO Gazprom Export (48 %), PGNiG S.A. (48 %) oraz Gas-Trading S.A. (4 %).

3.1.4. Operatorzy systemów dystrybucyjnych

Prezes URE wyznaczył ponownie w dniu 30 czerwca 2008 r. operatorów systemów dystrybucyjnych gazowych:

l Wielkopolska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (WSG) wyznaczona na okres od dnia 1 lipca 2008 r. do dnia 30 czerwca 2009 r.;

l Dolnośląska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (DSG) wyznaczona na okres od 1 lipca 2008 r. do dnia 30 czerwca 2009 r.;

l Górnośląska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (GSG) wyznaczona na okres od dnia 1 lipca 2008 r. do dnia 10 maja 2011 r.;

l Karpacka Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (KSG) wyznaczona na okres od dnia 1 lipca 2008 r. do dnia 30 czerwca 2009 r.;

oraz

l Pomorska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (PSG) wyznaczona w dniu 31 grudnia 2008 r. na okres od dnia 1 lipca 2008 r. do dnia 1 stycznia 2013 r.;

l Mazowiecka Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (MSG) wyznaczona w dniu 30 grudnia 2008 r. na okres od dnia 1 stycznia 2009 r. do dnia 20 maja 2011 r.

Wymienione wyżej spółki są w 100 % własnością PGNiG S.A. W 2008 r. nastąpiła zmiana nazw spółek z „operator systemu dystrybucyjnego” na „spółka gazownictwa”. Informacje dotyczące długości sieci gazowych zarządzanych przez spółki gazownictwa (według stanu na koniec 2007 r.) przedstawia tabela nr 3.

Tabela nr 3. Informacje dotyczące długości sieci gazowych zarządzanych przez spółki gazownicze

Źródło: GK PGNiG S.A., „ Raport roczny 2007”, str. 55.

3.1.5. Grupa Kapitałowa PGNiG S.A.

Struktura przedsiębiorstw funkcjonujących na rynku gazu ziemnego w Polsce w okresie objętym Sprawozdaniem charakteryzowała się wysokim poziomem koncentracji w następujących obszarach działalności: wydobycie, magazynowanie, obrót, obrót gazem ziemnym z zagranicą i dystrybucja, w których dominuje Grupa Kapitałowa PGNiG S.A. - zwana dalej „GK PGNiG S.A.”.

W GK PGNiG S.A. głównym podmiotem jest PGNiG S.A. Akcjonariuszami tej spółki są: Skarb Państwa (84,75 %) oraz pozostali akcjonariusze (15,25 %)⁸. Według stanu na dzień 31 grudnia 2008 r., PGNiG S.A. posiadało udziały lub akcje w 56 spółkach prawa handlowego, na które składają się:

l 27 spółek, w których PGNiG S.A. posiadało ponad 50 % akcji/udziałów lub głosów;

l 15 spółek, w których PGNiG S.A. posiadało od 20 do 50 % akcji/udziałów lub głosów;

l 14 spółek z udziałem kapitałowym PGNiG S.A. poniżej 20 % akcji/udziałów lub głosów.

Łączna wartość nominalna zaangażowania kapitałowego PGNiG S.A. w spółkach prawa handlowego, według stanu na dzień 31 marca 2008 r., wynosiła 6,892 mld PLN.

Ze względu na obszar działalności oraz znaczenie dla PGNiG S.A., spółki należące do GK PGNiG S.A. sklasyfikowano jako:

l spółki strategiczne - operatorzy systemów dystrybucyjnych;

l spółki podstawowe - spółki o istotnym znaczeniu, których przedmiot działania i wykonywane funkcje zabezpieczają realizację podstawowych zadań PGNiG S.A. oraz pozwalają na rozszerzanie źródeł pozyskiwania gazu i rynku sprzedaży gazu;

l spółki celowe - spółki powołane do realizacji długoterminowych celów strategicznych Grupy Kapitałowej;

l spółki pozostałe istotne - spółki wspomagające w sposób istotny procesy działania Grupy Kapitałowej;

l spółki pozostałe nieistotne - spółki niezwiązane bezpośrednio z przedmiotem działalności PGNiG S.A. lub niewspomagające w zasadniczy sposób działalności Grupy Kapitałowej.

PGNiG S.A. jest największym polskim przedsiębiorstwem w sektorze poszukiwania i wydobycia gazu ziemnego. Spółka posiada również koncesję na magazynowanie paliw gazowych i jest właścicielem wszystkich podziemnych magazynów gazu ziemnego w Polsce. W dniu 31 grudnia 2008 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wyznaczył PGNiG S.A. operatorem systemu magazynowania paliw gazowych (OSM) na okres od dnia 1 stycznia 2009 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. W celu zapewnienia wyodrębnienia organizacyjnego i księgowego PGNiG S.A. utworzyło oddział spółki, który ma pełnić funkcje OSM pod nazwą Polskie Górnictwo Naftowe Spółka Akcyjna w Warszawie - Oddział Operator Systemu Magazynowania w Warszawie. PGNiG S.A. jest także liderem rynku w zakresie obrotu gazem ziemnym i głównym importerem tego gazu do Polski. Strukturę sprzedaży gazu ziemnego przez PGNiG S.A. (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy) w 2008 r. przedstawia tabela nr 4.

Tabela nr 4. Struktura sprzedaży gazu ziemnego przez PGNiG S.A. na podstawie wstępnych danych za 2008 r.

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych PGNiG S.A.

3.1.6. Pozostałe podmioty działające na rynku gazu ziemnego

Na polskim rynku działają również inne przedsiębiorstwa energetyczne, które posiadają niewielki udział w rynku. Wśród nich do najaktywniej działających w okresie objętym Sprawozdaniem należały:

l Grupa Kapitałowa G.EN. GAZ FM RGIA S.A.;

l Media Odra Warta Sp. z o.o. (MOW );

l KRI S.A.;

l CP Energia S.A.

G.EN GAZ ENERGIA S.A. jest spółką prowadzącą działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym, posiadającą koncesje na obrót paliwami gazowymi, koncesje na dystrybucje paliw gazowych oraz koncesje na skraplanie gazu ziemnego i regazyfikację skroplonego gazu ziemnego. W 2008 r. spółka dostarczyła 18 tysiącom klientów 90 mln m³ gazu ziemnego. Spółka eksploatuje 2 350 km sieci gazowych w tym 180 km gazociągów wysokiego ciśnienia i 2 170 km gazociągów średniego ciśnienia. System dystrybucyjny G.EN GAZ ENERGIA S.A. obejmuje 53 gminy w 4 województwach (dolnośląskie, pomorskie, wielkopolskie i zachodniopomorskie).⁹

MOW Sp. z o.o. posiada koncesję na obrót paliwami gazowymi, koncesję na dystrybucję paliw gazowych oraz koncesję na obrót gazem ziemnym z zagranicą. W 2008 r. spółka sprzedała odbiorcom końcowym ponad 45 mln m gazu ziemnego. System dystrybucyjny spółki obejmuje 32 gminy w województwie lubuskim i dolnośląskim. Gaz ziemny dostarczany jest przez MOW Sp. z o.o. do ponad 50 tys. klientów. Łączna długość obsługiwanych przez spółkę sieci gazowych wynosi ok. 1 200 km.¹⁰

KRI S.A. - spółka posiada koncesje na obrót, dystrybucję i import paliwa gazowego oraz koncesję na skraplanie i regazyfikację gazu ziemnego. System dystrybucyjny spółki obejmuje 11 miast: Chojna, Lipiany, Myślibórz, Sława, Złotów, Lubicz, Trzemeszno, Staw, Czermień i Jarogniewie, Przysłucha. Spółka w 2008 r. sprzedała ok. 17,9 mln m³ gazu ziemnego.¹¹

CP Energia S.A. - podstawową działalnością spółki jest obrót i dystrybucja gazu ziemnego. Spółka posiada koncesję na obrót i dystrybucję paliw gazowych oraz na obrót gazem ziemnym z zagranicą. Od października 2007 r. spółka notowana jest na Giełdzie Papierów Wartościowych. Spółka posiada 300 km własnych sieci gazowych zlokalizowanych w siedmiu województwach: dolnośląskim, mazowieckim, podlaskim, opolskim, łódzkim i lubuskim.¹²

3.2. Źródła i kierunki zaopatrzenia gospodarki krajowej w gaz ziemny oraz możliwości dysponowania tymi źródłami

Struktura dostaw gazu ziemnego na rynek polski w 2008 r. przedstawiała się następująco:

l wydobycie krajowe - 4 282,7 mln m³ (w tym gaz z odmetanowania kopalń 198,7 mln m³),

l import z kierunku wschodniego (w tym poprzez gazociąg Jamał-Europa) - 9 759,8 mln m³,

l pozostały import (Niemcy, Czechy) - 858,9 mln m³.

Eksport gazu ziemnego z Polski wyniósł w 2008 r. 36,9 mln m³ (Niemcy).

Strukturę zaopatrzenia kraju w gaz ziemny w 2007 i 2008 r. przedstawia tabela nr 5.

Tabela nr 5. Struktura zaopatrzenia kraju w gaz ziemny w 2007 i 2008 r.

* w przeliczeniu na gaz wysokometanowy w tym gar z odmetanowania kopalń

** dla potrzeb sprawozdania import rozumie się jako przywóz i nabycie wewnątrzwspólnotowe

*** sprzedaż gazu poza granice kraju

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych Agencji Rynku Energii S.A.

Elastyczność dostaw oraz warunki kontraktowe stanowią tajemnicę handlową przedsiębiorstw, z tego powodu nie jest możliwe umieszczenie w tym opracowaniu opisu możliwości reagowania na zakłócenie dostaw z wykorzystaniem dostępnych instrumentów kontraktowych.

3.3. Zakres umów o dostarczanie gazu ziemnego do systemu gazowego, w tym umów zawartych przez przedsiębiorstwa energetyczne na okres dłuższy niż dziesięć lat

Dostawy gazu ziemnego w okresie objętym Sprawozdaniem z kierunku wschodniego do Polski realizowane były przede wszystkim przez PGNiG S.A. na podstawie „Porozumienia między Rządem Rzeczypospolitej Polskiej a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu gazu rosyjskiego przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej i dostawach gazu rosyjskiego do Rzeczypospolitej Polskiej", zawartego w dniu 25 sierpnia 1993 r. (z późniejszymi aneksami) oraz długoterminowego kontraktu handlowego, który na podstawie powyższego porozumienia zawarły w dniu 25 września 1996 r. PGNiG S.A. i OAO Gazprom Export. Kontrakt ten obowiązuje do dnia 31 grudnia 2022 r. W 2007 r. zakupiono na jego podstawie ok. 6,5 mld m³ gazu ziemnego, a w 2008 r. ok. 7,4 mld m³ gazu ziemnego.

Drugim kontraktem długoterminowym jest umowa kupna gazu zawarta przez PGNiG S.A. w dniu 17 sierpnia 2006 r. z VNG-Verbundnetz Gas AG, która obowiązuje do dnia 1 października 2016 r. W okresie pierwszych dwóch lat obowiązywania tej umowy dostawy gazu ziemnego wyniosły do 500 mln m³ rocznie, natomiast w okresie od dnia 1 października 2008 r. do dnia 1 października 2016 r. będą one realizowane w ilości 400 mln m³ rocznie.

Przywóz gazu ziemnego przez PGNiG S.A. na podstawie ww. umów uzupełniany był przywozem na podstawie kontraktów średnioterminowych:

l umowy sprzedaży gazu ziemnego zawartej w dniu 15 września 2004 r. z VNG-Verbundnetz Gas AG/E.ON Ruhrgas AG, obowiązującej do dnia 30 września 2008 r.; PGNiG S.A. wynegocjowało przedłużenie kontraktu do dnia 1 października 2011 r.

l umowy sprzedaży gazu ziemnego zawartej w dniu 17 listopada 2006 r. z RosUkrEnergo AG, obowiązującej do dnia 1 stycznia 2010 r. z możliwością przedłużenia okresu dostaw gazu ziemnego do dnia 1 stycznia 2012 r.

Przywóz gazu ziemnego na potrzeby lokalnej społeczności realizowany był na podstawie następujących umów i kontraktów zawartych przez PGNiG S.A.:

l zaopatrzenie terenów przygranicznych po obu stronach granicy między Niemcami i Polską - kontrakt na wymianę gazu ziemnego z dnia 22 października 1992 r. z VNG-Verbundnetz Gas AG obowiązujący do dnia 1 października 2009 r. - umowa corocznie przedłużana aneksami;

l zaopatrzenie regionu Hrubieszowa - umowa na dostawy gazu ziemnego z dnia 26 października 2004 r. z NAK „Naftogaz Ukrainy" obowiązująca do 2020 r.;

l zaopatrzenie miasta Branice - umowa sprzedaży gazu ziemnego z dnia 4 lutego 2004 r. z Severomoravská plynárenská a.s. obowiązująca do dnia 31 marca 2008 r. - umowa przedłużana corocznie aneksami. Umowy w zakresie dostaw gazu pomiędzy Severomoravská plynárenská a.s. a PGNiG S.A. z dnia 27 marca 2008 r. Umowa ta weszła w życie z dniem 1 kwietnia i obowiązywała do 31 grudnia 2008 r.

