Source: https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/publikacje/seria-wydawnicza-bibli/jaki-model-rynku-energ/1195,31-Gazownictwo-i-rynek-gazu-obecnie.html
Timestamp: 2020-07-13 23:32:49+00:00
Document Index: 27468555

Matched Legal Cases: ['art. 4', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 45', 'art. 45']

3.1 Gazownictwo i rynek gazu obecnie - Jaki model rynku energii? - Urząd Regulacji Energetyki
Urząd Regulacji Energetyki 3.1 Gazownictwo i rynek gazu obecnie - Jaki model rynku energii? -
3.1 Gazownictwo i rynek gazu obecnie
Gaz jako źródło energii
„Polskie gazownictwo zajmuje się wydobyciem (produkcją) i importem gazu ziemnego oraz transportem, magazynowaniem i dostawą gazu do odbiorców przemysłowych, gospodarki komunalnej i gospodarstw domowych”1). Podmiotami rynku gazu są stosunkowo nieliczne przedsiębiorstwa wydobywcze (lub importowe), przesyłowe, dystrybucyjne i handlowe, wśród których dominująca rola przypada Polskiemu Górnictwu Naftowemu i Gazownictwu S.A. oraz liczne jednostki zużywające gaz (konsumenci). I tak np., do 30 września 2000 r. Prezes URE udzielił siedmiu koncesji na wytwarzanie paliw gazowych, 37 koncesji na przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych i 36 koncesji na obrót paliwami gazowymi, razem 80 koncesji na 2.429 w całym sektorze energetycznym. Z drugiej strony, gaz jest dostarczany do około 3.900 zakładów przemysłowych i około 6,8 mln gospodarstw domowych (w ponad 90% zlokalizowanych w miastach) w 4.000 miejscowościach. Znaczenie gazu ziemnego jako paliwa rośnie w Polsce z roku na rok. Jest to tendencja powszechna. Chociaż udział gazu w bilansie paliw pierwotnych jest obecnie stosunkowo niewielki, to w ciągu ostatnich dwudziestu lat wzrósł w sposób zasadniczy. Wynika to w głównej mierze z wysokiej sprawności jego użytkowania, przy jednoczesnej możliwości regulacji i automatyzacji procesów dostawy. Zaletę gazu w porównaniu z innymi paliwami stanowi również to, że gaz ziemny praktycznie nie zanieczyszcza środowiska naturalnego odpadami stałymi i dwutlenkiem siarki, a emisje innych zanieczyszczeń są znacznie niższe od powstających przy użyciu paliw stałych i płynnych.
Przewiduje się, że w obecnym stuleciu, w skali świata, gaz stanie się najważniejszym nośnikiem energii pierwotnej. W Unii Europejskiej gaz ziemny już obecnie stał się drugim, po ropie naftowej, nośnikiem energii pierwotnej. Istotne znaczenie dla takiego stanu rzeczy miała wzrastająca jego dostępność, wynikająca z prac poszukiwawczych. Udokumentowane światowe zasoby gazu ziemnego wynoszą około 150 bln m3, co przy dzisiejszym poziomie wydobycia starczy na ponad 65 lat. Nie bez znaczenia są w tym wypadku również potencjalne zasoby złóż gazu w miejscu jego największej obfitości, tj. na Syberii, których wielkość być może nawet pięciokrotnie przekracza wielkość zasobów udokumentowanych obecnie.
W Polsce zużycie gazu w relacji do liczby ludności nie tylko niekorzystnie odbiega od wielkości zużycia w krajach Unii Europejskiej2), ale kształtuje się również na niższym poziomie niż w krajach Europy Środkowej i Wschodniej. Obrazuje to rys. 3.1.
Źródło: Gaz ziemny na świecie. Przegląd statystyczny, Agencja Rynku Energii, Warszawa 2001.
Prognozowane zapotrzebowanie na gaz ziemny w Polsce
Zgodnie z „Założeniami polityki energetycznej Polski do 2020 r.”, przyjętymi przez Radę Ministrów 22 lutego 2000 r., zwiększenie zużycia gazu ziemnego stanowi jeden z podstawowych kierunków polityki energetycznej państwa. W dokumencie tym przewidziany został wzrost krajowego zapotrzebowania na gaz z 10,9 mld m3 w 1999 r. do 18,4-22,0 mld m3 w 2010 r. i 26,0-29,3 mld m3 w 2020 r., w zależności od wielkości przewidywanego użytkowania gazu w energetyce i ciepłownictwie oraz dostępności środków na inwestycje w przemyśle i energetyce, a przede wszystkim od realizowanego przez Rząd RP scenariusza rozwoju społeczno-gospodarczego kraju.
Sektorem, w którym przewidywany jest szczególnie dynamiczny wzrost zużycia gazu jest sektor komunalno-bytowy, z uwagi na wysoką efektywność jego zużycia w porównaniu z efektywnością wykorzystania paliw stałych, komfort użytkowania oraz względy ochrony środowiska. Przyjęte przez Rząd dokumenty, tj. „Program rozwoju gazownictwa w Polsce do 2010 r.” (w 1992 r.) oraz przywołane wyżej „Założenia ...”, zakładały wzrost liczby odbiorców domowych z 6,8 mln w 1999 r. do 7,3-7,5 mln w 2010 r. i 7,8-8,1 mln w 2020 r., w tym odbiorców korzystających z gazu do celów grzewczych, odpowiednio z 1,1 mln do 1,5-1,6 mln i 1,8-2,0 mln.
W 2000 r. odbiorcy przemysłowi i z grupy handlu i usług zakupili łącznie około 6,5 mld m3 gazu ziemnego wysokometanowego. Oczekuje się, że w latach 2000-2010 zużycie gazu przez odbiorców przemysłowych (bez sektora wytwarzania energii elektrycznej) będzie rosło w rocznym tempie wynoszącym 2,5%. Na wzrost zastosowań gazu jako paliwa w przemyśle wpłyną przede wszystkim obowiązujące regulacje w zakresie ochrony środowiska, szczególnie te z nich, które zmierzają do ograniczenia emisji tlenku azotu i siarki. Przewiduje się zarazem, że nastąpi ogromne, przeszło dziesięciokrotne zwiększenie zużycia gazu (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy) w sektorze wytwarzania energii elektrycznej, mianowicie z 335 mln m3 w 2000 r. do około 3.600 mln m3 w 2010 r.
Sposób pokrycia zapotrzebowania na gaz
W chwili obecnej popyt na gaz jest, i w najbliższej przyszłości będzie, zaspokajany w głównej mierze przez dostawy gazu pochodzącego z importu, a w mniejszym stopniu przez dostawy gazu pochodzącego ze złóż krajowych.
