Raport
Zintegrowany 2018
Menu

Otoczenie regulacyjne

Krajowe otoczenie regulacyjne

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

Spółki Grupy PGNiG według stanu na dzień 31 grudnia 2018 r. posiadały niżej wymienione koncesje udzielone przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na podstawie ustawy – Prawo energetyczne:

  • 4 koncesje na obrót paliwami gazowymi (PGNiG, PGNiG OD, PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading, PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading Europe Sales);
  • 2 koncesje na obrót gazem ziemnym z zagranicą (PGNiG, PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading);
  • 4 koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej (PGNiG, PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP, PSG Inwestycje sp. z o.o.);
  • 4 koncesje na obrót energią elektryczną (PGNiG, PGNiG OD, PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP);
  • 2 koncesje na wytwarzanie ciepła (PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP);
  • 1 koncesję na obrót ciepłem (PGNiG TERMIKA EP);
  • 2 koncesje na przesył ciepła (PGNiG TERMIKA, PGNiG TERMIKA EP);
  • 2 koncesje na skraplanie gazu ziemnego i regazyfikacjęRegazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie.Regazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie. skroplonego gazu ziemnego w instalacjach skroplonego gazu ziemnego (PGNiG, PSG);
  • 1 koncesję na magazynowanie paliwa gazowego w instalacjach magazynowych (GSP);
  • 1 koncesję na dystrybucję paliw gazowych (PSG);
  • 1 koncesję na dystrybucję energii elektrycznej (PGNiG TERMIKA EP).

W 2018 r. do ustawy – Prawo energetyczne został wprowadzony szereg zmian, o istotnym znaczeniu dla funkcjonowania rynku gazu ziemnego i energii elektrycznej w Polsce:

  • ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (DzU z 2018 r., poz. 9) wprowadziła nowe zasady ustalania oraz wysokości opłat koncesyjnych oraz doprecyzowała definicję odbiorcy końcowego;
  • ustawa z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych (DzU z 2018 r., poz. 317) wprowadziła preferencyjne rozwiązania w zakresie przyłączeń do sieci elektroenergetycznej oraz zapewniła promocję wykorzystania paliw alternatywnych w drodze rozwiązań taryfowych;
  • ustawa z dnia 1 marca 2018 r. o zmianie ustawy o obrocie instrumentami finansowymi oraz niektórych innych ustaw (DzUz 2018 r., poz. 685) dostosowała przepisy dotyczące obligo do nowej formy funkcjonowania rynku terminowego w Polsce;
  • ustawa z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw (DzU z 2018 r., poz. 1346) wprowadziła Fundusz Niskoemisyjnego Transportu;
  • ustawa z dnia 9 listopada 2018 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (DzU z 2018 r., poz. 2348) wprowadziła instytucję sprzedawcy rezerwowego, uregulowała kwestie związane z wyznaczeniem sprzedawcy z urzędu, a także wprowadziła obowiązek publicznej sprzedaży całej wytworzonej energii elektrycznej.

Poza negatywnym, przewidywanym wzrostem opłat koncesyjnych, powyższe zmiany mają pozytywny charakter dla Grupy PGNiG.

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 (t.j. DzU z 2017 r., poz. 1210 z późn. zm), dalej: ustawa o zapasach, w obszarze rynku gazu ziemnego określa zasady tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego, a także procedury kontroli prawidłowej realizacji obowiązków w niej określonych. Dodatkowo, ustawa określa zasady postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego państwa.

W 2018 r. nie zostały wprowadzone zasadnicze zmiany w ustawie. Jej przepisy zostały jedynie dostosowane do zmian systemowych związanych z uchwaleniem ustawy z dnia 8 marca 2018 r. – Prawo przedsiębiorców (DzU, poz. 646) oraz ustawy z dnia 8 marca 2018 r. Przepisy wprowadzające ustawę – Prawo przedsiębiorców oraz inne ustawy dotyczące działalności gospodarczej (DzU, poz. 650). Wszystkie wprowadzone zmiany mają neutralny charakter dla Grupy PGNiG.

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

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

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

W 2018 r. nie zostały wprowadzone zasadnicze zmiany w ustawie. Jej przepisy zostały jedynie dostosowane do zmian systemowych związanych z uchwaleniem ustawy z dnia 8 marca 2018 r. – Prawo przedsiębiorców (DzU, poz. 646) oraz ustawy z dnia 8 marca 2018 r. Przepisy wprowadzające ustawę – Prawo przedsiębiorców oraz inne ustawy dotyczące działalności gospodarczej (DzU, poz. 650). Zmiany mają neutralny charakter dla Grupy PGNiG.

Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (DzU 2018, poz. 8), dalej: ustawa o rynku mocy, określa organizację rynku mocy oraz zasady świadczenia usługi pozostawania w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu elektroenergetycznego. Jej celem jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych poprzez ustanowienie dedykowanego systemu wsparcia. Dzięki wejściu w życie ustawy o rynku mocy zarówno PGNiG, jak i PGNiG TERMIKA będą uzyskiwać dodatkowe przychody.

W 2018 r. przepisy ustawy o rynku mocy zostały zmienione w związku z uchwaleniem ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (DzU z 2019 r., poz. 42). Zmiany doprecyzowały wzajemne relacje pomiędzy systemami wsparcia.

Ustawa z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (DzU z 2019 r., poz. 42) określa zasady udzielania wsparcia dla energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w jednostkach kogeneracji oraz wydawania gwarancji pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Obecny mechanizm wsparcia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (oparty na tzw. systemie świadectw pochodzenia) wygasł z końcem 2018 r. Od początku 2019 r. będzie nowy mechanizm, który zapewni zarówno stymulowanie budowy nowych jednostek kogeneracji, jak i utrzymanie wytwarzania energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w istniejących jednostkach, które bez wsparcia nie mogłyby funkcjonować z powodu luki finansowej w kosztach operacyjnych. Wsparcie będzie przysługiwało tylko jednostkom, dla których jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla nie przekroczy 450 kg/MWh wytwarzanej energii (elektrycznej i cieplnej łącznie) i będzie udzielane w następujących kategoriach:

  • istniejących i zmodernizowanych jednostkach kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej 1-50 MW) oraz małych jednostkach kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej do 1 MW) – w ramach wniosku o wypłatę premii gwarantowanej;
  • nowych i znacznie zmodernizowanych jednostkach kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej 1-50 MW) – w ramach aukcji;
  • nowych i znacznie zmodernizowanych jednostkach kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 50 MW) – w ramach naboru;
  • istniejących i zmodernizowanych jednostkach kogeneracji (o mocy zainstalowanej elektrycznej powyżej 50 MW) – w ramach wniosku o wypłatę premii gwarantowanej indywidualnej.

Nowa ustawa o promowaniu wysokosprawnej kogeneracji daje szansę na uzyskanie dodatkowego wsparcia przez jednostki kogeneracyjne istniejące i planowane do budowy przez GK PGNiG TERMIKA. W przypadku jednostek istniejących, dla których brak jest możliwości uwzględniania zwrotu z wykorzystywanego majątku wytwórczego, istnieje jednak bardzo poważne ryzyko stwierdzenia braku warunków ekonomicznych dla przyznania wsparcia.

Ustawa z dnia 25 lipca 2014 r. o specjalnym podatku węglowodorowym (t.j. DzU z 2016 r., poz. 979), dalej: ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym (SPW) reguluje zasady opodatkowania specjalnym podatkiem, którego podstawą opodatkowania jest nadwyżka uzyskanych w danym roku podatkowym przychodów z działalności wydobywczej węglowodorów nad poniesionymi w danym roku podatkowym wydatkami kwalifikowanymi.

Obowiązek zapłaty podatku powstanie od przychodów uzyskanych od dnia 1 stycznia 2020 r., przy czym obowiązki ewidencyjne w zakresie SPW oraz deklaracyjne względem właściwego organu podatkowego są wypełniane od 1 stycznia 2016 r.

W pierwszym roku podatkowym od 1 stycznia 2016 r. podatnicy SPW mogą do wydatków kwalifikowanych zaliczyć wydatki poniesione w okresie 4 lat kalendarzowych poprzedzających 1 stycznia 2016 r., a także – w określonym zakresie – wartość środków trwałych związanych z działalnością wydobywczą węglowodorów nabytych lub wytworzonych w okresie wcześniejszym oraz wartości środków trwałych w budowie w wysokości określonej na dzień 1 stycznia 2012 r.

W 2018 r. nie zostały wprowadzone zasadnicze zmiany w ustawie o specjalnym podatku węglowodorowym. Jej przepisy zostały jedynie dostosowane do zmiany definicji instrumentu finansowego związanej z uchwaleniem ustawy z dnia 1 marca 2018 r. o zmianie ustawy o obrocie instrumentami finansowymi oraz niektórych innych ustaw (DzU, poz. 685). Zmiany mają neutralny charakter dla Grupy PGNiG.