Drugim, oprócz PGNiG S.A., największym importerem gazu ziemnego do Polski w okresie objętym Sprawozdaniem była spółka Media Odra Warta Sp. z o.o. Spółka ta w 2007 r. sprowadziła z Niemiec ok. 35 mln m³ gazu ziemnego na podstawie umowy zawartej z EWE Aktiengesellschaft w dniu 27 września 2004 r. i obowiązującej do dnia 30 września 2009 r. Natomiast w 2008 r. spółka sprowadziła z Niemiec ok. 33,3 mln m³.

3.4. Wydobycie i zasoby krajowe gazu ziemnego

W Polsce w 2008 r. wydobyto 4 282,7 min m³ gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokomentanowy), w tym wydobycie gazu wysokometanowego - 1 691,7 mln m³, gazu zaazotowanego - 2 392,3 mln m³ oraz wydobycie gazu z odmetanowania kopalń - 198,7 mln m³.

Stan zasobów wydobywalnych gazu ziemnego ze złóż na terenie Polski na dzień 31 grudnia 2007 r. wynosił ok. 99,8 mld m³ (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometenowy). Zużycie gazu ziemnego w 2007 r. wyniosło ok. 13,6 mld m³, w tym ok. 4,3 mld m³ pochodziło z wydobycia krajowego, co stanowi ok. 31% rocznego jego zużycia. Na dzień 31 grudnia 2008 r. stan zasobów wydobywalnych gazu ziemnego ze złóż krajowych wynosił ok. 93,3 mld m³ (w przeliczeniu na gaz wysokomentanowy). Zużycie krajowe gazu ziemnego w 2008 r. kształtowało się na poziomie ok. 14,2 mld m³, a wydobycie krajowe gazu ziemnego wyniosło ok. 4,28 mld m³ (wraz z gazem z odmetanowania kopalń), co stanowi ok. 30 % rocznego jego zużycia.

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. prowadzi intensywne poszukiwania złóż węglowodorów w kraju oraz sukcesywnie rozwija działalność poszukiwawczą w różnych rejonach świata. Podstawą działalności firmy są prace poszukiwawczo-wydobywcze w Polsce. W dniu 13 listopada 2008 r. została uchwalona przez Zarząd PGNiG S.A. „Strategia Grupy Kapitałowej PGNiG S.A. w perspektywie roku 2015". Przyjęta przez Zarząd PGNiG S.A. strategia opiera się na sześciu filarach. Jednym z nich jest rozwój działalności poszukiwawczo-wydobywczej, której celem jest zwiększenie własnego wydobycia gazu ziemnego do poziomu ok. 6,2 mld m³ rocznie (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). Odbędzie się to poprzez zwiększenie krajowych zdolności wydobywczych gazu ziemnego do ok. 4,5 mld m³ (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy), a także poprzez rozpoczęcie wydobycia gazu ziemnego z zagranicznych złóż w 2011 r.

Ponadto PGNiG S.A. przygotowało wstępny plan prac poszukiwawczych na lata 2008-2017. Zakłada on stopniowe zwiększanie nakładów na prace poszukiwawcze gazu ziemnego w kraju do kwoty 600 mln zł (wobec 590 mln zł w 2008 r.) oraz zakłada utrzymanie współczynnika odnawialności zasobów na minimalnym poziomie 1,1 w okresie 5 lat. PGNiG S.A. podjęło także działania zmierzające do rozwoju nowych technologii poszukiwawczo-wydobywczych oraz przeznaczyło dodatkowe środki na zakup nowoczesnego sprzętu badawczego. Proces ten jest ukierunkowany na odkrywanie nowych obszarów złożowych, nowych złóż w obszarach teoretycznie już rozpoznanych oraz na rozszerzenie możliwości wydobywczych z istniejących złóż węglowodorów.

Według stanu na dzień 31 grudnia 2008 r. PGNiG S.A. posiada 77 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego o powierzchni całkowitej około 47,8 tys. km . Poza PGNiG S.A. prace poszukiwawcze w Polsce prowadzi 13 firm, które posiadają 67 koncesji poszukiwawczych o łącznej powierzchni 54,9 km² (bez uwzględnienia koncesji PETROBALTIC S.A.). Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego na obszarze lądowym Polski występują głównie w obrębie trzech jednostek geologicznych: platformy wschodnioeuropejskiej, platformy paleozoicznej i Karpat wraz z zapadliskiem przedkarpackim.

Szczególnie istotnym zadaniem inwestycyjnym będzie projekt zagospodarowania do 2012 r. złóż gazu ziemnego Lubiatów-Międzychód-Grotów. W sierpniu 2008 r. rozstrzygnięto przetarg na budowę kopalni Lubiatów-Międzychód-Grotów, PGNiG S.A. wybrało ofertę konsorcjum, którego liderem jest spółka PBG S.A. Udokumentowane zasoby wydobywalne gazu ziemnego w tych złożach wynoszą ok. 5 mld m³.

Ponadto PGNiG S.A., mając na celu dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do kraju, prowadzi działalność poszukiwawczą poza granicami kraju.

Poszukiwaniem i eksploatacją złóż węglowodorów na polskim obszarze morskim zajmuje się Przedsiębiorstwo Poszukiwań i Eksploatacji Złóż Ropy i Gazu "PETROBALTIC" S.A. - zwane dalej PPiEZRiG PETROBALTIC S.A. Posiada ono wyłączną koncesję na poszukiwania i eksploatację złóż węglowodorów na obszarze obejmującym ponad 27 tys. km². PPiEZRiG PETROBALTIC S.A. posiada osiem koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie kopalin. Obejmują one obszary o łącznej powierzchni 8150 km, położone głównie we wschodniej części polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej Morza Bałtyckiego (jedna koncesja o powierzchni 924 km² znajduje się w części zachodniej). Na terenie objętym tymi koncesjami znajdują się cztery złoża ropy naftowej oraz cztery złoża gazu ziemnego.

3.5. Przewidywane zapotrzebowanie na gaz ziemny

Prognozowane zapotrzebowanie na gaz ziemny w Polsce do 2030 r. przedstawia tabela nr 6.

Tabela nr 6. Prognozowane zapotrzebowanie na gaz ziemny w Polsce do 2030 r.

Źródło: Załącznik nr 1 Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 r. do projektu „Polityki energetycznej Polski do 2030 r." z dnia 5 marca 2009 r.

4. Skuteczność podejmowanych działań w zakresie bezpieczeństwa zaopatrzenia w gaz ziemny

4.1. Zmiany legislacyjne

4.1.1. Ustawa o zapasach

Wejście w życie w dniu 7 kwietnia 2007 r. ustawy o zapasach stworzyło normatywne podstawy do opracowania systemu zwiększającego bezpieczeństwo dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego. Zawiera ona środki przeciwdziałania zakłóceniom w dostawach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego wraz z procedurami uruchamiania tych środków oraz mechanizmami ich wdrażania, w przypadku gdy wymaga tego sytuacja na rynku krajowym lub jest to konieczne ze względu na zobowiązania międzynarodowe. Ustawa m.in. doprecyzowała i uzupełniła obowiązujące, przed jej wejściem w życie, przepisy w zakresie zasad tworzenia, utrzymywania i uruchamiania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego.

Ustawa o zapasach określa również zasady postępowania organów administracji publicznej i przedsiębiorstw energetycznych w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa w zakresie dostaw gazu ziemnego. Dostępne sposoby reagowania można podzielić na:

l obowiązki przedsiębiorstw obrotu i operatorów:

a) działania przez nich podejmowane,

b) obowiązki w zakresie informacyjnym;

l decyzje organów administracji państwowej w zakresie:

a) uruchomienia zapasów obowiązkowych,

b) wprowadzenia ograniczeń w poborze gazu ziemnego,

c) uruchomienia mechanizmu wspólnotowego UE,

d) administracyjnym uruchomieniu zapasów handlowych.

Jednym z mechanizmów zapewniających zwiększenie bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego jest obowiązek tworzenia i utrzymywania przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą lub podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego, obowiązkowych zapasów gazu ziemnego. Przedsiębiorcy są zobowiązani do opracowania procedur postępowania w przypadku zakłóceń w dostarczaniu gazu ziemnego lub nieprzewidzianego wzrostu zużycia gazu ziemnego przez odbiorców. Określają one sposób uruchamiania dodatkowych dostaw gazu ziemnego z innych źródeł lub kierunków, lub zmniejszania jego poboru przez odbiorców.

Operatorzy systemu gazowego opracowują i corocznie aktualizują plany wprowadzania ograniczeń w poborze paliw gazowych. Ograniczenia wynikające z tych planów nie mają zastosowania do odbiorców gazu ziemnego w gospodarstwach domowych.

Po wyczerpaniu dostępnych środków w zakresie zapewnienia dostaw gazu, przedsiębiorcy zawiadamiają: operatora systemu gazowego i odbiorców, z którymi zawarli umowy sprzedaży gazu.

Operator systemu gazowego podejmuje niezbędne działania mające na celu zapewnienie lub przywrócenie prawidłowego funkcjonowania systemu, tj.: wnioskuje do Ministra Gospodarki o uruchomienie zapasów obowiązkowych lub zgłasza Ministrowi Gospodarki potrzebę wprowadzenia ograniczeń w poborze gazu ziemnego.

Przedsiębiorcy sprowadzający gaz ziemny z zagranicy przedstawiają Ministrowi Gospodarki oraz operatorowi systemu gazowego informacje o:

l wielkości zapasów obowiązkowych gazu ziemnego zweryfikowanych przez Prezesa URE oraz o technicznych możliwościach dostarczania ich do systemu gazowego, w okresie nie dłuższym niż 40 dni, zweryfikowanych przez operatora systemu przesyłowego gazowego lub operatora systemu połączonego gazowego - do dnia 15 czerwca każdego roku,

l rzeczywistej wielkości utrzymywanych zapasów obowiązkowych gazu ziemnego oraz miejscu ich magazynowania, według stanu na dzień 15 września - do dnia 20 września każdego roku.

Przedsiębiorcy sprowadzający gaz ziemny z zagranicy przekazują Ministrowi Gospodarki oraz Prezesowi URE informacje o działaniach podjętych w okresie od dnia 15 kwietnia poprzedniego roku do dnia 31 marca danego roku, w celu zapewnienia bezpieczeństwa paliwowego państwa w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą oraz realizacji obowiązku utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego do dnia 15 maja każdego roku.

Zapasami obowiązkowymi gazu ziemnego, które są tworzone przez przedsiębiorców sprowadzających gaz ziemny z zagranicy, dysponuje Minister Gospodarki. Zapasy te mogą być uruchomione przez operatora systemu przesyłowego gazowego lub operatora systemów połączonych gazowych, niezwłocznie po uzyskaniu zgody Ministra Gospodarki, która wyrażana jest w drodze decyzji.

Zapasy obowiązkowe gazu ziemnego na podstawie ustawy o zapasach utworzone zostały w dniu 1 października 2007 r. w wysokości 284 mln m³. W tej wysokości zapasy obowiązkowe były utrzymywane do dnia 30 września 2008 r. Od dnia 1 października 2008 r. do dnia 30 września 2009 r. wielkość ta wynosi 296,8 mln m³. Zapasy te pokrywają 11 dni średniego dziennego przywozu. Zgodnie z ustawą o zapasach, zapasy obowiązkowe gazu ziemnego będą odpowiadały:

l 11 dniom średniego dziennego przywozu realizowanego przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym lub podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego - od dnia wejścia w życie ustawy do dnia 30 września 2009 r.;

l 15 dniom średniego dziennego przywozu realizowanego przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym lub podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego - od dnia 1 października 2009 r. do dnia 30 września 2010 r.;

l 20 dniom średniego dziennego przywozu realizowanego przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym lub podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego - od dnia 1 października 2010 r. do dnia 30 września 2012 r.;

l 30 dniom średniego dziennego przywozu realizowanego przez przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym lub podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego - od dnia 1 października 2012 r.

Rada Ministrów, na wniosek Ministra Gospodarki, w drodze rozporządzenia, może wprowadzić na czas oznaczony, na terytorium RP lub jego części, ograniczenia w poborze gazu ziemnego. W okresie obowiązywania ww. ograniczeń, operator systemu przesyłowego gazowego lub operator systemów połączonych:

l realizuje obowiązki związane z wprowadzaniem ograniczeń, poprzez ustalanie i podawanie do publicznej wiadomości stopni zasilania, zgodnie z planami wprowadzania ograniczeń,

l koordynuje działania przedsiębiorstw energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym, innych operatorów systemów gazowych, operatorów systemów magazynowania gazu ziemnego, operatorów systemów skraplania gazu ziemnego,

l dysponuje pełną mocą i pojemnością instalacji magazynowania gazu ziemnego oraz skraplania gazu ziemnego przyłączonych do systemu gazowego oraz uruchamia zapasy obowiązkowe gazu ziemnego.

Operator systemu gazowego zawiadamia Ministra Gospodarki, jeśli w jego opinii podjęte działania nie doprowadzą do usunięcia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego. Minister Gospodarki może wystąpić z wnioskiem do Rady Ministrów o podjęcie działań polegających na zawiadomieniu Przewodniczącego Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu¹³ oraz wystąpieniu do Komisji Europejskiej z żądaniem zwołania Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu.