Polskie udokumentowane (i ekonomicznie opłacalne do eksploatacji) zasoby gazu ziemnego wysokometanowego i zaazotowanego, w przeliczeniu na jednostki gazu ziemnego wysokometanowego, są oceniane na około 99 mld m3, natomiast potencjalne rezerwy (wydobywalne zasoby złóż odkrytych) – na 25 mld m3. W roku 2000 z zasobów krajowych wydobyto 3,9 mld m3. W 2010 r. z dostępnych obecnie zasobów będzie można wydobyć około 2,8 mld m3. Zakłada się ponadto pozyskanie nowych udokumentowanych zasobów, jak również udokumentowanie i zagospodarowanie zasobów dotychczas nie uwzględnianych w rachunkach. Według najnowszych prognoz, w roku 2010 wydobycie gazu ze źródeł krajowych wyniesie około 5,3 mld m3, czyli o 90% więcej niż z obecnie znanych zasobów w tym samym okresie.
Tymczasem w Polsce, np. w 1999 r., łączne zużycie gazu rozprowadzanego za pomocą polskiej sieci przesyłowej wyniosło 10,7 mld m3 (w jednostkach gazu ziemnego wysokometanowego). Zbilansowanie popytu z podażą gazu, zarówno obecnie jak i w przyszłości, jest zatem możliwe głównie w oparciu o gaz pochodzący z importu. Import gazu z Rosji, głównego partnera strony polskiej, następuje w ramach kilku kontraktów. W 2000 r. z tego kraju sprowadzono 7,2 mld m3 gazu (głównie za pośrednictwem firmy Gazprom). Najważniejsza umowa to tzw. kontrakt jamalski, w ramach którego, za pośrednictwem gazociągu tranzytowego, w ciągu pierwszych 25 lat bieżącego stulecia ma być sprowadzonych do Polski 250 mld m3 gazu, w tym np. w:
2001 r. – 4,4, mld m3 (33% łącznych dostaw),
2005 r. – 9,8 mld m3 (60% łącznych dostaw),
2010 r. – 12,5 mld m3 (57% łącznych dostaw).
Obecna przepustowość gazociągu jamalskiego wynosi 22 mld m3 rocznie. Przewiduje się budowę drugiej nitki tego gazociągu, również łączącego Rosję z krajami Unii Europejskiej (przez terytorium Białorusi i Polski). Gazociąg tranzytowy, wiążący największe źródła gazu na świecie znajdujące się w Rosji z Europą Zachodnią umożliwia Polsce dostęp do dużego strumienia gazu, co ułatwia jego elastyczny odbiór oraz stwarza warunki podłączenia dużych odbiorców (elektrownie, elektrociepłownie). Pozwala również zmniejszyć koszty związane z rozprowadzaniem rosnących ilości gazu do odbiorców. Gazociąg ten przebiega przez teren Polski środkowej, umożliwiając tym samym gazyfikację środkowej i północnej Polski, oddalonej dotychczas od źródeł gazu. Przebieg gazociągu tranzytowego i kierunek przesyłania gazu ze wschodu na zachód powoduje, że wewnątrz Polski rozprowadzane są obecnie dwa rodzaje gazu ziemnego: gaz wysokometanowy i zaazotowany. Zdecydowanie przeważa ten pierwszy, mający źródła zasilania ma wschodzie i na południu, i obejmujący zasięgiem cały kraj. Na zachodzie Polski stosunkowo duże znaczenie ma gaz wysokometanowy uzyskiwany przez odmetanowienie gazu zaazotowanego.
W latach 1992-1998 w rejonie Świnoujścia, Zgorzelca i Gubina zrealizowano trzy lokalne połączenia gazociągowe z systemem przesyłowym Niemiec, przez które każdego roku w okresie 1998-2006 r. dostarczanych będzie z Niemiec około 440 mln m3. Nowym kontraktem jest natomiast umowa między Polską a Norwegią dotycząca okresu od października 2000 r. do września 2006 r. Na jej mocy w pierwszym roku zakupione zostało 0,2 mld m3 gazu, a we wszystkich następnych latach – po 0,5 mld m3 gazu rocznie.
Podstawowym, spośród potencjalnych partnerów strategicznych w dywersyfikacji dostaw gazu jest właśnie Norwegia, reprezentowana przez konsorcjum firm, tj. Statoil, Fina, Elf, Mobile, Total, zajmujących się wydobyciem gazu ze strefy norweskiej Morza Północnego. Priorytetowe traktowanie oferty tego konsorcjum wynika z faktu, iż jedynie z Norwegii można poprowadzić gazociąg łączący bezpośrednio złoża gazu w szelfie norweskim z wybrzeżem polskim. Rozważa się zawarcie kontraktu długoterminowego na dostawy gazu ziemnego tą drogą począwszy od 2004 r. Dostarczane ilości wyniosą początkowo 0,25 mld m3 rocznie i wzrosną do około 5 mld m3 w 2012 r. Podpisano także kontrakt na dostawy gazu z Danii w ilości 2 mld m3 rocznie, począwszy od 2004 r. Dostawy te realizowane byłyby przez gazociąg Bałtycki (Morze Północne).
Rozszerzeniem dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy będzie import gazu skroplonego (LNG) z Kataru, Algierii, Jemenu, Nigerii lub Norwegii. Decyzję o ewentualnej budowie terminalu regazyfikacyjnego podjęło konsorcjum utworzone przez siedem firm zużywających duże ilości gazu, tj. Polimex-Cekop, Stocznia Szczecińska Porta Holding, Zakłady Chemiczne Police, Zespół Elektrowni Dolna Odra, Żegluga Polska, Szczecińska Stocznia Remontowa Gryfia, Zarząd Morskiego Portu Szczecin-Świnoujście, które planuje import 2-5 mld m3 LNG rocznie.
Charakterystyka infrastruktury magazynowej
Bezpieczeństwo energetyczne państwa w zakresie dostaw gazu wymaga jego magazynowania, umożliwiającego pokrycie sezonowej nierównomierności zapotrzebowania na ten nośnik energii oraz przygotowanie warunków do tworzenia strategicznych zapasów gazu. Potrzeby w tym zakresie szacowane są na 4,1-5,1 mld m3 w 2010 r. i 5,3-6,8 mld m3 w 2020 r.
W chwili obecnej w Polsce znajduje się siedem podziemnych magazynów gazu, w tym sześć jest eksploatowanych.