W grudniu 2018 r. na stronach Rządowego Centrum Legislacji został opublikowany projekt ustawy o uchyleniu ustawy o SPW oraz zmianie niektórych innych ustaw, którego celem jest uchylenie SPW oraz przyspieszenie poboru podatku od wydobycia niektórych kopalin. Projektowane uchylenie SPW ma pozytywny charakter dla Grupy PGNiG, a przyspieszenie poboru podatku od wydobycia niektórych kopalin wiąże się ze wzrostem obciążeń podatkowych od 2019 r.

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

Od 2016 r. zgodnie ze znowelizowaną ustawą – Prawo geologiczne i górnicze przyznawana jest jedna koncesja na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów oraz wydobywanie węglowodorów ze złóż. Udzielenie tzw. „łącznej” koncesji jest możliwe jedynie w postępowaniu przetargowym prowadzonym z urzędu. Należy wskazać, że w 2017 r. Minister Środowiska ogłosił 8 z 10 obszarów do postępowania przetargowego o udzielenie koncesji łącznej. Natomiast w 2018 r. ogłoszono 16 obszarów przetargowych w dwóch rundach przetargowych.

W czerwcu 2018 r. przyjęto nowelizację do Prawa geologicznego i górniczego, w której wprowadzono istotne zmiany w systemie koncesjonowania węglowodorów. Wprowadzono możliwość ubiegania się o koncesję na działalność poszukiwawczo-rozpoznawczą złóż węglowodorów w formule przetargowej na wniosek przedsiębiorcy „open door”, a nie jak do tej pory jedynie w obszarach wyznaczonych przez Państwo. Wprowadzono również możliwość kolejnego przekształcenia koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie węglowodorów w koncesję łączną z terminem do końca 2018 r. i zrezygnowano z zabezpieczenia z tytułu niewykonania lub nienależytego wykonania warunków określonych w koncesji.

W 2018 r. Minister Środowiska ogłosił projekt założeń do Polityki Surowcowej Państwa. Dokument ten stanowi podstawę do podjęcia dalszych prac nad Polityką Surowcową Państwa, kontynuowanych przez przedstawicieli wszystkich ministerstw, a także branżowych podmiotów gospodarczych, instytucji naukowych oraz środowisk społecznych. Efektem przyjęcia Polityki będzie szereg zmian legislacyjnych, które będą wpływały na zasady wykonywania koncesjonowanej działalności.

W 2018 r. prowadzone były szeroko zakrojone konsultacje dotyczące obszarów: zapotrzebowania gospodarki krajowej na surowce mineralne; pozyskiwania surowców ze złóż kopalin i ciepło ziemi; pozyskiwanie surowców z odpadów i ich zamienniki oraz rekultywacja i remediacja; pozyskiwanie deficytowych surowców mineralnych drogą importu i współpraca międzynarodowa; uwarunkowania prawne Polityki Surowcowej Państwa; upowszechnianie wiedzy o geologii, górnictwie i surowcach mineralnych; ramy instytucjonalne wypracowania i wdrażania Polityki Surowcowej Państwa; ryzyko planowanie inwestycji i bezpieczeństwo; usprawnienie systemu podatków i danin. W 2018 r. przystąpiono do opracowywania programów wykonawczych dla poszczególnych zagadnień.

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

Przyjęte w rozporządzeniu dywersyfikacyjnymRozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy (Dz.U. z 2000 r., Nr 94, poz. 1042).Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy (Dz.U. z 2000 r., Nr 94, poz. 1042). progi mają pozytywny charakter dla PGNiG SA, ponieważ umożliwiają realizację długoterminowych kontraktów importowych zawartych pod auspicjami Rzeczypospolitej Polskiej.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (t.j. DzU z 2018 r., poz. 1058, z późn. zm.), dalej: rozporządzenie systemoweRozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (tekst jedn. Dz.U. z 2014 r., poz. 1059, z późn. zm.).Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (tekst jedn. Dz.U. z 2014 r., poz. 1059, z późn. zm.)., doprecyzowuje określone w ustawie – Prawo energetyczne zasady funkcjonowania systemu gazowego. W szczególności formułuje zasady i warunki ubiegania się o przyłączenia do sieci, sposób prowadzenia obrotu paliwami gazowymi i możliwości świadczenia usług w systemie gazowym, w tym sposób załatwiania reklamacji, kwestie bilansowania oraz zarządzania ograniczeniami, a także określa zasady współpracy pomiędzy uczestnikami rynku.

Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 10 stycznia 2017 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (DzU, poz. 150) wprowadziło wyłączną możliwość przyłączenia do sieci przesyłowej gazowej o średnicy DN 1300 lub wyższej urządzeń i instalacji wykorzystywanych do prowadzenia działalności w zakresie przesyłania paliw gazowych oraz zwiększa graniczną wielkość mocy przyłączanych do sieci przesyłowej klientów z 5000 na 45 000 m3/h, co zwiększa sferę działania przedsiębiorstw dystrybucyjnych i stabilizuje rynek przesyłu i dystrybucji paliw gazowych.

Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 21 września 2018 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (DzU, poz. 1814) wprowadziło instytucję sprzedawcy awaryjnego, którego zadaniem jest dostarczanie paliwa gazowego do odbiorcy końcowego w przypadku zaprzestania jego dostarczania przez dotychczasowego sprzedawcę z przyczyn leżących po stronie tego sprzedawcy.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15 marca 2018 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (DzU z 2018 r., poz. 640), dalej: Rozporządzenie taryfoweRozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz.U. z 2013 r., poz. 820).Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz.U. z 2013 r., poz. 820)., określa zasady kształtowania taryf dla paliw gazowych, w szczególności kalkulacji cen i stawek opłat, a także kwestie rozliczeń między uczestnikami rynku. Obecnie regulacji cen gazu ziemnego podlega sprzedaż dla odbiorców w gospodarstwach domowych.

W 2018 r. PGNiG OD stosowało następujące taryfy w zakresie obrotu paliwami gazowymi:

  • taryfa PGNiG OD w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 6 – w okresie od 1 stycznia do 31 marca 2018 r. W stosunku do poprzedniej taryfy ceny gazu i stawki opłat abonamentowych nie uległy zmianie;
  • zmiana Taryfy PGNiG OD w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 6 – w okresie od 1 kwietnia do 9 sierpnia 2018 r. W stosunku do poprzedniej taryfy ceny paliwa gazowego wzrosły o 1%;
  • zmiana nr 2 Taryfy PGNiG OD w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 6 – w okresie od 10 sierpnia 2018 r. do 14 lutego 2019 r. W stosunku do poprzedniej taryfy ceny paliwa gazowego wzrosły o 5,9%.

Decyzją z dnia 25 stycznia 2019 r. Prezes URE zatwierdził Taryfę PGNiG OD w zakresie obrotu paliwami gazowymi Nr 7 na okres do dnia 31 grudnia 2019 r. Podwyżka ceny za paliwo gazowe w nowej taryfie w stosunku do poprzedniej taryfy PGNiG OD dla wszystkich grup taryfowych wyniosła 2,5%. Stawki opłat abonamentowych zostały skorygowane w grupach taryfowych 2.2 i 3.6, odpowiednio o -1,3% oraz o 0,3%, natomiast w pozostałych grupach taryfowych pozostały bez zmian. Ponadto w taryfie detalicznej zostały wprowadzone nowe grupy taryfowe dedykowane dla odbiorców paliwa gazowego korzystających z przedpłatowego układu pomiarowego. Taryfa została wprowadzona do stosowania od dnia 15 lutego 2019 r.

W 2018 r. GSP prowadziła rozliczenia ze zleceniodawcami usług magazynowania („ZUM”) w oparciu o następujące taryfy:

  • taryfa w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2017 – w okresie od 1 stycznia do dnia 26 maja 2018 r., zatwierdzonej decyzją Prezesa UREUrząd Regulacji Energetyki.Urząd Regulacji Energetyki. z dnia 18 kwietnia 2017 r.;
  • taryfa w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2018 w okresie od dnia 27 maja 2018 r. do dnia 10 sierpnia 2018 r., zatwierdzonej decyzją Prezesa UREUrząd Regulacji Energetyki.Urząd Regulacji Energetyki. z dnia 13 kwietnia 2018 r. W stosunku do poprzedniej taryfy średnie stawki za świadczenie usługi magazynowania w stosunku do Taryfy 1/2017 obniżono o 0,25%;
  • zmiana Taryfy w zakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr 1/2018 w okresie od dnia 11 sierpnia 2018 r., zatwierdzonej decyzją Prezesa UREUrząd Regulacji Energetyki.Urząd Regulacji Energetyki. z dnia 26 lipca 2018 r. W stosunku do poprzedniej taryfy średnie stawki za świadczenie usługi magazynowania w stosunku do Taryfy 1/2018 podwyższono o 0,4%.