Rada Ministrów może, w drodze rozporządzenia, włączyć do zapasów obowiązkowych gazu ziemnego pozostałe zapasy tego gazu znajdujące się w instalacjach magazynowych na terenie kraju, przewyższające utrzymywane stany obowiązkowe, biorąc pod uwagę konieczność zapewnienia ciągłości dostaw gazu ziemnego, po zastosowaniu działań polegających na uruchomieniu zapasów obowiązkowych lub wprowadzeniu ograniczeń w poborze gazu ziemnego.

Ustawa tworzy również instytucję zwolnienia z ww. obowiązku utrzymywania zapasów obowiązkowych. Na podstawie wniosku przedsiębiorstwa energetycznego, Minister Gospodarki może w drodze decyzji zwolnić taki podmiot z obowiązku tworzenia i utrzymywania obowiązkowych zapasów gazu ziemnego lub też wydać decyzję odmowną.

Minister Gospodarki, prowadząc postępowanie administracyjne w przedmiotowej sprawie, bierze pod uwagę przesłanki określone w art. 24 ust. 5 ustawy o zapasach, które mówią o tym, że zwolnione może być - niepowiązane kapitałowo z podmiotem, który uzyskał zwolnienie lub się o nie ubiega - przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą lub podmiot dokonujący przywozu gazu ziemnego, jeżeli liczba jego odbiorców nie jest większa niż 100 tysięcy i przywóz gazu ziemnego nie przekracza w ciągu roku 50 mln m³.

W okresie sprawozdawczym do Ministra Gospodarki wpłynęło dwanaście wniosków o zwolnienie z utrzymywania zapasów obowiązkowych. Minister Gospodarki w sześciu przypadkach wydał decyzję o przedmiotowym zwolnieniu. W takiej samej ilości postępowań Minister Gospodarki uznał wniosek za bezprzedmiotowy.

4.1.2. Rozporządzenie o ograniczeniach

Rada Ministrów przyjęła opracowany przez Ministra Gospodarki na podstawie art. 55, ust. 1 ustawy o zapasach projekt rozporządzenia o ograniczeniach. Konieczność wydania rozporządzenia zaistniała w związku z przeniesieniem z ustawy - Prawo energetyczne do ustawy o zapasach przepisów regulujących zasady postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa na rynku gazu ziemnego, w tym również dotyczących ograniczeń w poborze gazu ziemnego.

Rozporządzenie o ograniczeniach uwzględnia następujące elementy:

l sposób wprowadzania ograniczeń,

l rodzaje odbiorców objętych ograniczeniami oraz zakres ochrony odbiorców,

l zakres planów wprowadzania ograniczeń,

l sposób podawania do publicznej wiadomości informacji o wprowadzonych ograniczeniach,

l sposób współdziałania operatorów systemów w okresie trwania ograniczeń.

Wprowadzanie ograniczeń w poborze gazu ziemnego będzie miało miejsce w sytuacjach szczególnych, a celem takich działań będzie zapobieżenie pogarszaniu się sytuacji zagrażających bezpieczeństwu paliwowemu państwa. Ponadto, same ograniczenia będą wprowadzane odrębnym rozporządzeniem Rady Ministrów, a niniejsze rozporządzenie wyznacza jedynie procedurę wprowadzania ograniczeń.

4.1.3. Rozporządzenie taryfowe

W dniu 20 lutego 2008 r. weszło w życie rozporządzenie taryfowe. Reguluje ono m.in. zasady kształtowania taryf dla paliw gazowych oraz szczegółowe elementy kalkulacji cen i stawek opłat w ramach danej taryfy dla działalności przesyłowej, dystrybucyjnej, magazynowej, skraplania lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego oraz obrotu, w tym w ramach umowy kompleksowej, szczegółowe zasady ustalania opłat za przyłączenie do sieci, sposób prowadzenia rozliczeń pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi oraz rozliczeń z odbiorcami.

Do najważniejszych nowych elementów wprowadzonych przez rozporządzenie taryfowe z dnia 6 lutego 2008 r. należą:

l stawka sieciowa;

Uwzględnia ona rozdzielenie działalności przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych od działalności obrotu gazem ziemnym, tj. odrębne koszty usług i ceny gazu, stawka sieciowa dla przedsiębiorstw prowadzących obrót paliwami gazowymi na podstawie umowy kompleksowej. Przedsiębiorstwa obrotu, zmierzając do sprzedaży paliw gazowych odbiorcom końcowym, zamawiają usługi przesyłania lub dystrybucji w przedsiębiorstwach wykonujących taką działalność (operator systemu przesyłowego i operatorzy systemów dystrybucyjnych). Opłata sieciowa pozwala rozliczyć usługi niezbędne do dostarczenia paliw gazowych do odbiorcy, tj.: usługi przesyłania, dystrybucji, magazynowania, skraplania lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego lub z tytułu magazynowania przez przedsiębiorstwo energetyczne oraz kosztów ponoszonych z tytułu rozliczeń z operatorem systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego,

l zwrot z kapitału dla przedsiębiorstw energetycznych;

Umożliwienie obliczania zwrotu kapitału zaangażowanego w działalność przedsiębiorstwa energetycznego, który jest podstawowym źródłem finansowania inwestycji w przedsiębiorstwie,

l marża dla przedsiębiorstw obrotu;

Umożliwienie kalkulowania w taryfie, przez przedsiębiorstwa wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu paliwami gazowymi, uzasadnionej marży. Przedsiębiorstwo wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu paliwami gazowymi nie musi posiadać znacznego majątku zaangażowanego ani dużych kosztów działania, ale ważne jest, by przy kalkulowaniu taryfy mogło wyliczać uzasadnioną marżę z działalności.

4.1.4. Międzyresortowy Zespół do Spraw Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego

W lutym 2008 r. Prezes Rady Ministrów zadecydował o likwidacji Międzyresortowego Zespołu do Spraw Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego przy Ministrze Gospodarki i powołaniu go przy Kancelarii Prezesa Rady Ministrów. W tym celu Prezes Rady Ministrów zarządzeniem nr 19 z dnia 26 lutego 2008 r. w sprawie Zespołu do spraw Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego przy Kancelarii Prezesa Rady Ministrów powołał niniejszy Zespół wraz z grupą roboczą. Na mocy ww. zarządzenia, wiceprzewodniczącym Zespołu jest Minister Gospodarki. Następnie Prezes Rady Ministrów, zarządzeniem nr 20 z dnia 26 lutego 2008 r. w sprawie zniesienia Zespołu do Spraw Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego, uchylił zarządzenie nr 79 Prezesa Rady Ministrów z dnia 17 maja 2006 r. w sprawie Zespołu do Spraw Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego.

4.1.5. Pełnomocnik Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej

W grudniu 2007 r. rozpoczęto prace nad projektem rozporządzenia Rady Ministrów w sprawie zniesienia Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej, uchylającego rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 29 listopada 2005 r. w sprawie Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej (Dz. U. Nr 239, poz. 2011). Projekt rozporządzenia w dniu 6 marca 2008 r. rozpatrzony został przez Komitet Stały Rady Ministrów, który rekomendował Radzie Ministrów przyjęcie niniejszego aktu prawnego. W dniu 30 maja 2008 r. Rada Ministrów przyjęła rozporządzenie w sprawie zniesienia Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej (Dz. U. Nr 98. poz. 637).

4.2. Wykaz przepisów zawierających instrumenty ekonomiczno-finansowe wspierające podejmowanie nowych inwestycji w zakresie wytwarzania, magazynowania, skraplania i transportu gazu ziemnego

4.2.1. Ustawa - Prawo energetyczne

W ustawie o zapasach w rozdziale 8 Zmiany w przepisach obowiązkowych (art. 69 pkt 11) wprowadzono zmianę do ustawy - Prawo energetyczne (art. 45 ust. 1 pkt 1a), zgodnie z którą przedsiębiorstwo energetyczne, ustalając taryfy dla paliw gazowych, jest uprawnione do zapewnienia pokrycia kosztów uzasadnionych działalności, w tym budowy, rozbudowy i modernizacji magazynów paliw gazowych, wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność w wysokości nie mniejszej niż stopa zwrotu na poziomie 6 %. Postanowienia zawarte w analizowanym przepisie prawnym stanowią znaczącą zachętę do inwestowania w magazyny gazu, gdyż stopa zwrotu przyjmowana przez Prezesa URE wynosi ok. 1,5-2 %.

4.2.2. Rozporządzenie taryfowe

W rozporządzeniu taryfowym określono, że przedsiębiorstwa energetyczne wykonujące działalność w zakresie przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych, magazynowania paliw gazowych, skraplania lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego lub obrotu paliwami gazowymi, mogą kalkulować w swej taryfie uzasadniony zwrot z kapitału zaangażowanego w wykonywaną działalność gospodarczą (§ 6 ust. 3).

Średnioważony koszt pozyskania kapitału jest powszechnie stosowany w krajach europejskich do obliczania zwrotu z zaangażowanego kapitału dla operatorów systemów przesyłowych. Jest to metoda uznana za najbardziej poprawną (i de facto jedyna stosowana) według źródeł unijnych¹⁴. Średnioważony koszt pozyskania kapitału jest powszechnie stosowany w Polsce w elektroenergetyce, szczególnie w odniesieniu do spółki PSE - Operator S.A., który od 2007 r. uzyskuje zwrot z całości majątku.

Zwrot z zaangażowanego kapitału jest podstawowym źródłem finansowania inwestycji w przedsiębiorstwie. Brak odpowiedniego zwrotu z zaangażowanego kapitału oznacza w zasadzie możliwość realizacji jedynie inwestycji odtworzeniowych pokrywanych przez odpisy amortyzacyjne. Niski poziom zysku (rozumianego tu jako wynagrodzenie kapitału własnego), a także możliwość jego obniżenia, w związku ze zmiennością przychodów (uzależnione m.in. od wolumenu przesłanego gazu) oznacza także, że bardzo trudne i zbyt kosztowne staje się pozyskanie finansowania zewnętrznego z instytucji finansowych z racji znacząco obniżonej zdolności kredytowej przedsiębiorstwa.

4.2.3. Kodeks cywilny

W okresie sprawozdawczym Sejm RP uchwalił ustawę z dnia 30 maja 2008 r. o zmianie ustawy - Kodeks cywilny oraz innych niektórych ustaw (Dz. U. Nr 116, poz. 731). Nowelizacja wprowadziła do Kodeksu cywilnego instytucję „służebności przesyłu". Zgodnie z nowymi przepisami nieruchomość można obciążyć służebnością przesyłu na rzecz przedsiębiorcy, który zamierza wybudować lub którego własność stanowią urządzenia służące do przesyłu płynów, pary, gazu i energii elektrycznej. Służebność przesyłu może być ustanowiona w drodze umowy między właścicielem nieruchomości lub w drodze sądowej. Zgodnie z przepisami Kodeksu cywilnego, jeżeli przedsiębiorca odmawia zawarcia umowy o ustanowienie służebności przesyłu, a jest ona konieczna do korzystania z jego urządzeń, właściciel nieruchomości może żądać odpowiedniego wynagrodzenia w zamian za ustanowienie służebności przesyłu. Jeżeli właściciel nieruchomości odmawia zawarcia umowy o ustanowienie służebności przesyłu, przedsiębiorca może żądać jej ustanowienia za odpowiednim wynagrodzeniem. Wprowadzenie ww. przepisów do Kodeksu cywilnego może ułatwić prowadzenie inwestycji w sektorze energetycznym, w tym budowę gazociągów oraz przyczynić się do uregulowania sytuacji prawnej gazociągów wybudowanych na gruntach nienależących do przedsiębiorstwa energetycznego.

4.3. Projekty dywersyfikacyjne

4.3.1. Zagospodarowanie złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i projekty budowy gazociągów Baltic Pipe i Skanled

W okresie objętym Sprawozdaniem podjęte zostały działania mające na celu wspieranie i monitorowanie działań spółek w celu zagospodarowania złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i realizacji projektów budowy gazociągów Baltic Pipe i Skanled.

W maju 2007 r. PGNiG S.A. zawiązał spółkę PGNiG Norway S/A w celu realizacji projektu związanego ze złożami Skarv, Snadd i Idun na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Obecnie projekt jest w fazie zagospodarowania złoża, prowadzonym przez BP wraz z PGNiG S.A., StatoilHydro i E.ON Ruhrgas. Rozpoczęcie wydobycia planowane jest na czwarty kwartał 2011 r.

Gazociąg Baltic Pipe umożliwi przesyłanie gazu do Polski poprzez duński system przesyłowy. Projekt budowy gazociągu Baltic Pipe jest obecnie na etapie przygotowania do realizacji. Planowana długość gazociągu w rozważanych wariantach wynosi 230-280 km, w zależności od wyboru lokalizacji. Gazociąg ma przebiegać przez duńskie i polskie wody terytorialne oraz niemiecką wyłączną strefę ekonomiczną. Lądowa część gazociągu w Polsce wyniesie 4 km (przy założeniu, że punkt wyjścia będzie usytuowany w pobliżu Niechorza) a 40 km (punkt wyjścia w okolicach miejscowości Płoty). PGNiG S.A. planuje przesyłać tym gazociągiem 3 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Rozpoczęcie budowy gazociągu Baltic Pipe planowane jest na 2012 r., a jego oddanie do użytku w 2014 r.