Od 1993 r. trwa budowa zbiornika – przewidywanego do przechowywania zapasów na pokrycia krótkotrwałych, dużych deficytów mocy w sytuacjach awaryjnych – w złożu soli w Mogilnie, obejmującego 10 kawern o pojemności około 400 mln m3. Zakończenie budowy przewidywane jest na 2002 r. Realizowana jest również budowa zbiornika gazu w wyeksploatowanych złożach gazu ziemnego w Wierzchowicach o pojemności około 3,5 mld m3 oraz rozbudowa zbiornika Husów o pojemności około 0,4 mld m3. Rozpatrywane są ponadto możliwości budowy małych zbiorników lokalnych w wyeksploatowanych złożach gazu i starych wyrobiskach górniczych.
W 2000 r. pojemność czynna (około 1,1 mld m3) zbiorników krajowych nie wystarczała do pełnego pokrycia szczytowych zapotrzebowań gazu przez odbiorców. Stąd konieczność przejściowego dzierżawienia pojemności magazynowych na Ukrainie i Białorusi.
Gaz a zanieczyszczenie środowiska
Ratyfikując 26 października 1994 r. Ramową Konwencję Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, Polska stała się jej stroną, a podpisując 15 lipca 1998 r. Protokół z Kyoto – jej sygnatariuszem. Polska została zobowiązana do przestrzegania ustaleń zawartych w tej konwencji, tj. stabilizacji emisji gazów cieplarnianych do roku 2000 na poziomie roku bazowego (1988 r.) oraz ograniczenia tej emisji w latach 2008-2012 do poziomu 94% emisji roku bazowego. Realizacja tych ustaleń wymaga podjęcia szeregu działań, w tym przede wszystkim zmian technologii spalania w procesach energetycznych. Wzrost udziału gazu ziemnego jako paliwa w produkcji energii elektrycznej i ciepła do poziomu około 30% w 2010 r. powinno stać się główną drogą zmierzającą do realizacji podjętych zobowiązań w zakresie obniżenia emisji gazów cieplarnianych. Szczególnie należy dążyć do zwiększenia tego udziału w ciepłownictwie, zwłaszcza w rejonach oddalonych od kopalń.
Z ekonomicznego punktu widzenia, biorąc pod uwagę cały system energetyczny, najkorzystniejszym środkiem redukcji emisji CO2 są elektrociepłownie spalające gaz ziemny, pracujące w układzie skojarzonym. W przypadku wytwarzania energii w ww. źródłach emisja ta jest o około 100% niższa w stosunku do elektrowni węglowej. Do podobnej konkluzji upoważnia porównanie wielkości emisji różnych zanieczyszczeń w przypadku lokalnego generatora ciepła (kotłowni osiedlowej) o określonej mocy, zasilanego gazem i generatora o identycznej mocy, zasilanego węglem (tabela 3.1).
Tabela 3.1 Efekty zmiany kotła węglowego na kocioł gazowy w kotłowni osiedlowej produkującej 30 tys. MWh/rok (przykład fikcyjny)
Pyłu (g/GJ) 250 0
SO2 550 0
NO2 150 100
CO2 94 56
Źródło: „Gaz, Woda i Technika Sanitarna”, nr 5/2000.
Gaz a energia ze źródeł skojarzonych (kogeneracja)
Wydaje się, iż przyszłością gazownictwa jest tzw. mała kogeneracja oparta na turbinach i silnikach gazowych instalowanych w miejscach bezpośredniego odbioru energii, zwana też kogeneracją rozproszoną (w źródłach skojarzonych o mocy powyżej 1 MW) lub rozsianą (w źródłach skojarzonych o mocy elektrycznej od kilkunastu kW do 1 MW). W „Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 r.” zakłada się, iż wielkość energii elektrycznej produkowanej w źródłach rozproszonych zwiększy się z 0,06% w roku 1999 do 10-19% w roku 2020. Szybki rozwój małych elektrociepłowni opalanych gazem (o mocy od jednego do kilkunastu MW) następuje zresztą we wszystkich krajach wysoko rozwiniętych. W Europie szczególnie dynamiczny rozwój odnotowały w ostatnich latach Dania, Holandia oraz Niemcy.
Małe układy skojarzone oparte o turbiny gazowe są stosowane zarówno w nowych obiektach, jak i w przestarzałych i wyeksploatowanych elektrowniach przemysłowych, ciepłowniach komunalnych, szpitalnych itp. Stanowią także dobre rozwiązanie dla hoteli, centrów handlowych i konferencyjnych czy nawet osiedli mieszkaniowych nie posiadających lub nie mogących wykorzystywać ciepła scentralizowanego.
Instalowanie małych układów skojarzonych tworzy nowy rynek wykorzystania gazu jako nośnika energetycznego. W układach skojarzonych staje się on podstawowym nośnikiem dostarczanym do odbiorcy i stanowi coraz bardziej atrakcyjną konkurencję, szczególnie dla sieciowej dostawy ciepła ze źródła scentralizowanego. Otwiera przed sieciami gazowymi możliwości rozwoju i konkurencji na lokalnym rynku energii.
Wykorzystanie tych możliwości jest jednak uwarunkowane aktywną postawą dystrybutorów gazu i, często, otwarciem na nowe rynki dostawy energii. Wiele oczekiwań wiąże się z możliwością powstania przedsiębiorstw multienergetycznych na rynkach lokalnych, które przez odbiorców będą postrzegane jako kompleksowi dostawcy energii, pokrywający zapotrzebowanie na różne nośniki po cenach konkurencyjnych wobec tradycyjnych przedsiębiorstw energetycznych wyspecjalizowanych w dostawach jednego nośnika.
Rozwój wytwarzania rozproszonego oznacza dla systemu gazowniczego pojawienie się nowych odbiorców. Są to odbiorcy o, w miarę, wyrównanym w czasie zapotrzebowaniu. Zapotrzebowanie to generuje jednocześnie umiarkowane rozproszenie sieci dystrybucyjnej. Połączenie tych dwóch cech zapewnia najczęściej spełnienie warunków ekonomicznych dostawy gazu.
Główne podobieństwa i różnice rynku gazu w stosunku do rynków innych rodzajów energii
Zarówno energia elektryczna, jak i ciepło oraz gaz są specyficznymi towarami, w przypadku których efektywność działania mechanizmów rynkowych jest bardzo ograniczona. Cechami wspólnymi rynków tych nośników energii jest stosunkowo mała liczba wytwórców energii użytkowej (lub jej importerów) w stosunku do dużej liczby odbiorców oraz zjawisko naturalnego monopolu występujące w przypadku wszystkich trzech części energetyki (tj. elektroenergetyce, gazownictwie i częściowo ciepłownictwie), zwłaszcza w zakresie ich działalności przesyłowej. Zjawisko to wiąże się z dostarczaniem energii elektrycznej i cieplnej oraz gazu do odbiorców za pomocą jednego systemu przesyłowego przez jednego sprzedawcę.