W 2018 r. PSG obowiązywały następujące taryfy:

  • taryfa Nr 3 dla usług dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacjiRegazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie.Regazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie. skroplonego gazu ziemnego zatwierdzona decyzją z dnia 17 grudnia 2014 r. – w okresie od 1 stycznia do dnia 28 lutego 2018 r.;
  • taryfa Nr 6 dla usług dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacjiRegazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie.Regazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie. skroplonego gazu ziemnego na okres do 31 grudnia 2018 r. Taryfa obowiązuje od dnia 1 marca 2018 r. i skutkuje obniżeniem średniej stawki za usługę dystrybucji o 7,37% w stosunku do wcześniej obowiązującej;
  • zmiana Taryfy Nr 6 dostosowującą zapisy tekstu taryfy do rozporządzenia taryfowegoRozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz.U. z 2013 r., poz. 820).Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz.U. z 2013 r., poz. 820). z dnia 15 marca 2018 r. Zmiana taryfy została wprowadzona do obowiązywania z dniem 1 października 2018 r. i nie spowodowała zmiany stawek opłat za świadczone usługi dystrybucji i regazyfikacjiRegazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie.Regazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie..

Decyzją z dnia 25 stycznia 2019 r. Prezes UREUrząd Regulacji Energetyki.Urząd Regulacji Energetyki. zatwierdził nową Taryfę Nr 7 w zakresie dystrybucji paliw gazowych i usług regazyfikacjiRegazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie.Regazyfikacja – proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie. skroplonego gazu ziemnego PSG. Uśrednione obniżenie cen i stawek opłat sieciowych stosowanych do rozliczeń z odbiorcami w Taryfie Dystrybucyjnej w stosunku do poprzedniej taryfy PSG dla wszystkich grup taryfowych, z wyjątkiem gazu koksowniczego, wynosi 5%. Taryfa została wprowadzona do stosowania od dnia 15 lutego 2019 r.

W 2018 r. PGNiG TERMIKA obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA, tj. EC Żerań, EC Siekierki, EC Pruszków, C Wola i C Kawęczyn, oraz przesyłu i dystrybucji ciepła sieciami ciepłowniczymi w rejonie Pruszkowa (zasilana z własnego źródła ciepła EC Pruszków) oraz w rejonach: Annopol, Chełmżyńska, Jana Kazimierza, Marsa Park oraz Marynarska:

  • od 1 stycznia do 31 sierpnia 2018 r. – taryfa zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 25 stycznia 2017 r.;
  • od 1 września do 31 grudnia 2018 r. – taryfa zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 27 lipca 2018 r., skutkująca wzrostem średnich cen stosowanych przez PGNiG TERMIKA SA o 0,58%.

W PGNiG TERMIKA EP obowiązywały m.in. taryfy:

  • od 1 stycznia do 30 marca 2018 r. – taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA EP zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 10 października 2016 r. (osobno dla Spółki Energetycznej „Jastrzębie” SA oraz Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej SA);
  • od 1 kwietnia do 31 grudnia 2018 r. taryfa połączonej spółki dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA EP oraz dla usług dystrybucyjnych. Zmiany w poszczególnych taryfach spowodowały średni wzrost stawek na wytwarzaniu o 0,89% oraz na dystrybucji o 1,18% w stosunku do wcześniejszych taryf. Taryfa obowiązuje do 31 marca 2019 r.;
  • od dnia 1 listopada 2017 r. do dnia 31 października 2018 r. – taryfa dla usług dystrybucyjnych energii elektrycznej PGNiG TERMIKA EP zatwierdzona decyzją Prezesa URE z dnia 17 października 2017 r. W dniu 2 października 2018 r. został złożony wniosek o zatwierdzenie taryfy dla dystrybucji energii elektrycznej.

Ustawa z dnia 30 listopada 2016 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (DzU, poz. 1986) znosi sekwencyjnie administracyjny tryb regulowania cen gazu ziemnego. Przyjęty harmonogram wprowadza zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzania dla odbiorców w gospodarstwach domowych od dnia 1 stycznia 2024 r.

Zagraniczne otoczenie regulacyjne

W 2018 r. kompleksową regulacją dotyczącą europejskiego rynku energii (tj. rynku energii elektrycznej i gazu) pozostał tzw. Trzeci Pakiet Energetyczny. W skład tego Pakietu wchodzi 5 aktów prawnych przyjętych przez instytucje unijne w 2009 r., tj.:

  • Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72 (WE) z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE;
  • Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73 (WE) z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE;
  • Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003;
  • Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowej gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005;
  • Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) Nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACERACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.ACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.).