W celu realizacji projektu Baltic Pipe współpracują następujące spółki: PGNiG S.A., OGP GAZ-SYSTEM S.A. i duński operator systemu przesyłowego Energinet.dk. W dniu 19 kwietnia 2007 r. PGNiG S.A. podpisało z Energinet.dk list intencyjny w sprawie budowy gazociągu Baltic Pipe. W dniu 7 listopada 2007 r. podpisana została dwustronna „Umowa o współpracy w zakresie inwestycji pod nazwą Gazociąg Bałtycki" pomiędzy PGNiG S.A. i OGP GAZ-SYSTEM S.A. W dniu 15 listopada 2007 r. podpisano trójstronną umowę o współpracy pomiędzy PGNiG S.A., OGP GAZ-SYSTEM S.A. i Energinet.dk, w ramach której ww. spółki prowadziły wspólnie analizy techniczne oraz prace nad szczegółowymi warunkami dalszej współpracy w zakresie realizacji projektu.

W sierpniu 2008 r. PGNiG S.A. przeprowadziło wstępne spotkania z administracją środowiskową państw, przez których wody terytorialne lub wyłączne strefy ekonomiczne może przechodzić gazociąg Baltic Pipe (Polska, Dania, Szwecja, Niemcy). Opracowany został wstępny dokument notyfikacyjny, wymagany do formalnego rozpoczęcia procedury Espoo¹⁵ - pozwolenia środowiskowego (Ocena Oddziaływania na Środowisko - Environmental Impact Assessment - zwaną dalej „EIA") dla podmorskiej części gazociągu. Trwają również prace nad wyznaczeniem trasy przebiegu gazociągu wraz z elementami wstępnego projektowania w części podmorskiej.

W dniu 16 grudnia 2008 r. zostało podpisane porozumienie pomiędzy PGNiG S.A. a OGP GAZ-SYSTEM S.A. w sprawie przekazania realizacji projektu oraz sprzedaży wytworzonej przez PGNiG S.A. dokumentacji projektu Baltic Pipe do OGP GAZ-SYSTEM S.A.

W dniu 20 czerwca 2007 r. PGNiG S.A. objęło 15 % udziałów w konsorcjum Skanled, które bada możliwości transportu norweskiego gazu z Karsto w Norwegii do Szwecji i Danii gazociągiem podmorskim. Projekt budowy gazociągu Skanled jest ściśle związany z projektem budowy gazociągu Baltic Pipe. Gazociąg Skanled zapewniłby przesyłanie gazu ziemnego z terminalu gazowego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym do wybrzeży Danii za pomocą systemu przesyłowego Danii oraz gazociągu Baltic Pipe do Polski.

W podpisanych w czerwcu 2007 r. przez PGNiG S.A. umowach konsorcjalnych zawarto dwa warunki. Uzależniono udział PGNiG S.A. w budowie gazociągu Skanled od wcześniejszego rozpoczęcia inwestycji budowy gazociągu Baltic Pipe oraz rozbudowy duńskiego systemu przesyłowego, która jest konieczna dla budowy gazociągu Baltic Pipe.

Inwestycję budowy gazociągu Skanled prowadzi norweski spółka Gassco, która jest największym na świecie operatorem gazociągów podmorskich. W chwili obecnej projekt jest w fazie projektowej i modelowania finansowego. Podjęcie decyzji inwestycyjnej i rozpoczęcie budowy gazociągu planowane jest w październiku 2009 r. Rozpoczęcie funkcjonowania gazociągu planowane jest na 2014 r. PGNiG S.A. planuje przesyłać za pomocą gazociągu Skanled co najmniej 3 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Obecnie PGNiG S.A. zgodnie z postanowieniami Umowy Transportowej Skanled posiada zarezerwowaną przepustowość na poziomie 4,4 mln m³/dobę, która umożliwia przesył ok. 1,5 mld m³ gazu rocznie. PGNiG S.A. zabiega o zarezerwowanie dodatkowej przepustowości.

43.2. Projekt budowy terminalu LNG w Świnoujściu

Projekt budowy terminalu LNG w Świnoujściu jest częścią dużego projektu mającego na celu zapewnienia importu skroplonego gazu ziemnego do Polski drogą morską. Kolejne elementy tego projektu dywersyfikacyjnego to zakup skroplonego gazu ziemnego oraz organizacja transportu morskiego na polskim wybrzeżu. W okresie objętym Sprawozdaniem Minister Gospodarki wspierał i monitorował projekt budowy terminalu LNG w Świnoujściu oraz negocjacje PGNiG S.A. w sprawie podpisania kontraktu na dostawy skroplonego gazu ziemnego. W dniu 20 września 2007 r. podjęta została uchwała nr 167/2007 Rady Ministrów w sprawie ustanowienia programu wieloletniego na lata 2008-2011 pod nazwą: „Budowa falochronu osłonowego dla portu zewnętrznego w Świnoujściu”. Zgodnie z uchwałą, łączne wydatki na ww. program wyniosą 1 075 601 tys. PLN. Za budowę terminalu LNG odpowiadają spółki Polskie LNG Sp. z o.o. i OGP GAZ-SYSTEM S.A., a budowa falochronu osłonowego realizowana jest przez Urząd Morski w Szczecinie.

W dniu 10 stycznia 2008 r. podpisana została umowa pomiędzy spółką Polskie LNG Sp. z o.o. a SNC-Lavalin Services Ltd na wykonanie projektu terminalu regazyfikacyjnego w Świnoujściu. Podstawowym zadaniem SNC-Lavalin Services Ltd jest zaprojektowanie terminalu LNG wyposażonego m.in. w kompletne instalacje rozładunku i regazyfikacji oraz uzyskanie pozwolenia na budowę dla planowanej inwestycji budowy gazociągu.

Planuje się, że budowa terminalu LNG w Świnoujściu zostanie ukończona w 2014 r. Początkowa zdolność odbioru terminalu ma wynosić 2,5 mld m³ gazu ziemnego rocznie. W zależności od popytu na gaz ziemny możliwe będzie zwiększenie zdolności jego odbioru do 5-7,5 mld m³. W okresie objętym Sprawozdaniem prowadzone były przez PGNiG S.A. rozmowy zmierzające do zwarcia kontraktu na dostawy skroplonego gazu ziemnego. Potencjalnymi kierunkami dostaw mogą być Afryka Północna, Bliski i Środkowy Wschód oraz Norwegia.

W dniu 19 sierpnia 2008 r. Rada Ministrów podjęła uchwałę w sprawie działań mających na celu dywersyfikacje dostaw gazu do Polski, która zobowiązała Ministra Skarbu Państwa do przekazania udziałów w spółce Polskie LNG Sp. z o.o. z PGNiG S.A. do OGP GAS-SYSTEM S.A. Umowa sprzedaży, uwzględniająca wyniki wyceny wartości 100 % udziałów w spółce Polskie LNG Sp. z o.o. wykonanej przez niezależnego eksperta - firmę KPMG, została zawarta w dniu 28 listopada 2008 r. Po spełnieniu przez PGNIG S.A. warunków wejścia w życie ww. umowy w dniu 8 grudnia 2008 r. 100 % udziałów w spółce Polskie LNG Sp. z o.o. przeszło do OGP GAS-SYSTEM S.A.

4.4. Podejmowane działania i wprowadzone ograniczenia, o których mowa w ustawie o zapasach oraz ich wpływ na warunki konkurencji na rynku gazu ziemnego

4.4.1. Działania podejmowane dla pokrycia szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny oraz postępowanie w przypadku niedoborów dostaw

W okresie od dnia 1 kwietnia 2007 r. do dnia 31 grudnia 2008 r. nie zanotowano przypadków zakłóceń w dostarczaniu gazu ziemnego do odbiorców. Wszystkie zobowiązania wobec odbiorców zostały zrealizowane. W okresie od dnia 1 października 2007 r. do dnia 31 grudnia 2007 r. pobór maksymalny z systemu przesyłowego wyniósł 58,4 mln m³/dobę. Natomiast od dnia 1 stycznia 2008 r. do dnia 31 grudnia 2008 r. maksymalny dobowy pobór gazu ziemnego z systemu przesyłowego wyniósł 63,6 mln m³/dobę.

4.4.2. Wstrzymanie dostaw gazu ziemnego do Polski

W styczniu 2008 r. nastąpiło wstrzymanie dostaw gazu ziemnego do punktu Hrubieszów przez NAK „Naftogaz Ukrainy”. Ciągłość dostaw do odbiorców zapewniona została przez PGNiG S.A. poprzez dostawy LNG z Oddziału w Odolanowie do stacji Moroczyn, zasilającej rejon Hrubieszowa.

Ponadto, w lutym i marcu 2008 r. pojawiły się informacje o możliwości wystąpienia zakłóceń w dostawach gazu ziemnego dostarczanego do Polski poprzez Ukrainę. Ze względu na trwający wówczas konflikt pomiędzy Ukrainą i Federacją Rosyjską dotyczący dostaw gazu ziemnego dla Ukrainy oraz tranzytu gazu ziemnego do UE przez jej terytorium, strona ukraińska zapowiadała w mediach, że chroniąc swoje bezpieczeństwo energetyczne, może zostać zmuszona do pobrania gazu przesyłanego przez Ukrainę do zachodniej Europy.

Sprawa ta była przedmiotem obrad Zespołu ds. Polityki Bezpieczeństwa Energetycznego w Kancelarii Prezesa Rady Ministrów oraz zwołanego przez Komisję Europejską posiedzenia Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu celem oceny sytuacji i omówienia możliwych scenariuszy wydarzeń. Niezbędne informacje przekazywano Siecią Korespondentów Energetycznych (NESCO). PGNiG S.A. oraz OGP GAZ-SYSTEM S.A. powołały sztaby kryzysowe. Wystosowano także wniosek do dostawcy gazu o umożliwienie - w razie potrzeby - przesunięcia utraconych ilości gazu przesyłanych przez punkt Drozdowicze (granica z Ukrainą) na punkt Wysokoje (granica z Białorusią) i punkty odbioru na gazociągu Jamał-Europa.

Pomimo okresowego, nieznacznego spadku ciśnienia gazu w punktach dostaw z systemu ukraińskiego, nie doszło do wstrzymania dostaw gazu do Polski, a tym samym nie wystąpiły przesłanki uzasadniające wprowadzenie ograniczeń.

Kolejne informacje o konflikcie pomiędzy OAO Gazprom a NAK Naftogaz Ukrainy pojawiły się w grudniu 2008 r. Spór dotyczył przedłużenia umowy wygasającej z dniem 31 grudnia 2008 r. na dostawy gazu na Ukrainę. Strona rosyjska pismem z dnia 17 grudnia 2008 r. od W. Zubkowa Pierwszego Zastępcy Przewodniczącego Rządu Federacji Rosyjskiej, Przewodniczącego Rady Dyrektorów Gazprom S.A. poinformowała Polskę, że Gazprom S.A. będzie w pełni realizował swoje zobowiązania wynikające z warunków zawartych kontraktów, jednak w wyniku konfliktu z Ukrainą - głównym krajem tranzytowym dla dostarczanego przez Rosje gazu - w styczniu 2009 r. może nastąpić wstrzymanie dostaw gazu ziemnego do państw unijnych. W związku z powyższym PGNiG S.A. oraz OGP GAZ-SYSTEM S.A. powołały sztaby kryzysowe. Zmaksymalizowano odbiór gazu z importu oraz uzupełniono stan zapasów PMG Mogilno. PGNiG S.A. wystosowało pismo do OAO Gazprom-Export z prośbą o przeniesienie dostaw z kontraktu jamalskiego, w przypadku spadku ciśnienia gazu w punkcie Drozdowicze na Ukrainie, na punkt Wysokoje na granicy z Białorusią. W dniu 31 grudnia 2008 r. import z kierunku wschodniego przebiegał bez zakłóceń, a stan napełnienia Podziemnych Magazynów Gazu wynosił 88 %. System przesyłowy był w pełnej gotowości, aby sprostać ewentualnym zakłóceniom w dostawach gazu ziemnego na terytorium Polski.

Jednak w związku z informacjami strony rosyjskiej i OAO Gazprom o wstrzymaniu z dniem 1 stycznia 2009 r. od godz. 8.00 dostaw gazu dla Ukrainy, a tym samym tranzytu gazu przez Ukrainę do państw europejskich, rozważono możliwość wprowadzenia, na wniosek operatora systemu przesyłowego, ograniczeń w poborze gazu ziemnego dla niektórych odbiorców w styczniu 2009 r.

4.5. Pozostałe działania

4.5.1. Działania wobec projektu budowy gazociągu Nord Stream

W okresie objętym Sprawozdaniem Rada Ministrów, w tym Minister Gospodarki i Pełnomocnik Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii, wyrażali sprzeciw wobec wszelkich inwestycji mogących zagrozić bezpieczeństwu energetycznemu Rzeczypospolitej Polskiej, a w szczególności wobec budowy, z ominięciem państw tranzytowych, gazociągu z Federacji Rosyjskiej do Republiki Federalnej Niemiec po dnie Morza Bałtyckiego (gazociąg Nord Stream).