Obok wymienionych wyżej cech wspólnych, sektor gazu ziemnego charakteryzuje się cechami specyficznymi, w sposób zasadniczy wyróżniającymi go na rynku energetycznym. Do cech tych zaliczyć należy: kapitałochłonne i czasochłonne prace związane z poszukiwaniami, bardzo ograniczona liczba zarówno dostawców jak i źródeł pozyskiwania gazu ziemnego, nierównomierne rozmieszczenie źródeł gazu w stosunku do miejsc i ilości zapotrzebowania nań, olbrzymie odległości do znaczących – z punktu widzenia ich wielkości – zasobów złóż, pociągające za sobą konieczność budowy kapitałochłonnych gazociągów o ogromnej zdolności przesyłowej.
Ponadto, w chwili obecnej główną cechą odróżniającą rynek gazowy od dwóch pozostałych stanowi rzec by można jego międzynarodowy wymiar. Polska nie jest bowiem samowystarczalna w dziedzinie produkcji (a ściślej: wydobycia) gazu, w związku z czym jego dostawy do odbiorców w głównej mierze są oparte o import. Nie jest to zresztą sytuacja niezwykła w Europie. Na przykład, w Unii Europejskiej jedynymi wyjątkami są Holandia i Wielka Brytania.
Cechą odmienną jest również możliwość magazynowania gazu na okresy wzmożonego zapotrzebowania na ten rodzaj energii. Możliwość taka nie występuje ani w przypadku energii elektrycznej, ani w przypadku ciepła.
Cechy ogólne rynku gazu
Rynek gazu w Polsce, w aktualnym jego kształcie, jest rynkiem wysoce zmonopolizowanym. Wynika to zarówno – w przypadku odbiorców korzystających z tego właśnie nośnika energii – z ograniczonej możliwości zastąpienia go innym nośnikiem, z uwagi na stosunkowo wysokie koszty, które odbiorca musiałby ponieść w związku z taką zamianą, jak również z niemożności dokonywania przez odbiorców zakupu gazu w dowolnym przedsiębiorstwie wydobywającym gaz (w kraju lub za granicą) lub w przedsiębiorstwie zajmującym się wyłącznie jego obrotem. W kraju naszym bowiem jedynym do tej pory przedsiębiorstwem wydobywającym gaz na skalę umożliwiającą jego sprzedaż jest Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG), które zajmuje się również jego importem, magazynowaniem, przesyłaniem, dystrybucją i sprzedażą. Przedsiębiorstwo to ponadto – z uwagi na wyższe koszty zakupu gazu z importu niż koszty wydobycia ze złóż krajowych – dokonuje sprzedaży gazu na podstawie kosztów uśrednionych.
Zakup gazu z importu przez podmioty inne niż PGNiG w chwili obecnej jest możliwy jedynie teoretycznie. Przedsiębiorstwo to bowiem dysponuje siecią przesyłową, którą gaz zakupiony za granicą musiałby zostać przetransportowany. Może jednak odmówić świadczenia takiej usługi, gdyż art. 4 ustawy – Prawo energetyczne zobowiązuje przedsiębiorstwa sieciowe do wykonywania usługi przesyłowej jedynie w odniesieniu do gazu wydobywanego w kraju i to też tylko wówczas, gdy istnieją ku temu warunki techniczne i ekonomiczne.
Wdrażanie więc konkurencyjnego rynku gazu, za który uznać można rynek gwarantujący odbiorcom końcowym dostęp do sieci przesyłowych, umożliwiający zakup gazu od dowolnego przedsiębiorstwa wydobywczego i przesłania go najbliższą siecią przesyłową, wymaga szeregu działań. Pierwszym z nich jest przyznanie prawa poszczególnym grupom odbiorców dostępu do sieci. Przy czym uczyniony w kierunku tworzenia takiego rynku krok w postaci rozporządzenia Ministra Gospodarki z 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych3) jest niewystarczający. Wynika to z faktu, iż uprawnienie do korzystania z usług przesyłowych zapewnione przepisami tego rozporządzenia odbiorcom dokonującym rocznych zakupów paliw gazowych (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy) w wielkości:
nie mniejszej niż 25 mln m3 z dniem 1 lipca 2000 r.;
nie mniejszej niż 15 mln m3 z dniem 1 stycznia 2004 r.;
mniejszej niż 15 mln m3 z dniem 5 grudnia 2005 r.
jest w praktyce niemożliwe do realizacji, biorąc pod uwagę względy opisane wyżej.
Sytuacji tej w najbliższym czasie nie zmieni decyzja Rady Ministrów z 23 maja 2000 r. oraz uchwała Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy z 21 grudnia 2000 r., zgodnie z którymi PGNiG utworzyło pięć funkcjonalnych spółek (córek) prawa handlowego, w tym poszukiwawczo-wydobywczą Spółkę Górnictwo Naftowe S.A., jako że przynajmniej w początkowym okresie PGNiG – jako spółka – matka zachowa pakiet 100% udziałów w wyżej wymienionej spółce poszukiwawczo-wydobywczej, a zatem trudno oczekiwać samodzielnych działań tej ostatniej.
Wydaje się, że w dalszej perspektywie na rynku krajowym ma szansę zaistnieć kilka spółek poszukiwawczo-wydobywczych, z którymi rywalizację podejmie również Spółka Górnictwo Naftowe. Dodatkową konkurencję dla nich mógłby stanowić import gazu, co jednak wymagałoby zmian w przepisach oraz zawartych umowach na import gazu, które umożliwiłyby stosowanie zasady TPA również w odniesieniu do gazu zakupywanego za granicą.
Niezależnie od tego należy mieć świadomość, że wdrożenie zasady TPA wymaga opracowania zarówno instrukcji ruchu i eksploatacji systemu przesyłowego, algorytmów bilansowania i rozliczania dostawców i rozliczania odbiorców, jak i wdrożenia zasad ewidencji kosztów usługi przesyłowej.
O ile jednak dla kreowania konkurencyjnego rynku gazu konieczna jest konkurencja w zakresie pozyskania gazu i obrotu nim, to trudno o konkurencję w zakresie przesyłania i magazynowania gazu. Działalność tę powinna wykonywać jedna spółka stanowiąca monopol naturalny.
Chociaż działalność dystrybucyjna ma charakter monopolu sieciowego, to w tym przypadku na różnym terenie powinny działać niezależne od siebie przedsiębiorstwa, do których zastosowana byłaby zasada konkurencji porównawczej, umożliwiająca konfrontację efektywności poszczególnych przedsiębiorstw i wymuszanie obniżenia poziomu ich kosztów do poziomu najbardziej efektywnego. Krok w tym kierunku został już uczyniony poprzez wydzielenie ze struktur PGNiG, na mocy wyżej powołanej decyzji Rady Ministrów oraz uchwały Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy czterech spółek dystrybucyjnych oraz stopniowe rozszerzanie działalności terytorialnej przedsiębiorstw działających poza strukturami PGNiG, polegającej na przesyłaniu i dystrybucji oraz obrotu gazem.