Celem Pakietu jest zwiększenie konkurencji na europejskim rynku energii oraz stworzenie rynku wewnętrznego energii poprzez takie mechanizmy, jak: rozdzielenie własnościowe, organizację współpracy regulatorów oraz przedsiębiorców działających na rynku energetycznym (ACERACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.ACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych., ENTSO-EEuropejska Sieć Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity) – organizacja skupiająca europejskich operatorów energetycznych systemów przesyłowych.Europejska Sieć Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ang. European Network of Transmission System Operators for Electricity) – organizacja skupiająca europejskich operatorów energetycznych systemów przesyłowych. oraz ENTSO-G) czy wprowadzenie kodeksów sieciowych.

W dniu 30 listopada 2016 r. ogłoszony został pakiet projektów aktów prawnych zmieniających akty wchodzące w skład Trzeciego Pakietu. Ogłoszony przez Komisję Europejską Pakiet „Czysta energia dla Europejczyków” ma na celu elektryfikację europejskiej gospodarki oraz realizację zobowiązań Unii Europejskiej zaciągniętych w ramach porozumień paryskich z 2015 r. oraz realizację celów polityki energetyczno-klimatycznej. Zmiany dotyczą przede wszystkim rynku energii elektrycznej, jednakże zmianie ulega również Rozporządzenie ustanawiające ACERACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.ACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych. oraz wprowadzane jest nowe Rozporządzenie w sprawie zarządzania Unią Energetyczną, które mogą mieć znaczące implikacje dla rynku gazu i działalności PGNiG.

Do końca 2017 r. prace w Parlamencie Europejskim polegały na przygotowaniu sprawozdań odpowiednich komisji PE (komisje wiodące: ITRE oraz ENVI) w sprawie projektu Komisji Europejskiej. Równocześnie, Rada Unii Europejskiej osiągnęła porozumienie i przyjęła tzw. podejście ogólne (general approach) wobec Rozporządzenia w sprawie zarządzania Unią Energetyczną, które w istotnej mierze uwzględniały postulaty Spółki. Ponadto Komisja Europejska ogłosiła propozycję zmiany dyrektywy gazowej (Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73 (WE) z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE), tak by wymogi dyrektywy gazowej objęły również kluczową infrastrukturę importową do Unii Europejskiej.

W 2018 r. prowadzone były prace nad wnioskiem legislacyjnym Komisji Europejskiej w sprawie rewizji dyrektywy gazowej mającej na celu objęcie gazociągów importowych Unii Europejskiej reżimem Trzeciego Pakietu Energetycznego. W ramach Komisji Transportu, Badań Naukowych i Energii (ITRE) Parlamentu Europejskiego przyjęto raport będący stanowiskiem Komisji w sprawie projektu legislacyjnego. W sprawie projektu swoje stanowiska przyjął również Europejski Komitet Regionów oraz Europejski Komitet Ekonomiczno-Społeczny. W II połowie 2018 r. prezydencja austriacka zaproponowała nowe brzmienie przepisów dyrektywy (REV3), istotnie odbiegające od wcześniejszych propozycji. Do końca 2018 r. nie odnotowano istotnych postępów w pracy nad tekstem rewizji dyrektywy gazowej w Radzie UE. Prace przyspieszyły w 2019 r., co skutkowało osiągnięciem w lutym 2019 r. porozumienia między instytucjami. Porozumienie wymaga jeszcze ostatecznej akceptacji ze strony Rady UE oraz Parlamentu Europejskiego.

W 2018 r. w dalszym ciągu prowadzone były negocjacje pomiędzy instytucjami w sprawie ostatecznego kształtu Pakietu „Czysta energia dla Europejczyków”. Osiągnięto porozumienia w sprawie wszystkich aktów prawnych wchodzących w skład Pakietu. Najdłużej trwały negocjacje w sprawie Dyrektywy oraz Rozporządzenia elektroenergetycznego, gdzie sporną pozostawała kwestia związana z regulacjami dotyczącymi rynków mocy. Porozumienie międzyinstytucjonalne zostało zawarte na początku grudnia i objęło swoim zakresem instalacje węglowe, w zależności od momentu pierwszej dostawy energii, do roku 2025 lub 2030.

W 2018 r. prowadzone były również prace nad aktami prawnymi stanowiącymi warunki wydatkowania funduszy europejskich w perspektywie finansowej 2021-2027. Szczególnie istotnymi instrumentami finansowymi z perspektywy działalności Grupy PGNiG były instrument „Łącząc Europę” oraz Europejski Fundusz Rozwoju Regionalnego (EFRR).