W okresie, którego dotyczy Sprawozdanie, trwał proces uzyskiwania - określonego konwencją z Espoo - pozwolenia środowiskowego (Ocena Oddziaływania na Środowisko - „EIA”) na budowę gazociągu Nord Stream. Dokument EIA może zezwolić na realizację inwestycji lub jej zabronić ze względu na zagrożenie dla środowiska naturalnego. Polska uczestniczy w procedurze na prawach strony narażenia, tzn. środowisko Polski może być narażone pośrednio, ale inwestycja nie przechodzi przez terytorium RP, z tego powodu Polska nie wydaje formalnej zgody na inwestycję. Polskę w procedurze EIA reprezentuje Minister Środowiska, który pismem z dnia 16 lutego 2007 r. i z dnia 18 stycznia 2008 r. przekazał oficjalne stanowisko Polski wszystkim państwom uczestniczącym w procedurze EIA. Minister Gospodarki aktywnie wspiera działania Ministra Środowiska.

W 2007 r. do Parlamentu Europejskiego wpłynęły petycje poparte przez blisko 30 tysięcy obywateli UE, głównie z Litwy, Łotwy i Estonii, zaniepokojonych planowaną budową podmorskiego gazociągu przez Morze Bałtyckie z Federacji Rosyjskiej do Republiki Federalnej Niemiec. Ich zdaniem inwestycja ta stanowi poważne zagrożenie dla środowiska naturalnego oraz może być sprzeczna z prawem UE. Komisja Petycji Parlamentu Europejskiego prowadzi obecnie prace w sprawie ww. petycji. W dniu 14 marca 2008 r. przedstawiony został projekt sprawozdania Pana Marcina Libickiego, polskiego posła do Parlamentu Europejskiego i Przewodniczącego Komisji Petycji, w sprawie wpływu planowanej budowy gazociągu Nord Stream. W projekcie pojawiło się m.in. wezwanie do wstrzymania budowy gazociągu Nord Stream ze względu na zagrożenia dla środowiska naturalnego. Ww. projekt sprawozdania rozpatrzony został przez Komisję Petycji, a następnie w dniu 8 lipca 2008 r. przyjęty przez Parlament Europejski. Przyjęta rezolucja wyraża potrzebę dyskusji nad przyszłością gazociągu północnego, wskazując, że Parlament Europejski oczekuje dogłębnej i przekonującej oceny projektu, uwzględniając wszystkie aspekty środowiskowe, ekonomiczne i prawne.

4.5.2. Gazociąg Amber jako alternatywa dla gazociągu Nord Stream

W okresie objętym Sprawozdaniem podjęte zostały działania na rzecz realizacji projektu budowy gazociągu Amber jako projektu alternatywnego dla gazociągu Nord Stream. Gazociągiem Amber rosyjski gaz byłby przesyłany przez Estonię, Łotwę, Litwę i Polskę do Niemiec oraz na zachód Europy.

Gazociąg Amber stwarzałby zdecydowanie mniejsze zagrożenie dla środowiska naturalnego, gdyż byłby poprowadzony drogą lądową.

Polska w porozumieniu z Litwą, Łotwą i Estonią przygotowała w sierpniu 2007 r. „Wspólne stanowisko Ministrów Gospodarki Republiki Estonii, Republiki Łotwy, Republiki Litwy i Rzeczypospolitej Polskiej” dotyczące opracowania studium wykonalności gazociągu Amber. Stanowiska tego nie poparła jednak Łotwa. W dniu 4 lutego 2008 r. w Wilnie podpisany został „Komunikat Ministrów Gospodarki Litwy, Łotwy, Estonii i Polski” dotyczący m.in. współpracy w ramach projektu budowy gazociągu Amber.

4.5.3. Działania w ramach Europejskiej Sieci Korespondentów Energetycznych (NESCO)

Europejską Sieć Korespondentów Energetycznych (Network of Energy Security Correspondents - zwaną dalej „NESCO”) tworzą wyznaczeni przez państwa członkowskie korespondenci. Polskę reprezentują przedstawiciele Ministra Gospodarki. Głównym celem NESCO jest stałe monitorowanie sytuacji dostaw nośników energii do UE oraz stworzenie mechanizmu wczesnego ostrzegania o zagrożeniach. Korespondenci komunikują się poprzez specjalnie utworzony w tym celu portal internetowy, informując się nawzajem o sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa dostaw. NESCO nie jest narzędziem zapobiegającym kryzysowi, ale pozwalającym ostrzegać się z odpowiednim wyprzedzeniem. W okresie objętym Sprawozdaniem trwały prace nad kształtem NESCO.

4.5.4. Wykorzystanie funduszy UE

W dniu 29 listopada 2006 r. Rada Ministrów przyjęła projekt „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2007-2013”, w ramach którego przewidywane jest wsparcie rozbudowy przesyłowej i dystrybucyjnej sieci gazowej oraz podziemnych magazynów gazu. Projekty te będą realizowane w ramach Priorytetu „Bezpieczeństwo Energetyczne, w tym dywersyfikacja źródeł energii”, który został przygotowany przez Ministerstwo Gospodarki. W styczniu 2007 r. Rada Ministrów przyjęła indykatywny wykaz dużych projektów stanowiący załącznik do „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na łata 2007-2013”, opracowany w podziale na listę projektów podstawowych oraz listę projektów rezerwowych. Komisja Europejska w dniu 7 grudnia 2007 r. zatwierdziła „Program Operacyjny Infrastruktura i Środowisko na lata 2007-2013”. Na realizację tego programu na lata 2007-2013 przewidziano łącznie ok. 35 mld euro, z czego na priorytet „Bezpieczeństwo energetyczne, w tym w tym dywersyfikacja źródeł energii” ok. 1 mld euro.

Po przeprowadzonej weryfikacji pod kątem wykonalności i kwalifikacji do współfinansowania, zmodyfikowane listy projektów zostały opublikowane w Monitorze Polskim (M. P. Nr 30, poz. 269) w dniu 6 marca 2008 r. Wśród projektów przyjętych do realizacji w ramach „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2007-2013” m.in. znajdują się:

* Budowa KPMG Kosakowo o pojemności czynnej 100 mln m³.

* Rozbudowa KPMG Mogilno o pojemność czynną 100 mln m³ (dwie kawerny).

* Rozbudowa PMG Strachocina do pojemności czynnej 330 mln m³.

* Rozbudowa PMG Wierzchowice do pojemności 1,2 mld m³.

Ponadto, trwają prace nad uruchomieniem działania dotyczącego „Budowy systemów dystrybucji gazu ziemnego na terenach niezgazyfikowanych i modernizacji istniejących sieci dystrybucji”. W ramach tego działania przewidywany jest tryb konkursowy wyboru projektów.

Do dnia 31 września 2008 r. podpisanych zostało 17 pre-umów w ramach „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2007-2013”, w tym 11 projektów OGP GAZ-SYSTEM S.A. (projekty budowy gazociągów przesyłowych), 4 projekty PGNiG S.A. (budowa i rozbudowa PMG) oraz 1 projekt PERN „Przyjaźń” S.A. (budowa rurociągu naftowego Brody-Płock). Ponadto w dniu 29 grudnia 2008 r. podpisano aneksy do pre-umów PGNiG S.A.

5. Zapasy handlowe i obowiązkowe gazu ziemnego

5.1. Pojemność czynna instalacji magazynowych i poziom zapasów gazu ziemnego

Właścicielem wszystkich podziemnych magazynów gazu ziemnego znajdujących się na terenie Polski jest PGNiG S.A. W dniu 13 lipca 2007 r. PGNiG S.A. wystąpiło z wnioskiem do Prezesa URE o zwolnienie z obowiązku świadczenia usług magazynowania paliw gazowych do dnia 31 grudnia 2012 r. na podstawie art. 4h ust. 2 ustawy - Prawo energetyczne. Zgodnie z art. 4h ust. 1 ustawy - Prawo energetyczne przedsiębiorstwo energetyczne, które odmówiło świadczenia usługi magazynowania gazu ziemnego, z powodów określonych w tym przepisie, powinno niezwłocznie wystąpić z wnioskiem do Prezesa URE o czasowe zwolnienie z obowiązku świadczenia usług magazynowania paliw gazowych w instalacjach magazynowych lub ograniczenie tych obowiązków, podając uzasadnienie odmowy. Prezes URE w dniu 22 lutego 2008 r. zwrócił się do Komisji Europejskiej w sprawie wniosku PGNiG S.A. dotyczącego zwolnienia ze świadczenia usług magazynowania paliw gazowych. W okresie objętym Sprawozdaniem postępowanie przed Prezesem URE w sprawie ww. zwolnienia nie zostało zakończone, gdyż Komisja Europejska nie przedstawiła stanowiska w przedmiotowej sprawie.

Pojemność czynna podziemnych magazynów gazu ziemnego w 2008 r. wynosząca ok. 1,66 mld m³ odpowiada, w zależności od pory roku, ok. 30-50 dniom krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny i stanowi 11,57 % rocznego jego zużycia w Polsce. Pojemność ta służy zaspokajaniu krótkotrwałych, dużych nierównomierności w poborze gazu ziemnego, pozwala na zapewnienie możliwości utrzymania jego dostaw podczas awarii i krótkotrwałych przerw w dostawach gazu ziemnego z importu (KPMG Mogilno) oraz w szczególności pokrywaniu długotrwałych, zwiększonych zapotrzebowań w okresach jesienno-zimowych (PMG Wierzchowice i PMG Husów).

Zapasy obowiązkowe gazu ziemnego ustalone zostały na okres od dnia 1 października 2008 r. do dnia 30 września 2009 r. w wysokości 296,8 mln m³. Łączny poziom zapasów, zarówno handlowych jak i obowiązkowych, w poszczególnych podziemnych magazynach (stan na dzień 31 grudnia 2008 r.) przedstawia tabela nr 7.

Tabela nr 7. Poziom zapasów handlowych i obowiązkowych w podziemnych magazynach gazu ziemnego (stan na dzień 31 grudnia 2008 r.)

Źródło: dane z OGP GAZ-SYSTEM S.A. pismo z dnia 9 stycznia 2009 r.

Na wskutek stosunkowo wysokich temperatur otoczenia w grudniu 2008 r. pobór z magazynów wyniósł ok. 136 mln m³. Jednocześnie z powodu informacji prasowych dotyczących możliwości zakłóceń w dostawach gazu z Ukrainy od początku stycznia 2009 r., pod koniec grudnia 2008 r. uruchomiono zatłaczanie gazu do KPMG Mogilno. Łącznie do magazynu zatłoczono blisko 7 mln m³ gazu.

Obecnie stosunek pojemności czynnej podziemnych magazynów gazu ziemnego w Polsce do rocznego jego zużycia wynosi około 13,5 %, co zapewnia pokrycie średniego zużycia gazu ziemnego przez okres 49 dni. Zapasy obowiązkowe gazu ziemnego pokrywają 11 dni dziennego średniego jego przywozu.

W okresie objętym Sprawozdaniem na potrzeby techniczne bilansowania systemu przesyłowego - OGP GAZ-SYSTEM S.A. wykorzystywał magazyn w Mogilnie. Pojemność magazynu gazu ziemnego udostępniona na potrzeby operatora systemu przesyłowego wyniosła 50 mln m³.

Obecnie funkcjonujące magazyny gazu ziemnego przystosowane są do przechowywania jedynie gazu wysokometanowego.

Oprócz magazynów PGNiG S.A.. również G.EN. Trading Sp. z o.o. posiada magazyn gazu ziemnego w formie instalacji magazynującej skroplony gaz ziemny w miejscowości Janowice (woj. dolnośląskie).

5.2. Inwestycje w podziemne magazyny gazu ziemnego

W 2008 r. PGNiG S.A. realizowało inwestycje w zakresie podziemnych magazynów gazu ziemnego o łącznej wartości ok. 94 mln PLN.

Wykaz inwestycji realizowanych przez PGNiG S.A., mających na celu zwiększenie pojemności magazynowych do 2012 r. przedstawia tabela nr 8.

Tabela nr 8. Inwestycje PGNiG S.A. w podziemne magazyny gazu ziemnego do 2012 r.

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych PGNIG S.A.

Do 2012 r. planowane jest zwiększenie pojemności magazynowych z obecnych 1,66 mld m³ do 2,84 mld m³. W dalszej perspektywie docelowa pojemność czynna podziemnych magazynów gazu ziemnego PMG Wierzchowice może zostać rozbudowana do 3,5 mld m³. W planach inwestycyjnych znajduje się również zwiększenie pojemności czynnej magazynów gazu ziemnego KPMG Mogilno do 0,8 mld m³ w 2018 r. oraz zakończenie budowy KPMG Kosakowo o pojemności 0,250 mld m³ w 2020 r.

Rozbudowa podziemnych magazynów gazu ziemnego w Wierzchowicach, Mogilnie, Strachocinie i budowa magazynu w Kosakowie jest przewidziana do współfinansowania ze środków pochodzących z UE w ramach „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko”.

Dwa nowe magazyny gazu ziemnego w Bonikowie (woj. wielkopolskie) i Daszewie (woj. zachodniopomorskie) będą przeznaczone do magazynowania gazu ziemnego zaazotowanego. Będą to magazyny o znaczeniu lokalnym, umożliwiające regulowanie zapotrzebowania na gaz dla grupy odbiorców będących w zasięgu oddziaływania magazynu oraz pozwolą na racjonalne gospodarowanie zasobami lokalnych złóż gazu zaazotowanego.