Główne podmioty na obecnym rynku gazu w Polsce
Stopień złożoności rynku gazu jest wyjątkowo niewielki, nawet w stosunku do innych rynków energetyki. Wynika to ze wspomnianej już szczupłej liczby podmiotów gospodarczych zajmujących się wydobyciem lub handlem (a także obsługą tej działalności, np. magazynowaniem lub przesyłem), bezwzględnej dominacji jednego z nich oraz braku istotnego zróżnicowania terytorialnego składu głównych podmiotów i relacji między nimi.
Rynek ten obecnie tworzą w Polsce następujące główne grupy uczestników: sprzedający, kupujący oraz regulator.
Najważniejsi sprzedający to:
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG)
Przedsiębiorstwo to w chwili obecnej jest jedynym dostawcą odpowiedzialnym w całości za import, magazynowanie, przesyłanie i dystrybucję gazu ziemnego. Należy do grupy 10 największych pracodawców w kraju, zatrudniając (31 grudnia 2000 r.) ponad 30,7 tys. osób.
Na mocy decyzji Rady Ministrów z 23 maja 2000 r. oraz uchwał Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy z 21 grudnia 2000 r., PGNiG utworzyło pięć funkcjonalnych spółek (córek) prawa handlowego:
spółkę poszukiwawczo-wydobywczą (Spółka Górnictwo Naftowe), w skład której wchodzi 7 odrębnych oddziałów,
cztery spółki dystrybucyjne: Mazowiecką Spółkę Gazownictwa (MSG), Karpacką Spółkę Gazownictwa (KSG), Śląską Spółkę Gazownictwa ŚSG) oraz Pomorsko-Wielkopolską Spółkę Gazownictwa (PWSG).
Od maja 2001 r. spółki te posiadają koncesje na działalność gospodarczą w zakresie przesyłania, dystrybucji i obrotu. Dotąd jednak nie rozpoczęły działalności z uwagi na nierozwiązany problem podziału majątku między poszczególne spośród nich.< BR> PGNiG jako spółka-matka holdingu odpowiadać ma za przesył, obrót i magazynowanie gazu, z początkowym pakietem 100% udziałów w każdej z ww. spółek (w dalszym etapie spółka-matka ma zachować pakiety kontrolne w wymienionych spółkach-córkach). Firma ta będzie sprzedawać gaz wydzielonym ze swoich struktur spółkom dystrybucyjnym, spółkom o lokalnym znaczeniu na rynku gazowym oraz odbiorcom przemysłowym zasilanym bezpośrednio z sieci przesyłowej wysokiego ciśnienia (zakładom azotowym, hutom, elektrowniom i elektrociepłowniom). W stosunku do wyżej wymienionych odbiorców świadczyć będzie usługę przesyłową. Szacowana przez PGNiG struktura sprzedaży tej firmy przedstawia się następująco: sprzedaż spółkom dystrybucyjnym – 60% ogółu dostaw, a sprzedaż odbiorcom przemysłowym (bezpośrednim) – 40%. Spółka przewiduje systematyczny wzrost liczby obsługiwanych odbiorców z 227 w roku 2001 do 261 w roku 2005.
Przedsiębiorstwo to zostało utworzone przez PGNiG (48%), spółkę rosyjską OAO Gazprom (48%) oraz Gas Trading S.A. (4%). Przedmiotem działania spółki jest transport gazu odcinkiem gazociągu tranzytowego Jamał-Europa położonym w granicach Polski. W chwili obecnej dostarcza PGNiG gaz zakupiony przez tę firmę w Rosji. Pod koniec 2000 r. przedsiębiorstwo otrzymało koncesję na obrót gazem ziemnym wysokometanowym, który na własny rachunek zamierza kupować za granicą i sprzedawać odbiorcom przyłączonym do jego sieci.
Firma ta, mająca siedzibę w Kaźmierzu (niedaleko Poznania), jest właścicielem 315 km sieci rozdzielczej i obsługuje około 3 tys. odbiorców. W gaz zaopatruje się w PGNiG.
Petrico S.A.
Jest to przedsiębiorstwo z siedzibą w Karlinie (woj. zachodniopomorskie), dysponujące dla gazu zaazotowanego: 195 km siecią przesyłową i 200 km siecią rozdzielczą, a dla gazu wysokometanowego – 250 km siecią rozdzielczą. Obsługuje około 2,5 tys. odbiorców. Dostawcą gazu firmie Petrico jest PGNiG.
Aktualnie firma działa na terenie Międzyrzecza. Stara się o rozszerzenie koncesji na kolejne miasta, tj. Słubice i Rzepin co oznacza wydłużenie posiadanych sieci o długości: 22 km sieci przesyłowej i 6 km sieci rozdzielczej. Przewiduje obsługę około 1,2 tys. odbiorców. Gaz również pochodzi od PGNiG.
KB – Gaz Technologia i Energia Sp. z o.o.
Przedsiębiorstwo to mieści się na terenie Szczecina. Włada 27-kilometrową siecią rozdzielczą. Zaopatruje się w gaz w PGNiG.
Oprócz wymienionych firm, jeszcze 26 przedsiębiorstw posiada koncesje na przesyłanie i dystrybucję oraz obrót paliwami gazowymi za pomocą sieci rozdzielczych. Ich długość nie przekracza jednak 5 km i na krajowym rynku gazowym nie odgrywają one większej roli.
Z kolei, wśród nabywców gazu wyróżnia się cztery duże grupy.
Dzieli się je na następujące podgrupy zależne od celu, na który zużywany jest gaz, tj.: jedynie do przygotowania posiłków, do przygotowania posiłków i podgrzania wody oraz do przygotowania posiłków, podgrzania wody i ogrzewania pomieszczeń. Na uwagę zasługuje fakt, iż około 58% gospodarstw domowych w Polsce korzysta z gazu ziemnego, ale jedynie 10% mieszkań jest ogrzewanych gazem. Strukturę zużycia gazu przez wymienione wyżej podgrupy obrazuje rys. 3.2. Wynika z niej, że gospodarstwa, które wykorzystują go do trzech celów, tj. przygotowania posiłków, podgrzewania wody i ogrzewania pomieszczeń zużywają ponad połowę (56%) ogólnej ilości m3 gazu zużywanego przez tę podgrupę.
Rys. 3.2 Zastosowanie gazu w gospodarstwach domowych w zależności od ilości m3 gazu zużytego przez odbiorców danej grupy (w stosunku do ogólnej ilości gazu zużywanego przez gospodarstwa domowe)
Odbiorcy sektora handlu i usług
Są to firmy stosujące gaz w takich dziedzinach, jak chłodzenie, usługi gastronomiczne, hotelarstwo, opieka zdrowotna, budynki biurowe, działalność handlowa.
Odbiorcy sektora przemysłu przetwórczego
Należą do nich przedsiębiorstwa przemysłowe zużywające gaz do bezpośredniego grzejnictwa wysoko temeperaturowego, w procesach, przy których wymagana jest ciągła regulacja i automatyzacja (hutnictwo, przemysł maszynowy, precyzyjny, ceramiczny i szklarski) oraz w przemyśle chemicznym jako surowiec do syntezy.
Elektroenergetyka i ciepłownictwo
Do tej grupy odbiorców zaliczają się lokalne ciepłownie i kotłownie oraz elektrownie i elektrociepłownie.
Regulatorem jest oczywiście Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, który oddziałuje na działalność przedsiębiorstw gazowniczych poprzez udzielanie koncesji, zatwierdzanie taryf, uzgadnianie projektów planów rozwoju, kontrolowanie parametrów jakościowych dostaw i obsługi odbiorców w zakresie obrotu paliwami gazowymi.
Do 5 grudnia 1999 r. taryfy dla paliw gazowych w zakresie obrotu i dystrybucji ustalane były przez Ministra Finansów, w oparciu o koszty ponoszone przez PGNiG. Pozostałe podmioty zajmujące się dystrybucją i obrotem paliwami gazowymi bez względu na ponoszone koszty musiały stosować ceny nie wyższe niż ustalone przez Ministra Finansów. Minister Finansów ustalał również ceny paliw gazowych wprowadzanych do sieci PGNiG
Po 5 grudnia 1999 r. prawo do ustalania taryf dla paliw gazowych uzyskały same przedsiębiorstwa energetyczne, ale praktycznie mogły to czynić dopiero od 4 stycznia 2000 r., tj. od momentu wejścia w życie przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z 6 grudnia 1999 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi, w tym rozliczeń z indywidualnymi odbiorcami w lokalach4), które – obok ustawy – Prawo energetyczne z 10 kwietnia 1997 r.5) – było podstawą prawną ich stanowienia.
Bazą odniesienia dla cen i stawek opłat określonych w oparciu o wskazane wyżej uregulowania prawne była taryfa Ministra Finansów, w której:
dla wszystkich odbiorców przemysłowych ceny i stawki za dostawę danego rodzaju gazu były jednakowe, bez względu na miejsce przyłączenia do sieci (przesyłowej czy rozdzielczej) i wielkość zamawianej mocy czy ilość pobieranego gazu;
dla gospodarstw domowych ceny za gaz były identyczne, a niewielka różnica dotyczyła jedynie opłaty eksploatacyjnej, która miała rekompensować sprzedawcy ponoszone przez niego opłaty związane z ich handlową i techniczną obsługą (dla odbiorców pobierających gaz dla celów grzewczych miesięczna opłata wynosiła – 4,4 zł, dla pozostałych odbiorców – 2,7 zł);
dopuszczone było kwartalne zamawianie mocy, co odbiorcy dawało możliwość dopasowania zamówień do faktycznego zapotrzebowania, a dodatkowo odbiorcy nierównomiernie wykorzystującemu moc w ciągu roku – możliwość minimalizacji kosztów związanych z rezerwacją mocy, natomiast dostawcę narażało na ryzyko nie pokrycia kosztów utrzymania systemu w gotowości do dostawy gazu, ponoszonych w ciągu całego roku.
Z uwagi na fakt, iż z punktu widzenia ilości odbiorców oraz wielkości przychodów ze sprzedaży gazu działające w chwili obecnej na rynku polskim przedsiębiorstwa energetyczne, zajmujące się obrotem i dystrybucją paliw gazowych mają minimalne znaczenie dla jego funkcjonowania, jak też biorąc pod uwagę fakt, iż te przedsiębiorstwa zakupują paliwo od PGNiG, a w związku z tym opracowanie przez nie taryf możliwe jest dopiero po wprowadzeniu taryfy PGNiG, która stanowi dla nich bazę kosztową, rozpatrywanie cen dostawy gazu w skali sektora można ograniczyć do cen stosowanych przez PGNiG.
Zaznaczyć przy tym należy, że obecnie sprzedaż gazu ziemnego największym odbiorcom pobierającymi gaz z sieci przesyłowej, do których w 2000 r. zaliczali się: Zakłady Azotowe Puławy S.A., Polski Koncern Naftowy Orlen Sp. z o.o., Zakłady Chemiczne Police S.A., Zakłady Azotowe Kędzierzyn S.A., Anwil S.A., Zakłady Azotowe Tarnów S.A., Nowa Sarzyna Sp. z o.o., Norpris Sp. z o.o. jest realizowana nie w oparciu o zasady określone w taryfie, zatwierdzanej przez Prezesa URE, lecz w oparciu o indywidualne umowy. Stosowanie odmiennych zasad niż ustalone w taryfie związane jest z istotnymi różnicami w standardzie dostawy gazu do tych odbiorców oraz w warunkach odpowiedzialności stron w stosunku do standardów określonych w taryfie. W większości przypadków cena gazu dla tych odbiorców uzależniona jest od rynkowej ceny lekkiego oleju opałowego.
Natomiast w taryfie, na mocy powołanych wyżej aktów prawnych, dla każdego rodzaju dostarczanego siecią gazu (ziemny wysokometanowy, ziemny zaazotowany, propan-butan rozprężony i propan-butan powietrze) ustalone zostały grupy taryfowe, do których zakwalifikowani zostali odbiorcy ze względu na uzasadnione w ich przypadku koszty dostawy gazu. Kryteriami kwalifikacji stały się: miejsce przyłączenia odbiorcy do sieci (przesyłowej lub rozdzielczej), wielkość zarezerwowanej mocy umownej oraz wielkość rocznego odbioru paliwa. Na podstawie tych kryteriów dla gazów: wysokometanowego i zaazotowanego wyodrębniono po 10 grup taryfowych (wobec dwóch w taryfie urzędowej ustalanej przez Ministra Finansów) i po cztery grupy dla gazów propan-butan (którymi zasilani są odbiorcy zamieszkujący trzy miasta na Mazurach, i dla których do 5 grudnia 1999 r. ceny i stawki opłat ustalane były w trybie cen umownych).
Zmianie uległa ponadto zasada zamawiania mocy umownej. Moc tę mają obowiązek zamawiać jedynie odbiorcy o charakterze przemysłowym. Gospodarstwa domowe bowiem nie zamawiają mocy i rozliczane są za „korzystanie z sieci”, według stawek ryczałtowych zależnych od nierównomierności dobowej przesyłania i odbioru paliwa gazowego w sieci rozdzielczej, ustalonej na podstawie charakterystyki odbioru tego paliwa przez poszczególne grupy taryfowe.
W taryfie ustalonej „pod rządami” ustawy – Prawo energetyczne składnik stały stawki opłat za usługę przesyłową odniesiony został do maksymalnej godzinowej możliwości odebrania w danym roku paliwa gazowego, co oznacza że odbiorca nie może zamówić różnej mocy na poszczególne kwartały lecz jedną na cały rok. Spowodowało to w przypadku odbiorców o niskim stopniu wykorzystania mocy, a więc przede wszystkim producentów ciepła wykorzystujących gaz jedynie w sezonie grzewczym znaczny wzrost opłat za dostawę gazu.
Zarówno zmiana sposobu zamawiania mocy, jak również stworzenie znacznie większej liczby grup taryfowych w stosunku do taryfy ustalonej przez Ministra Finansów oznaczała możliwość dużej rozpiętości opłat, którymi po wejściu w życie taryfy PGNiG zostaliby obciążeni odbiorcy. Stąd też w powołanym rozporządzeniu Ministra Gospodarki z 6 grudnia 1999 r. wzrost opłat dla poszczególnych odbiorców w stosunku do opłat urzędowych, przy założeniu struktury sprzedaży na poziomie roku poprzedzającego rok wprowadzenia nowej taryfy, ograniczono do 12,5%. Oznaczało to konieczność udzielania odbiorcom, którzy do końca 1999 r. mogli zamawiać różną moc na poszczególne kwartały bonifikat stanowiących równowartość nadwyżki ponad wielkość wynikającą z ograniczeń.
Wprowadzone rozporządzeniem ograniczenia, przy ogólnie nie najlepszej sytuacji finansowej przedsiębiorstwa, praktycznie uniemożliwiły eliminowanie subsydiowania jednych grup odbiorców przez inne. W 2000 r. średnia cena dostawy gazu ziemnego wysokometanowego ustalona na podstawie cen i stawek opłat wynikających z zatwierdzonej taryfy w stosunku do średniej ceny „uzasadnionej” (wynikającej z kosztu jednostkowego, obejmującego nie tylko koszty działalności operacyjnej, w tym przede wszystkim koszty zakupu gazu z importu, ale również koszty rozwoju i modernizacji) była niższa o około 20%, przy czym dla gospodarstw domowych aż o 40%. Szczególna rozbieżność występowała między stawkami opłat za handlową obsługę odbiorców oraz średnimi stawkami opłat za przesyłanie, wynikającymi z taryfy a „teoretycznymi” stawkami uzasadnionymi przez poniesione koszty. I tak, w zakresie przesyłania dla odbiorców zużywających gaz jedynie do przygotowania posiłków różnicę między stawkami taryfowymi a ekonomicznymi szacuje się na 89%, dla odbiorców zużywających gaz do przygotowania posiłków oraz podgrzania wody – na 80%, a dla odbiorców zużywających ten gaz do przygotowania posiłków, podgrzania wody oraz ogrzania pomieszczeń – na 77%. Odbiorcy ci subsydiowani są przez odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowych6), pobierających znaczne ilości gazu w ciągu roku. Dla tych ostatnich stawka ekonomiczna jest o około 8% wyższa od taryfowej.
Proces eliminowania subsydiowania7) w najbliższym okresie, aczkolwiek absolutnie słuszny z punktu widzenia wzrostu konkurencyjności polskich wyrobów, dla których gaz jest podstawowym surowcem do produkcji (przemysł azotowy, szklarski czy ceramiczny) może być jednak utrudniony z uwagi na wysoki wzrost cen gazu, spowodowany wzrostem kosztów jego zakupu z importu, który oznacza wzrost średnich cen dostawy gazu do odbiorców. Założenia zaś polityki energetycznej Polski do 2020 r. dopuszczają wzrost cen dostawy gazu odbiorcom indywidualnym na poziomie zaledwie o kilka procent wyższym niż wskaźnik inflacji na dany rok.
Od 15 marca 2001 r. weszła w życie korekta taryfy PGNiG. Polega ona na podwyższeniu cen gazu w związku ze zwiększonymi, w stosunku do założeń przyjętych we wniosku o zatwierdzenie taryfy w roku 2000, kosztami zakupu gazu z importu i kosztami wydobycia gazu ze złóż krajowych oraz zmianą stawek opłat za usługi przesyłowe, wynikającą z postanowień znowelizowanego art. 45 ustawy – Prawo energetyczne. Cena gazu wysokometanowego wzrosła z 0,394 zł/m3 do 0,505 zł/m3, tj. o 28,1%. Stawki zaś opłat przesyłowych, które zobowiązane są spełniać wymóg określony w powołanym wyżej art. 45 ust. 58), ustalone zostały na takim poziomie, że przychód dla danej grupy odbiorców, w stosunku do przychodu z wniosku taryfowego, nie uległ zmianie. Uzmiennienie stawek stałych stworzyło preferencje dla odbiorców nierównomiernie wykorzystujących gaz (odbiorców sezonowych) oraz odbiorców o niskim współczynniku wykorzystania zamówionej mocy, w sposób zaś zasadniczy pogorszyło sytuację odbiorców, którzy pobierają gaz w sposób równomierny, a ilość pobranego gazu pozwala na efektywne wykorzystanie zamówionej przez nich mocy.
Rozwiązanie przyjęte w art. 45 ust. 5 ustawy Prawo energetyczne odbiega od rozwiązań przyjętych w Unii Europejskiej, gdzie stawki opłat za przesyłanie ustalane są na podstawie ponoszonych kosztów (przy czym w przesyle koszty stałe stanowią ponad 90%). Wydaje się, że również w Polsce należałoby dążyć do rozwiązań unijnych, a zobowiązanie do ustalania stawek opłat za przesyłanie tak, aby opłaty stałe nie przekraczały 40% łącznych opłat za przesyłanie powinno się ograniczyć jedynie do odbiorców pobierających gaz w ilości do 10 m3/h w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, tj. gospodarstw domowych i drobnego sektora handlu i usług. Wymagałoby to jednak kolejnej zmiany art. 45 ust. 5 ustawy – Prawo energetyczne. Zmiana wymienionego artykułu jest szczególnie ważna z punktu widzenia interesów przedsiębiorstw, które są właścicielami sieci przesyłowych i są zobowiązane do kalkulowania stawek dystansowych (tzn. zależnych w części stałej od odległości, na którą gaz jest przesyłany oraz mocy umownej). W tym przypadku bowiem „uzmiennienie” kosztów stałych przekłada się na zwiększone ryzyko osiągnięcia planowanych przychodów, gdyż założenie do kalkulacji taryfy ilości transportowanego gazu niższej, od tej która faktycznie zostanie wykonana, prowadzi do nieuzasadnionych zysków, natomiast przeszacowanie założonych ilości prowadzi do powstania nieuzasadnionych strat. Przy znacznych ilościach transportowanego gazu nieuzasadnione zyski lub straty mogą osiągać znaczące kwoty. Ponadto, w sytuacji gdy charakterystyka usługobiorców jest zbliżona ci, którym usługa przesyłowa jest świadczona na krótszym dystansie subsydiować będą tych, dla których gaz transportowany jest na dłuższe odległości.