Środki pochodzące z EFRR mają na celu wsparcie projektów wspierających rozwój gospodarczy i społeczny Unii Europejskiej. Zarówno w poprzedniej, jak i bieżącej perspektywie finansowej, środki z EFRR stanowiły istotne wsparcie finansowe m.in. dla projektów rozwoju sieci dystrybucyjnej oraz magazynów gazu ziemnego. W propozycji przedstawionej przez Komisję Europejską istotne ryzyko stanowił przepis, który wyłączał wszelkie projekty związane m.in. z transportem czy spalaniem paliw kopalnianych z możliwości ubiegania się o wsparcie z EFRR. Obecnie prowadzone są prace na poziomie komisji Parlamentu Europejskiego oraz w Radzie Unii Europejskiej.

Rozporządzenie ustanawiające instrument „Łącząc Europę”, w zakresie gazu ziemnego, ma za zadanie wspieranie projektów infrastrukturalnych, które wchodzą w skład tzw. korytarzy dostaw pozwalających na dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do Unii Europejskiej. Środki pochodzące z instrumentu „Łącząc Europę” wspierają m.in. takie projekty jak Baltic Pipe oraz rozbudowę polskiego terminala LNGLNG – Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji.LNG – Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji.

Dyrektywa 2009/33/WE w sprawie promowania ekologicznie czystych i energooszczędnych pojazdów transportu drogowego, zwana „dyrektywą w sprawie ekologicznie czystych pojazdów”, uzupełnia horyzontalne przepisy UE dotyczące udzielania zamówień publicznych. Dzięki wprowadzeniu obowiązku uwzględniania – przy udzielaniu zamówień publicznych na pojazdy transportu drogowego – czynnika energetycznego i oddziaływania na środowisko podczas cyklu użytkowania pojazdu ma ona stymulować rynek ekologicznie czystych i energooszczędnych pojazdów, przyczynić się do zmniejszenia emisji CO2dwutlenek węgladwutlenek węgla i emisji zanieczyszczeń powietrza oraz zwiększyć efektywność energetyczną.

Posiedzenie plenarne Parlamentu Europejskiego przyjęło w 2018 r. sprawozdanie w sprawie projektu legislacyjnego Komisji Europejskiej. W lutym 2019 r. Parlament Europejski oraz Rada Unii Europejskiej osiągnęły wstępne porozumienie w sprawie ostatecznego kształtu dyrektywy. Porozumienie wymaga jeszcze ostatecznej akceptacji ze strony Rady UE oraz Parlamentu Europejskiego.

Jednocześnie w instytucjach europejskich trwają prace legislacyjne nad dwoma innymi aktami prawnymi z zakresu transportu – rozporządzenia ws. norm emisyjnych dla nowych pojazdów ciężkich (HDV) oraz norm emisyjnych dla nowych pojazdów lekkich (LDV). W sprawie Rozporządzenia HDV, w lutym 2019 r. Rada UE oraz Parlament osiągnęły wstępne porozumienie dotyczące ostatecznego brzmienia rozporządzenia. Porozumienie wymaga jeszcze ostatecznej akceptacji ze strony Rady UE oraz Parlamentu Europejskiego.

W sprawie rozporządzenia LDV zakończone zostały negocjacje międzyinstytucjonalne dotyczące ostatecznego brzmienia rozporządzenia. W styczniu 2019 r. Komitet Stałych Przedstawicieli Rządów Państw Członkowskich (COREPER) zatwierdził porozumienie z Parlamentem. Porozumienie zostało również zatwierdzone przez Komisję Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności (ENVI). Porozumienie wymaga jeszcze ostatecznej akceptacji ze strony Rady UE oraz Parlamentu Europejskiego.

W dniu 1 listopada 2017 r. weszło w życie Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 1938/2017 z dnia 25 października 2017 r. dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) 994/2010 (dalej: Rozporządzenie SoSRozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 994/2010 z dnia 20 października 2009 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego.Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 994/2010 z dnia 20 października 2009 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego.), które ma na celu zapobieganie zakłóceniom w dostawach gazu ziemnego do państw członkowskich, a w razie ich wystąpienia – łagodzenie skutków.

W 2018 r. prowadzone były prace w zakresie dostosowania krajowego ustawodawstwa oraz procedur obowiązujących w ramach Grupy PGNiG do wymogów Rozporządzenia SoSRozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 994/2010 z dnia 20 października 2009 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego.Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 994/2010 z dnia 20 października 2009 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego..