Równolegle prowadzone są również działania mające na celu pozyskanie nowych lokalizacji magazynowych. W PGNiG S.A. przeprowadzono szereg studiów i analiz dla celów najkorzystniejszych lokalizacji PMG w Polsce z uwzględnieniem wyeksploatowanych złóż gazu ziemnego, struktur zawodnionych, jak również wykorzystania złóż soli i wysadów solnych w powiązaniu z potrzebami rozbudowy systemu przesyłowego gazu.

W fazie analiz koncepcyjnych i prac przygotowawczych znajdują się następujące projekty: PMG Wierzchowice II etap i PMG Tarnów - wykorzystujące naturalne struktury geologiczne, KPMG Goleniów - magazyn zlokalizowany na terenie wysadu solnego. W chwili obecnej trwają prace mające na celu przygotowanie materiałów pozwalających na podjęcie ewentualnych decyzji inwestycyjnych i uzyskania koncesji na magazynowanie. Oprócz inwestycji PGNiG S.A., spółka DPV SERWICE Sp. z o.o., w której 100 % udziałów posiada spółka EMFESZ NG Polska Sp. z o.o., rozpoczęła prace przy budowie podziemnego magazynu gazu ziemnego w wyeksploatowanym złożu gazu ziemnego w Antoninie w okolicach Ostrowa Wielkopolskiego. Od 2007 r. prowadzone są prace badawcze, a w 2008 r. planowane są prace wiertnicze na złożu i rozpoczęcie inwestycji związanej z budową przyłącza do systemu przesyłowego. Spółka DPV SERVICE Sp. z o.o. wystąpiła z wnioskiem o dofinansowanie projektu PMG Antonin z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach „Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko”, osi priorytetowej „Bezpieczeństwo Energetyczne”. PMG Antonin będzie magazynem komercyjnym, świadczącym usługi dla EMFESZ NG Polska Sp. z o.o. oraz dla wszystkich innych uczestników rynku zgodnie z zasadą TPA. Rozpoczęcie funkcjonowania PMG Antonin, którego pojemność będzie wynosić ok. 140-180 mln m³, planowane jest na 2010 r. Koszty całości inwestycji mają wynieść ok. 200 mln PLN.

Planowane zwiększenie pojemności czynnej podziemnych magazynów gazu ziemnego do 2,84 mld m³ do 2012 r. przyczyni się do zapewnienia możliwości utrzymywania odpowiednich poziomów zapasów obowiązkowych gazu ziemnego, zgodnie z przyjętym w ustawie o zapasach harmonogramie (art. 74 ust. 2) oraz zapasów handlowych przedsiębiorstw energetycznych.

6. Stan infrastruktury technicznej sektora gazowego

6.1. Charakterystyka systemu przesyłowego

W Polsce istnieją dwa oddzielne systemy przesyłowe gazu ziemnego:

l system przesyłowy gazu ziemnego wysokometanowego, będący w ciągłej rozbudowie;

l system przesyłowy gazu ziemnego zaazotowanego, znacząco mniejszy od systemu przesyłowego gazu ziemnego wysokomenanowego, który podlega stopniowemu zastępowaniu przez gaz ziemny wysokometanowy.

System przesyłowy gazu ziemnego wysokometanowego umożliwia odbiór gazu ziemnego importowanego i gazu ze złóż zlokalizowanych na południu Polski, jak również gazu ziemnego wysokometanowego uzyskanego w procesie odazotowania z gazu ziemnego zaazotowanego ze złóż zlokalizowanych na zachodzie Polski. System przesyłowy gazu ziemnego zaazotowanego obejmuje swym zasięgiem teren zachodniej części Polski i zasilany jest ze złóż zlokalizowanych na Niżu Polskim.

Gaz ziemny rozprowadzany jest w Polsce siecią przesyłową o długości ok. 9 675,1 km¹⁶ zarządzaną przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. 6 768,2 km sieci jest własnością OGP GAZ-SYSTEM S.A., a pozostałe 2 906,9 km zarządzane jest przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. na podstawie umowy leasingu operacyjnego zawartej z PGNiG S.A. w dniu 6 lipca 2005 r.

Rząd RP dąży do jak najszybszego zakończenia umowy leasingu operacyjnego zawartego pomiędzy PGNiG S.A. i OGP GAZ-SYSTEM S.A. Zgodnie z Uchwałą nr 25 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A. z dnia 27 lipca 2007 r., zdecydowano o przekazaniu Skarbowi Państwa dywidendy niepieniężnej za 2006 r. o wartości ok. 850 mln PLN, która następnie przekazana została do OGP GAZ-SYSTEM S.A. w formie sieci gazowych oraz przyłączanych do nich urządzeń i instalacji wchodzących w skład systemu przesyłowego będących przedmiotem leasingu. W identyczny sposób w 2006 r. została przekazana do OGP GAZ-SYSTEM S.A. dywidenda niepieniężna za 2005 r. w wysokości ok. 681 mln PLN, a w październiku 2008 r. została przekazana dywidenda niepieniężna za 2007 r. w wysokości ok. 1106 mln PLN.

W dniu 2 lipca 2007 r. podpisane zostały pomiędzy OGP GAZ-SYSTEM S.A., PGNiG S.A. i operatorami systemów dystrybucyjnych porozumienia dotyczące przekazania do operatorów sieci gazowych oraz przyłączanych do nich urządzeń i instalacji wchodzących w skład systemu przesyłowego o charakterze dystrybucyjnym, niemających istotnego znaczenia dla funkcjonowania ogólnokrajowego systemu przesyłowego jako całości.

Informacje dotyczące majątku zarządzanego przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. (stan na dzień 31 grudnia 2008 r.) przedstawia tabela nr 9.

Tabela nr 9. System przesyłowy zarządzany przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. (stan na dzień 31 grudnia 2008 r.)

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych przedstawionych w piśmie OGP GAZ-SYSTEM S.A. z dnia 31 marca 2009 r.

Infrastruktura systemu przesyłowego (stan na dzień 31 grudnia 2008 r.) według struktury wiekowej istniejących gazociągów przedstawia tabela nr 10 i wykres nr 3.

Tabela nr 10. Gazociągi przesyłowe zarządzane przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. według struktury wiekowej stan na dzień 31 grudnia 2009 r.

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych przedstawionych w piśmie OGP GAZ-SYSTEM S.A. z dnia 31 marca 2009 r.

Wykres nr 2. Gazociągi przesyłowe zarządzane przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. według struktury wiekowej stan na dzień 31 grudnia 2008 r. [w %]

W systemie przesyłowym gazu ziemnego wysokometanowego (grupa E) występują tzw. wąskie gardła, czyli obszary o ograniczonej przepustowości. Należą do nich następujące rejony:

- obszar północno-zachodniej Polski

l rejon oddziaływania gazociągu Odolanów-Kotowo-Police,

l rejon oddziaływania gazociągu Piła-Koszalin-Słupsk,

- rejon Częstochowy oraz obszar na południowy wschód od Piotrkowa Trybunalskiego

l gazociąg Piotrków-Lubienia,

- obszar wschodniej części Polski

l rejon oddziaływania gazociągu Rembelszczyzna-Białystok,

- obszar północnej Polski (województwo pomorskie i kujawsko-pomorskie)

l gazociąg Tuchola-Chojnice-Człuchów.

W 2007 r. w systemie gazu ziemnego wysokometanowego oddano do użytku następujące gazociągi przedstawione w tabeli nr 11.

Tabela nr 11. Gazociągi w systemie gazu ziemnego wysokometanowego oddane do użytku w 2007 r.

Źródło: Pismo OGP GAZ-SYSTEM S.A. z dnia 9 maja 2008 r.

W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego systemem przesyłowym, OGP GAZ-SYSTEM S.A. realizował w 2007 r. prace inwestycyjne, w tym modernizacyjne i remontowe na łączną kwotę 201,9 mln PLN, a w 2008 r. na kwotę 233,5 mln PLN. Prace modernizacyjne realizowane przez OGP GAZ-SYSTEM na części majątku będącego przedmiotem umowy leasingowej prowadzone były ze środków PGNiG S.A., natomiast modernizacje i remonty prowadzone na majątku własnym oraz nakłady na informatykę finansowane były ze środków własnych OGP GAZ-SYSTEM S.A.

6.2. Planowane lub będące w budowie nowe zdolności przesyłowe gazu ziemnego

Z uwagi na skalę ograniczeń przepustowości systemu przesyłowego na obszarze północno-zachodniej Polski w 2007 i w 2008 r. podjęte zostały przez OGP GAZ-SYSTEM S.A. następujące działania organizacyjno-techniczne i inwestycyjne:

l zwiększenie kontraktowych mocy odbioru gazu z Systemu Gazociągów Tranzytowych w węźle Lwówek do wielkości 270 - 280 tys. m³/h, przy jednoczesnym zachowaniu warunków przesyłu gazu do Mallnow;

Rozwiązanie to pozwala na reagowanie w sytuacjach występowania ekstremalnie niskich temperatur, gdy konieczne może być znaczne przekroczenie umownych wielkości odbioru gazu ziemnego nawet przy istotnym ograniczeniu jego dostaw do Zakładów Chemicznych Police. Realizacja tego zadania, poprzez zmniejszenie mocy odbioru gazu ziemnego w węźle Włocławek, daje możliwość wprowadzania do sieci w sytuacjach krytycznych dodatkowych ilości (ok. 4-5 mln m³/dobę) gazu z KPMG Mogilno, tym samym poprawiając warunki prowadzenia ruchu w systemie przesyłowym.

l budowę tłoczni gazu w rejonie Goleniowa;

Zrealizowanie tej inwestycji pozwoli na przesyłanie zwiększonego strumienia gazu odbieranego w węźle Lwówek na odcinku Kotowo-Goleniów, przy jednoczesnym zapewnieniu możliwości utrzymania umownych ciśnień dostawy gazu ziemnego w określonych punktach systemu.

l budowę gazociągu Szczecin - Gdańsk;

Realizacja tej inwestycji pozwoli na poprawę warunków przesyłu gazu ziemnego do rejonu Pasa Nadmorskiego (obejmującego rejon Koszalin-Słupsk-Ustka) i rejonu Koszalin-Szczecinek-Piła. W 2007 r. zakończono realizację gazociągu Nowogard-Płoty stanowiącego I odcinek przedmiotowego gazociągu.

Ponadto, pełne udrożnienie przepustowości systemu przesyłowego w pozostałych obszarach występowania ograniczeń przepustowości wymagać będzie m.in.:

l zakończenia budowy gazociągu DN 500 Gustorzyn-Gdańsk-Wiczlino,

l zakończenia budowy gazociągu DN 500 Lubliniec-Częstochowa,

l zakończenia budowy gazociągu DN 400 Mory-Piotrków,

l modernizacji tłoczni Jarosław,

l budowy gazociągów związanych z odbiorem gazu importowanego w północno-zachodniej Polsce DN 1000/700 Świnoujście-Szczecin-Lwówek, DN 700 Płoty-Wilczno-Gustorzyn-Gdańsk-Wilczno,

l budowy gazociągów związanych z odbiorem gazu importowanego z Niemiec na istniejącym kierunku porzez węzeł Lasów DN 500 Jeleniów-Dziwiszów i DN 500 Taczalin-Radakowice-Gałów.

7. Oddziaływanie sektora gazowego na środowisko

Głównym zadaniem stawianym przed sektorem gazowym jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego, przy zachowaniu wymagań dotyczących ochrony środowiska. Zgodnie z założeniami „Polityki energetycznej Polski do 2025 roku” oraz zgodnie z ustawą - Prawo energetyczne, zwiększone zużycie gazu ziemnego, jako alternatywa dla węgla, było kluczowym składnikiem polskiego planu spełnienia rygorystycznych regulacji UE w kwestii energii i ochrony środowiska. W powyższych dokumentach wyraźnie podkreślono potrzebę wzrostu udziału gazu ziemnego w nośnikach energii w Polsce, dając jednoznaczny sygnał popierający technologie proekologiczne, w tym gazowe, pozwalające na zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do atmosfery.

Gaz ziemny jest wykorzystywany zarówno w gospodarstwach domowych, małych przedsiębiorstwach, jak i dużych zakładach przemysłowych. W przemyśle, zwłaszcza chemicznym, wykorzystywany jest jako surowiec do otrzymywania wodoru, stosowanego np. w procesach oczyszczania i uszlachetniania ropy naftowej oraz jest kluczowym półproduktem w różnych syntezach organicznych, w przemyśle azotowym stosuje się go do produkcji amoniaku, a następnie nawozów azotowych. Ponadto, gaz ziemny jest idealnym paliwem do skojarzonej produkcji energii i ciepła - kogeneracji, co wynika z parametrów gazu ziemnego, tj. stałej jakości i wysokiej wartości opałowej.

W okresie objętym Sprawozdaniem Polska uczestniczyła w międzynarodowym programie „Methane to Markets Partnership”. Wiodącą rolę w tym programie pełni Amerykańska Agencja ds. Ochrony Środowiska (Environmental Protection Agency - EPA), a silnego wsparcia finansowego udziela Rząd Stanów Zjednoczonych oraz sektor prywatny. Program ten ma na celu zmniejszenie emisji metanu z czterech sektorów gospodarki światowej: górnictwa węglowego, rolnictwa, składowania odpadów oraz przemysłu naftowego i gazowniczego, połączone z rynkowym wykorzystaniem gazu, który obecnie emitowany jest do atmosfery. Metan jest gazem cieplarnianym ponad dwudziestokrotnie bardziej efektywnym w zatrzymywaniu ciepła niż dwutlenek węgla, ograniczenie jego antropogenicznych emisji jest więc w pełni uzasadnione. Uczestnictwo Polski w „Methane to Markets Partnership” ma prowadzić do ułatwienia w dostępie do technologii sprawdzonych już na świecie, uczestnictwa w badaniach, wymiany doświadczeń i wprowadzania nowoczesnych rozwiązań do Polski.

8. Sytuacja ekonomiczna przedsiębiorstw energetycznych, w tym konkurencyjność cenowa gazu ziemnego

8.1. Grupa Kapitałowa PGNiG S.A.

Wstępne dane finansowe GK PGNiG S.A. za 2008 r. w porównaniu do danych z lat 2005-2007 przedstawiono w tabeli nr 12.

Tabela nr 12. Dane finansowe GK PGNiG S.A. za 2008 r. w porównaniu do lat 2005-2007 [w mln PLN]

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych PGNiG SA.

* dane za 2008 r. są danymi wstępnymi

Skonsolidowany wynik finansowy netto GK PGNiG S.A. w 2007 r. w porównaniu do roku ubiegłego spadł o 31%, głównie w wyniku straty w wysokości 1,3 mld PLN na wyniku operacyjnym w segmencie dystrybucji, spowodowanej koniecznością korekty wartości majątku trwałego w operatorach systemów dystrybucyjnych i rozdzieleniem działalności dystrybucyjnej od obrotu. Przyczynami dokonania aktualizacji wartości majątku w spółkach dystrybucyjnych były m.in. wyższy niż planowano w latach poprzednich wzrost kosztów działalności dystrybucyjnej oraz wyższy poziom nakładów inwestycyjnych na odtworzenie majątku dystrybucyjnego.

Istotny wpływ na wyniki finansowe GK PGNiG S.A. w 2008 r. miał poziom notowań ropy naftowej i produktów ropopochodnych na tynkach międzynarodowych. W okresie od stycznia do lipca 2008 r. utrzymywał sic wzrostowy trend notowań ropy naftowej na światowych rynkach. W czerwcu i lipcu notowania tego surowca osiągnęły rekordowe wyniki. Na wyniki finansowe GK istotny wpływ miała także sytuacja na rynkach walutowych. W sierpniu i wrześniu 2008 r. nastąpił wzrost kursu dolara wobec złotego. Umocnienie się kursu dolara negatywnie wpłynęło na koszty zakupu gazu z importu. W związku z powyższym GK PGNiG S.A w 2008 r. miała 928.58 mln PLN zysku wobec 916 mln PLN zysku w roku poprzednim, a w IV kwartale 2008 r. odnotowała stratę netto w wysokości 310 mln PLN wobec 500 mln PLN straty w IV kwartale 2007 r.

Wstępne dane finansowe PGNiG S.A. za 2008 r. w porównaniu do danych z lat 2005-2007 przedstawiono w tabeli nr 13.

Tabela nr 13. Dane finansowe PGNiG S.A. za 2008 r. w porównaniu do lat 2005-2007 [w mln PLN]

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych PGNiG S.A.

* dane za 2008 r. są danymi wstępnymi

Wzrost cen sprzedaży gazu w 2007 r. o 9,9% w wyniku zatwierdzenia przez Prezesa URE zmiany taryfy na paliwa gazowe z dniem 1 stycznia 2007 r. wpłynął na zwiększenie przychodów ze sprzedaży paliw gazowych. Na wzrost wyniku ze sprzedaży gazu wysokometanowego w 2007 r. wpłynął również spadek wolumenu zakupu gazu z importu o 7%, który osiągnięto dzięki zwiększeniu w IV kwartale 2007 r. poboru gazu z podziemnych magazynów, do których zatłaczany jest również tańszy gaz z wydobycia krajowego. Na poprawę wyniku sprzedaży gazu wysokometanowego wpłynęła również integracja obrotu w PGNiG S.A., co wiązało się z przejęciem odbiorców od spółek gazownictwa.

Zrealizowany przez PGNiG S.A. w 2007 r. zysk brutto wzrósł o ok. 1150 mln PLN, co stanowi wzrost o 91% w porównaniu do roku poprzedniego. Na jego wysokość miał wpływ wynik na działalności finansowej, który wzrósł o 235,5 mln PLN i był głównie spowodowany wpływami z tytułu dywidend i udziałów w zyskach od spółek powiązanych oraz wzrostem odsetek od udzielonych pożyczek i krótkoterminowych lokat bankowych.

W 2008 r. PGNiG S.A. odnotowała zysk netto w wysokości ok. 620 mln PLN wobec 2 154,9 mln PLN zysku w roku poprzednim, co spowodowane było stratą w IV kwartale 2008 r. w wysokości ok. 492.6 mln PLN. Największy wpływ na uzyskane przez spółkę wyniki w III i IV kw. 2008 r. miały koszty zakupu gazu z importu. Cena. za jaką PGNiG S.A. kupowało gaz w III i IV kw. 2008 r., opierała się na cenach produktów ropopochodnych z IV kw. 2007 r. oraz I i II kw. 2008 r. Dziewięciomiesięczna średnia miesięczna notowań ropy dla III kw. 2008 r. wzrosła w porównaniu ze średnią dla II kw. 2008 r. o ok. 19 %, a w porównaniu do ceny. za jaką kupowano gaz w III kw. 2007 r., wzrost wynosił aż 65%. co skutkowało prawie 60 %wzrostem kosztu zakupu gazu z importu w stosunku do analogicznego okresu w roku ubiegłym.

Wstępne dane finansowe PGNiG S. A. za I-IV kw. 2008 r. w porównaniu do IV kw. 2007 r. przedstawia tabela nr 14.

Tabela nr 14. Wstępne dane finansowe PGNiG S.A. za I-IV kw. 2008 r. w porównaniu do IV kw. 2007 r. [w mln PLN]

Źródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych PGNiG S.A.

Wpływ na uzyskane wyniki miał również spadek krajowego wydobycia gazu ziemnego, związany m.in. z dłuższym przestojem remontowym kopalni Dębno oraz awarią u jednego z kontrahentów, która spowodowała ograniczenia produkcji.

PGNiG S.A. systematycznie zwiększa zakres prowadzonej działalności poza obszarem handlu gazem. Po trzech kwartałach 2008 r. przychody z usług poszukiwawczych wzrosły o 40 % w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego, a przychody z usług geofizyczno-geologicznych były o 25% wyższe.

Spółka konsekwentnie realizuje inwestycje strategiczne. W III kw. 2008 r. rozpoczęto realizację projektu budowy kopalni Lubiatów-Międzychód-Grotów. Inwestycja ta wpisuje się w strategię zwiększenia wartości tynkowej PGNiG S.A., będąc również elementem wzmacniającym bezpieczeństwo energetyczne kraju.

8.2. OGP GAZ-SYSTEM S.A.

Wynik finansowy poprawił również OGP GAZ-SYSTEM S.A. Rok obrotowy w OGP GAZ-SYSTEM S.A. obejmuje okres od dnia 1 maja pierwszego roku do dnia 30 kwietnia kolejnego roku. Z tego powodu, w celu zamieszczenia w niniejszym Sprawozdaniu aktualnych danych finansowych OGP GAZ-SYSTEM S.A., w tabeli nr 15 przedstawiono, w porównaniu do danych za dwa poprzednie okresy, dane za rok obrotowy kończący się w dniu 30 kwietnia 2008 r.

Tabela nr 15. Dane finansowe OGP GAZ-SYSTEM S.A. za okres od dnia 1 maja 2005 r. do dnia 30 kwietnia 2008 r.

Źródło. Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki na podstawie danych OGP GAZ-SYSTEM S.A.

W związku z poborem przez Skarb Państwa dywidendy niepieniężnej za 2007 r. od PGNiG S.A., a następnie wniesieniem jej aportem do GAZ-SYSTEM S.A., w październiku 2008 r. dokonano wyłączeń składników majątkowych z Umowy Leasingu Operacyjnego o łącznej wartości ok. 1106 mln PLN.

8.3. Inne podmioty działające na polskim rynku

Poza spółkami z GK PGNiG S.A. oraz pozostającym własnością Skarbu Państwa OGP GAZ-SYSTEM S.A. na rynku gazu ziemnego funkcjonują również inne podmioty, które prowadzą przede wszystkim działalność w sektorze dystrybucji gazu ziemnego. Nie wszystkie spółki publikują swoje sprawozdania finansowe, wobec tego nie jest możliwe dokonanie czytelnego porównania ich wyników finansowych.

8.4. Kształtowanie cen na rynku gazu ziemnego i konkurencyjność cenowa gazu ziemnego

Rynek gazu ziemnego w Polsce jest rynkiem regulowanym, w którym ceny gazu ziemnego kształtowane są poprzez decyzje Prezesa URE w procesie zatwierdzania taryf na mocy ustawy - Prawo energetyczne.

Rozporządzenie taryfowe z dnia 6 lutego 2008 r. wprowadziło następujące elementy:

l stawka sieciowa;

l zwrot z kapitału dla przedsiębiorstw energetycznych;

l marża dla przedsiębiorstw obrotu.

Prezes URE w taryfach zatwierdza zarówno cenę paliwa, jak i stawki opłat stałych i zmiennych za przesyłanie i dystrybucję, opłaty abonamentowe, opłaty za przyłączenie do sieci oraz kary za nielegalny pobór paliw gazowych.

Cena hurtowa gazu ziemnego wysokometanowego ustalana jest na podstawie średnioważonych kosztów jego pozyskania ze źródeł krajowych i z importu oraz kosztów własnych obrotu. W głównej mierze - z uwagi na fakt, iż znaczna część gazu ziemnego pochodzi z importu - o jej wysokości decyduje koszt nabycia tego gazu za granicą, wyznaczany przez ceny importowe oraz kursy walutowe.

Ceny importowe gazu ziemnego ustalane są kwartalnie, w wysokości wynikającej z formuł kontraktowych zależnych od cen olejów lekkich i ciężkich, jakie notowane są na giełdzie w Rotterdamie w okresie dziewięciu miesięcy poprzedzających dany kwartał. Ich dynamika pozostaje więc w ścisłym związku z długookresowym trendem zmian cen ropy naftowej.

Ceny gazów zaazotowanych (GZ-41,5 i GZ-35) - pochodzących wyłącznie ze źródeł krajowych - ustalane są na takim poziomie, żeby ceny 1 GJ ciepła wytworzonego z tych gazów były zbliżone do ceny 1 GJ ciepła wytworzonego z gazu wysokometanowego. Taki sposób ich ustalania zapewnia powiązanie cen paliw gazowych z ich jakością (wyrażoną ciepłem spalania), powodując jednocześnie, że obrót gazami zaazotowanymi jest wysoce opłacalny. Pozwala to na stabilizację cen paliw gazowych w ustalonym okresie, mimo wzrostu kosztów zakupu gazu wysokometanowego z importu w stosunku do kosztów przyjętych we wniosku o zatwierdzenie taryfy.

W okresie do końca kwietnia 2008 r., dla największych podmiotów rynku, tj. PGNiG S.A., OGP GAZ-SYSTEM S.A. oraz sześciu spółek gazownictwa (od dnia 1 lipca 2007 r. operatorzy systemów dystrybucyjnych), obowiązywały taryfy zatwierdzone przed dniem 1 kwietnia 2007 r. W dniu 10 kwietnia 2008 r. Prezes URE zakończył postępowania administracyjne o zatwierdzenie nowych taryf dla PGNiG S.A., OGP GAZ-SYSTEM S.A. oraz sześciu operatorów systemu dystrybucyjnego.

W stosunku do cen i stawek opłat poprzednio obowiązujących, konsekwencją wejścia w życie nowych taryf¹⁷ jest wzrost ceny paliw gazowych (jako towaru) oraz stawki opłat za dostawę tych paliw, które pokrywają koszty ich transportu sieciami operatorów oraz koszty magazynowania. Jednocześnie obniżone zostały stawki opłat za dostawę paliw gazowych do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej.

W skali całego kraju - uwzględniając zarówno dostawy do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, jak i dystrybucyjnej - wzrost średniej ceny dostawy gazu wynosi 14,45 %, w tym dla gazu wysokometanowego - 14,3 %, gazu zaazotowanego GZ-41,5 - 16,1 % oraz dla gazu zaazotowanego GZ-35 - 15,1 %.

Stawki opłat sieciowych dla odbiorców zaopatrywanych z sieci przesyłowej uległy zmniejszeniu dla gazu wysokometanowego o 11,3%, dla gazu zaazotowanego GZ-41,5 o 21,9 %, zaś dla gazu zaazotowanego GZ-35 o 13,6 %. Głównym powodem jest spadek stawek opłat przesyłowych, które w stosunku do stawek poprzednio obowiązujących zmalały średnio o 8,6 % .

W dniu 17 października 2008 r. Prezes URE zatwierdził korektę taryfy dla paliw gazowych dla PGNiG S.A. W stosunku do cen i stawek opłat poprzednio obowiązujących, konsekwencją wejścia w życie przedmiotowej korekty jest wzrost wyłącznie ceny paliw gazowych (jako towaru). Zmiana taryfy dla PGNiG S.A. z dnia 17 października 2008 r. spowodowała wzrost ceny za paliwo gazowe w wysokości od 10,5 % do 11,13 %.

Poniżej przedstawiono ewolucję cen gazu ziemnego według kategorii standardowych przemysłowych odbiorców końcowych i odbiorców domowych w latach 2001-2008 (ceny brutto za 1 GJ). Kategorie standardowych odbiorców (standard consumers) zostały ustalone do celów statystycznych zgodnie z dyrektywą WE z dnia 29 czerwca 1990 r. Nr 90/377/EWG dotyczące wspólnotowej procedury w celu poprawy przejrzystości cen gazu i energii elektrycznej dla końcowych odbiorców przemysłowych (Dz. Urz. UE L 185 z 17.07.1990, str. 16).

Wykres nr 3. Ewolucja cen gazu ziemnego według kategorii standardowych przemysłowych odbiorców końcowych w latach 2001-1.07.2007 (ceny brutto za 1 GJ)

Wykres nr 4. Ewolucja cen gazu ziemnego według kategorii standardowych przemysłowych odbiorców końcowych w latach 1.07.2007-1.07.2008 (ceny brutto za 1 GJ)

Wykres nr 5. Ewolucja cen gazu ziemnego według kategorii standardowych odbiorców domowych w latach 2001-1.07.2007 (ceny brutto za 1 GJ)

Wykres nr 6. Ewolucja cen gazu ziemnego według kategorii standardowych odbiorców domowych w latach 1.07.2007-1.07.2008 (ceny brutto za 1 GJ)

9. Wnioski wynikające ze sprawowania nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny

Stan wielu czynników istotnych dla poziomu bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego do Polski należy uznać za zadowalający. Kluczowe spółki sektora gazowego zanotowały w okresie objętym Sprawozdaniem poprawę wyników finansowych, co umożliwia im przeznaczenie dodatkowych środków finansowych na inwestycje. Stworzono sprawnie działający system reagowania w sytuacjach kryzysowych na rynku gazu ziemnego, który stanowi gwarancję zapewnienia ciągłości dostaw, w przypadku wstrzymania dostaw dostarczanych na podstawie obowiązujących kontraktów. Sprawnie funkcjonował system przesyłowy, systemy dystrybucyjne i podziemne magazyny gazu ziemnego. Zmiany dokonane w związku z dostosowaniem polskiego rynku gazu ziemnego do wymagań UE zwiększają konkurencyjność na rynku poprzez stworzenie mechanizmów umożliwiających wejście na rynek nowych podmiotów.

Jednocześnie należy zwrócić jednak uwagę, że w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego, konieczne jest podjęcie wielokierunkowych działań, również ze względu na prognozowane zwiększenie zapotrzebowania na gaz ziemny w Polsce.

Aktualna pozostaje kwestia dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego. Należy zauważyć, że w okresie objętym Sprawozdaniem, jak i w okresie poprzedzającym okres objęty Sprawozdaniem, wystąpiło zagrożenie związane ze wstrzymaniem dostaw gazu ziemnego do Polski, ze względu na nieporozumienia pomiędzy Federacją Rosyjską oraz państwami tranzytowymi (w zeszłym okresie sprawozdawczym - Ukraina i Białoruś, w tym okresie sprawozdawczym dwa razy - Ukraina). W związku z powyższym, w celu zmniejszenia zagrożenia wystąpienia zakłóceń w dostawach gazu ziemnego do Polski, konieczna jest realizacja projektów dywersyfikacyjnych - budowy terminalu LNG oraz gazociągów Baltic Pipe i Skanled, które wspierane są przez Rząd RP.

Kluczowe znaczenie dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw ma rozbudowa infrastruktury w sektorze gazu ziemnego. W tym miejscu należy podkreślić konieczność zwiększenia pojemności czynnej podziemnych magazynów gazu ziemnego, które zapewniają ciągłość dostaw w przypadku wystąpienia zakłóceń w dostawach. Dlatego też konieczna jest realizacja planów inwestycyjnych PGNiG S.A. dotyczących zwiększenia pojemności magazynowej, zgodnie z przyjętym harmonogramem prac przedstawionym w niniejszym Sprawozdaniu. Ciągłej rozbudowy wymaga system przesyłowy, szczególnie w regionach, gdzie występują ograniczenia przepustowości.

Ponadto, niezbędne jest też kontynuowanie prac związanych ze zwiększeniem wydobycia krajowego. Posiadane przez Polskę wydobywalne zasoby gazu ziemnego mogą w znaczący sposób przyczynić się do zwiększenia bezpieczeństwa dostaw tego surowca.

Wyzwaniem dla administracji rządowej pozostaje tworzenie regulacji prawnych, w szczególności w zakresie pobudzenia inwestycji infrastrukturalnych oraz dostosowywania istniejących rozwiązań do zmieniającego się rynku gazu ziemnego w Polsce i w Europie.

Jednocześnie należy podkreślić potrzebę zacieśnienia współpracy pomiędzy państwami członkowskimi UE m.in. w ramach Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu, która może umożliwić powstanie na poziomie wspólnotowym skutecznego mechanizmu reagowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa dostaw w poszczególnych państwach członkowskich.

Realizacja zadań przedstawionych powyżej w znaczący sposób zwiększyłaby bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego do Polski. Pozytywnie należy ocenić prowadzone obecnie działania, przedstawione w niniejszym Sprawozdaniu, zmierzające do zapewnienia ciągłości i stabilności dostaw gazu ziemnego. Niemniej jednak, należy podkreślić konieczność realizacji ww. projektów, m.in. budowy terminalu LNG, gazociągów Baltic Pipe i Skanled oraz rozbudowy pojemności magazynowych, zgodnie z przyjętymi harmonogramami prac.

10. Źródła wykorzystane przy opracowaniu Sprawozdania

Akty prawa wspólnotowego

- Dyrektywa Rady 2004/67/WE z dnia 26 kwietnia 2004 r. dotycząca środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego.

- Dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającej dyrektywę 98/30/WE.

Akty prawa krajowego

- Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne.

- 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.

- Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 19 września 2007 r. w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego.

- Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 lutego 2008 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi.

Uchwały Rady Ministrów

- Uchwała nr 3/2006 Rady Ministrów z dnia 3 stycznia 2006 r. w sprawie działań mających na celu dywersyfikację dostaw nośników energii.

- Uchwała nr 77/2006 Rady Ministrów z dnia 31 maja 2006 r. w sprawie działań zwiększających bezpieczeństwo energetyczne Rzeczypospolitej Polskiej.

- Uchwała nr 167/2007 Rady Ministrów z dnia 20 września 2007 r. w sprawie ustanowienia programu wieloletniego na lata 2008-2011 pod nazwą: „Budowa falochronu osłonowego dla portu zewnętrznego w Świnoujściu”.

Programy rządowe

- „Polityka dla przemysłu gazu ziemnego” przygotowana przez Ministra Gospodarki, przyjęta przez Radę Ministrów w dniu 20 marca 2007 r.

- „Polityka energetyczna Polski do 2025 roku” z dnia 1 lipca 2005 r. przyjęta przez Radę Ministrów w dniu 4 stycznia 2005 r.

Umowy międzynarodowe

- „Porozumienie między Rządem Rzeczypospolitej Polskiej a Rządem Federacji Rosyjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu gazu rosyjskiego przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej i dostawach gazu rosyjskiego do Rzeczypospolitej Polskiej” zawarte w dniu 25 sierpnia 1993 r. (z późniejszymi aneksami).

Sprawozdania i raporty

- „Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2007 r.”

- „Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2008 r.”

- PGNiG S.A., „Sprawozdanie Zarządu z działalności spółki PGNiG S.A. za rok 2007”.

- Grupa Kapitałowa PGNiG S.A., „Raport roczny 2007”.

- Grupa Kapitałowa PGNiG S.A., „Raport roczny 2006”.

- Grupa Kapitałowa PGNiG S.A., „Raport okresowy za I kwartał 2008 roku”.

- Grupa Kapitałowa PGNiG S.A., „Raport okresowy za I kwartał 2007 roku”.

- OGP GAZ-SYSTEM S.A., „Raport roczny 2006/2007”.

- OGP GAZ-SYSTEM S.A., „Sprawozdanie finansowe za okres od 01.05.2007 do 30.04.2008 roku”.

- Agencja Rynku Energii S.A., „Aktualizacja długoterminowej prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię oraz wyznaczenie prawdopodobnego poziomu potrzeb energetycznych gospodarki do roku 2030”.

Pisma

- Pisma OGP GAZ-SYSTEM S.A. z dnia 10 marca 2008 r., z dnia 9 maja 2008 r., z dnia 12 lutego 2009 r. i z dnia 16 marca 2009 r.

- Pisma PGNiG S.A. z dnia 4 kwietnia 2008 r., z dnia 12 maja 2008 r., z dnia 14 lipca 2008 r. i z dnia 11 lutego 2009 r.

- Pismo HANDEN Sp. z o.o. z dnia 7 maja 2008 r.

- Pismo KRI S.A. z dnia 12 maja 2008 r.

- Pismo Prezesa URE z dnia 22 maja 2008 r.

Strony internetowe

- Urząd Regulacji Energetyki, www.ure.gov.pl

- Ministerstwo Środowiska, www.mos.gov.pl

- PGNiG S.A., www.pgnig.pl

- G.EN. GAZ ENERGIA S.A., www.gen.com.pl

- HANDEN Sp. z o.o., www.handen.pl

- Media Odra Warta Sp. z o.o., www.mow.pl

- KRI S.A., www.kri.pl

- CP Energia S.A., www.cpenergia.pl

Inne

- Dane statystyczne Ministerstwa Gospodarki w opracowaniu Agencji Rynku Energii S.A.

- Grupa Kapitałowa PGNiG S.A.. „Prezentacja wyników finansowych za I kwartał 2008 roku”.

- Uchwała nr 25 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A. z dnia 27 lipca 2007 r.

- Uchwała nr 25 Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A. z dnia 27 lipca 2006 r.

- Materiały i opracowania własne Departamentu Ropy i Gazu Ministerstwa Gospodarki.

¹ Zadania ministra właściwego do spraw gospodarki wykonuje Minister Gospodarki, zgodnie z § 1 ust. 2 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 16 listopada 2007 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Gospodarki (Dz. U. Nr 216, poz. 1593).

² Ustawa z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz ustawy Prawo ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz. 552).

³ Uchyliło ono rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 15 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. Nr 277, poz. 2750).

⁴ Ustawa o zapasach weszła w życie w dniu 7 kwietnia 2007 r.

⁵ Rozporządzenie z dnia 19 września 2007 r. zastąpiło rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych lub ciekłych oraz dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła (Dz. U. Nr 59, poz. 518, z późn. zm.), które utraciło moc z dniem 20 marca 2007 r.

⁶ Działalność wytwarzania paliw gazowych nie jest aktualnie działalnością koncesjonowaną.

⁷ Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 18 stycznia 2005 r. w sprawie określenia przedsiębiorstw państwowych oraz jednoosobowych spółek Skarbu Państwa o szczególnym znaczeniu dla gospodarki państwa (Dz. U. Nr 15, poz. 123, z późn. zm.).

Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 30 września 2008 r. w sprawie listy spółek o istotnym znaczeniu dla porządku publicznego lub bezpieczeństwa publicznego (Dz. U. Nr 192, poz. 1184).

⁸ Od dnia 23 września 2005 r. akcje spółki PGNiG S.A. są notowane na Warszawskiej Giełdzie Papierów Wartościowych.

⁹ www.gen.com.pl oraz dane ARE S.A.

¹⁰ www.mow.pl oraz dane ARE S.A.

¹¹ www.kri.pl oraz dane ARE S.A.

¹² www.cpenergia.pl

¹³ Grupa Koordynacyjna ds. Gazu została stworzona w celu ułatwienia koordynacji na poziomie unijnym środków stosowanych w czasie znaczących zakłóceń w dostawach.

¹⁴ „Principles on Calculating Tariffs for Access to Gas Transmission Networks - An ERGEG Public Consultation Paper" opublikowane przez ERGEG w dniu 22 listopada 2007 r. ERGEG (The European Regulators' Group for Electricity and Gas) jest organizacją zrzeszającą wszystkich unijnych regulatorów rynku elektroenergetycznego i gazowego, w tym polski URE.

¹⁵ Konwencja z Espoo z dnia 22 lutego 1995 r. „O ocenach oddziaływania na środowisko w kontekście transgranicznym" przewiduje procedurę notyfikacji dla każdego projektu transgranicznego mogącego wywierać wpływ na środowisko naturalne, które kończy się wydaniem EIA.

¹⁶ Stan na dzień 12 grudnia 2008 r. na podstawie danych z OGP GAZ-SYSTEM S.A., pismo z dnia 24 marca 2009 r.

¹⁷ „Taryfa dla paliw gazowych Nr 1/2008 - PGNiG S.A.” z dnia 10 kwietnia 2008 r., która weszła w życie dnia 25 kwietnia 2008 r.