Ochrona interesów odbiorców o wysokim stopniu wykorzystania mocy, przy obecnym stanie prawnym, wymaga podziału dotychczasowych grup taryfowych na podgrupy, do których kwalifikowani będą odbiorcy o zbliżonej charakterystyce poboru gazu umożliwiającą, w większym stopniu niż dotychczas, zbliżenie ustalonych stawek opłat do ponoszonych kosztów.
Istotny wzrost cen gazu spowodowany wzrostem kosztów jego zakupu za granicą, jaki miał miejsce w marcu 2001 r., jak również dalsza możliwość zwiększenia tych cen, w związku z dopuszczoną przepisami rozporządzenia taryfowego możliwością ich korekty raz na kwartał, w przypadku gdy zakup gazu z importu realizowany jest po cenach wyższych niż 5% od cen przyjętych do kalkulacji cen w zatwierdzonej taryfie, sprawia, że w najbliższym czasie proces eliminowania subsydiowania między poszczególnymi grupami w zakresie opłat za świadczone usługi przesyłowe będzie maksymalnie ograniczony. Z tych samych również względów trudno liczyć na eliminowanie subsydiowania w zakresie handlowej obsługi odbiorców9).
W związku z postanowieniami § 44 rozporządzenia Ministra Gospodarki z 20 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi10), formalnie I taryfa ustalona przez PGNiG przestała obowiązywać z dniem 1 września 2001 r. Biorąc jednak pod uwagę fakt, iż Prezes URE już po raz drugi odmówił zatwierdzenia II taryfy ustalonej przez to przedsiębiorstwo, rozliczenia za dostarczony gaz w dalszym ciągu winny być dokonywane w oparciu o zatwierdzoną I taryfę. Pierwsza odmowa zatwierdzenia taryfy przez Prezesa URE wynikała z wielu powodów. Należały do nich m.in. nieprzedstawienie kontraktów na zakup gazu z importu, brak uzasadnienia do stanowiących podstawę kalkulacji taryfy kosztów finansowych, skalkulowanie – dla kilku grup taryfowych – stawek opłat przesyłowych na poziomie, który nie pozwala na dotrzymanie warunku określonego w art. 45 ust. 5 ustawy, brak stawek dystansowych oraz zbyt wysoki wzrost średnich cen dla gospodarstw domowych zużywających gaz jedynie do przygotowania posiłków oraz do przygotowania posiłków i podgrzania wody. Po raz drugi zaś odmowa nastąpiła z dwóch ostatnich powodów przedstawionych wyżej.
Mimo istotnego wzrostu cen gazu ziemnego, jaki miał miejsce w I kwartale 2001 r., w dalszym ciągu – biorąc pod uwagę relacje cen gazu do cen innych nośników energii – jest on paliwem konkurencyjnym. Dla zobrazowania powyższego została zamieszczona tabela 3.2.
Tabela 3.2 Porównanie kosztów energii cieplnej w ciepłownictwie w zależności od paliwa
Koszt ciepła w zł/MWh
(dane z III kw. 1999 r.)
Koszt ciepła w zł/MWh (szacunek własny na podstawie średniego wzrostu cen paliwa pierwotnego)
Węgiel orzech 52,0 62,8
Gaz ziemny 69,6 92,3
Koks orzech 85,8 98,7
Olej opałowy lekki 101,7 164,8
Energia elektryczna nocna 141,5 163,4
Propan-butan 167,6 271,5
Energia elektryczna dzienna 322,8 372,8
1) A. Dobroczyńska, L. Juchniewicz, B. Zaleski, Regulacja energetyki w Polsce, Wyd. Adam Marszałek, Warszawa-Toruń 2000, s. 55.
2)W roku 1999 udział gazu w bilansie paliw pierwotnych wynosił: w świecie – 23,8%, w Unii Europejskiej – 21,5% (w tym np. w Holandii – 41,5%, w Wielkiej Brytanii – 35,1%, i we Włoszech – 31,8%), a w Polsce – 10,4%.
3) Dz. U. Nr 107, poz. 671.
4) Dz. U. Nr 102, poz. 1188.
5) Dz. U. Nr 54, poz. 348 ze zmianami.
6)Z punktu widzenia faktycznie poniesionych kosztów, stawki opłat ustalone dla odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej powinny być niższe. Z uwagi jednak na to, że podwyższenie stawek opłat za świadczone usługi przesyłowe i stawek abonamentowych wobec odbiorców indywidualnych do poziomu rzeczywistych kosztów nie jest możliwe ze względów społecznych, część kosztów jest pokrywana z wpływów (na skutek relatywnie zawyżonych stawek) od wielkich odbiorców gazu, zasilanych z sieci wysokich ciśnień.
7)Konieczność ograniczenia subsydiowania, poza względami o których jest mowa w tym miejscu, wynika z wymogu realizacji postanowień art. 45 ust. 4 ustawy – Prawo energetyczne oraz odpowiednich ustaleń rozporządzenia „taryfowego” dla paliw gazowych.
8)W myśl, którego udział opłat stałych za świadczenie usług przesyłowych w łącznych opłatach za te usługi dla danej grupy odbiorców w skali roku nie może przekroczyć 40%.
9)Proces eliminowania subsydiowania między grupami odbiorców oznacza, że dla odbiorców subsydiowanych (gospodarstw domowych) musiałby nastąpić wzrost stawek opłat za usługi przesyłowe i obsługę handlową, co łącznie ze wzrostem cen paliw oznaczałoby istotną podwyżkę średnich cen ich dostawy. To zaś nie byłoby do zaakceptowania ze względów społecznych. Ponadto, byłoby to sprzeczne z polityką cenową określoną w „Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 r.”, zgodnie z którą wzrost cen nośników energetycznych „dla tych odbiorców, którzy dotąd byli beneficjentami skrośnego subsydiowania, kosztem innych grup odbiorców”, będzie wyższy o kilka punktów procentowych ponad poziom inflacji.
10) Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 8 i Nr 34, poz. 407.
[ 2.3.4 Eliminowanie subsydiowania ... ] [ Spis treści ] [ 3.2 Strategia urynkowienia ... ]