Celem Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/460 z dnia 16 marca 2017 r. jest zmniejszanie rozbieżności pomiędzy modelami taryfowymi stosowanymi w poszczególnych państwach członkowskich. Prowadzenie przez Komisję Europejską działań legislacyjnych zmierzających do ujednolicenia struktur taryfowych na poziomie UE ma na celu ułatwienie obrotu o charakterze transgranicznym prowadzonego przez uczestników europejskiego rynku gazu.

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

Przepisy Rozporządzenia NC CAM znajdują zastosowanie do połączeń międzysystemowych istniejących pomiędzy państwami członkowskimi. W celu zapewnienia równych i niedyskryminacyjnych zasad udostępniania zdolności przesyłowych na tych połączeniach, rozdział przepustowości jest realizowany w formie aukcji organizowanych przez operatorów systemów przesyłowych, w ramach których oferowane są produkty śróddzienne, dobowe, miesięczne, kwartalne oraz roczne.

W I półroczu 2018 r. ACERACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.ACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych. prowadził również konsultacje w sprawie wyboru jednej platformy aukcyjnej dla punktu połączenia międzysystemowego pomiędzy Polską a Niemcami. Na podstawie otrzymanych od uczestników rynku informacji podjęta zostanie decyzja w sprawie wyboru jednej z platformy aukcyjnej. Sprawa została przekazana do rozpatrzenia przez ACERACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.ACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych., ponieważ na wcześniejszym etapie rozmów operatorzy systemów przesyłowych, a następnie urzędy regulacyjne, nie doszli w tym względzie do porozumienia. Agencja podjęła decyzję w październiku 2018 r., wybierając polską platformę jako właściwą dla punktu Mallnow oraz PWP. Platforma PRISMA odwołała się od przedmiotowej decyzji ACERACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych.ACER – Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ang. Agency for Cooperation of Energy Regulators), której celem jest koordynowanie i wspieranie współpracy krajowych organów regulacyjnych..

Europejski System Handlu Przydziałami emisji gazów cieplarnianych, dalej: EU ETSETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla.ETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla., nakłada m.in. obowiązek rozliczania emisji CO2dwutlenek węgladwutlenek węgla oraz reguluje kwestię przydziałów bezpłatnych uprawnień na ciepło i energię elektryczną. Instalacje emitujące gazy cieplarniane (m.in. CO2dwutlenek węgladwutlenek węgla) są zobowiązane na mocy dyrektywy ETSETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla.ETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla. do rozliczania swoich emisji uprawnieniami do emisji CO2dwutlenek węgladwutlenek węgla do 30 kwietnia każdego roku za rok miniony. Brak posiadania wymaganej liczby uprawnień do emisji skutkuje nałożeniem na prowadzącego instalację kary w wysokości 100 EUR/tCO2 oraz konieczność zakupu brakujących uprawnień do ich umorzenia.

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

Uprawnienia do emisji na ciepło przyznawane są na podstawie produkcji historycznej. Instalacje wytwarzające energię elektryczną mogą otrzymać bezpłatne uprawnienia w zamian za realizację inwestycji przyczyniających się do redukcji emisji CO2dwutlenek węgladwutlenek węgla. Grupa PGNiG zgłosiła do Krajowego Planu Inwestycyjnego 10 inwestycji i w zamian za ich realizację może uzyskać przydziały bezpłatnych uprawnień do emisji.

W 2018 r. trwały prace nad Funduszem Innowacji („FI”), którego celem jest wspieranie technologii OZE, magazynowania energii oraz wyłapywania dwutlenku węgla z atmosfery. FI, zgodnie z przyjętą rewizją Dyrektywy EU ETSETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla.ETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla., miałby zostać zasilony uprawnieniami do emisji funkcjonującymi w ramach EU ETSETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla.ETS – wspólnotowy rynek uprawnień do emisji dwutlenku węgla.. Pod koniec IV kwartału 2018 r. Komisja Europejska przedstawiła projekt aktu delegowanego ustanawiającego ten FI.

Równocześnie trwały prace nad projektem listy sektorów narażonych na tzw. ucieczkę emisji. Włączenie sektora wydobycia gazu ziemnego na listę pozwoliłoby na uzyskanie dodatkowych uprawnień do emisji. Obecnie trwają konsultacje publiczne przeprowadzane przez Komisję Europejską, które zakończyć się mają pod koniec stycznia 2019 r.

Wyniki wyszukiwania: