Source: http://dziennikustaw.net/M-P-2007-nr-33-poz-384/
Timestamp: 2018-07-16 22:14:06
Legal References Found: art. 15
 art. 15
 art. 9
 art. 9
 art. 11
 art. 9

Document Content:
Dziennik Ustaw » M.P. 2007 nr 33 poz. 384
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 sprawoz danie z wyników nadzoru ministra właściwego do spraw gospodarki nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny za okres od dnia 3 maja 2005 r. do dnia 30 czerwca 2006 r. Minister Gospodarki: P. G. Woźniak 384 OBWIESZCZENIE MINISTRA GOSPODARKI1) z dnia 9 maja 2007 r. w sprawie sprawozdania z wyników nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny ———————
2) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158, poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 21, poz. 124 i Nr 52, poz. 343. Załącznik do obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 9 maja 2007 r. (poz. 384) SPRAWOZDANIE Z WYNIKÓW NADZORU NAD BEZPIECZE¡STWEM ZAOPATRZENIA W GAZ ZIEMNY za okres od dnia 3 maja 2005 r. do dnia 30 czerwca 2006 r.
1. Informacje ogólne Podstawę prawną do sporządzenia niniejszego sprawozdania 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 w terminie do dnia 30 czerwca każdego roku sprawozdania z wyni ków nadzoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny. Monitor Polski Nr 33 — 1053 — Poz. 384 Sprawozdanie obejmuje okres od dnia 3 maja 2005 r., tj. od dnia wejścia w życie ustawy z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy — Prawo energe tyczne oraz ustawy — Prawo ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz. 552 oraz z 2006 r. Nr 158, poz. 1123), do dnia 30 czerwca 2006 r. Wyżej wymieniona zmiana ustawy — Prawo ener getyczne dopełniła proces implementacji do prawa polskiego postanowień dyrektywy 2003/55/WE Parla mentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego ga zu ziemnego i uchylającej dyrektywę 98/30/WE. Przedmiotem niniejszego sprawozdania są zagad nienia bezpieczeństwa energetycznego kraju, zgodnie z przepisami ustawy z dnia 4 września 1997 r. o dzia łach administracji rządowej (Dz. U. z 2007 r. Nr 65, poz. 437), w tym bezpieczeństwa dostaw gazu ziemne go do Polski, nadzór nad którymi powierzono mini strowi właściwemu do spraw gospodarki, zgodnie z przepisami ustawy — Prawo energetyczne. Bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego jest uza leżnione od wielu czynników. Wśród najistotniejszych należy wskazać: — potencjalną moc i stopień dostępności źródeł ga zu ziemnego, — stan techniczny i formy własności infrastruktury transportu gazu ziemnego, — poziom dywersyfikacji dostaw, w tym wykorzysta nie krajowych i zagranicznych źródeł zaopatrzenia w gaz ziemny, — warunki kontraktowe dostaw gazu ziemnego, — warunki wewnętrznej i międzynarodowej stabilno ści. Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego jest priorytetowym celem Rządu polskiego. Dotyczy to w szczególności utrzymywania stabilnych i nieprze rwanych dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego, co wiąże się z koniecznością dywersyfikacji kierunków, źródeł i sposobów dostaw oraz rozbudową infrastruk tury przesyłowej, dystrybucyjnej i magazynowej, a także zwiększenia krajowego wydobycia gazu ziem nego. Polski rynek gazu ziemnego należy postrzegać po przez dostawy tego gazu jako nośnika energetycznego oraz jako surowca wykorzystywanego w celach nie energetycznych. Działania Rządu RP W dniu 7 grudnia 2005 r. powołano Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej, na mocy rozpo rządzenia Rady Ministrów z dnia 29 listopada 2005 r. w sprawie Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfi kacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej (Dz. U. Nr 239, poz. 2011), oraz podjęto inten sywne prace dla zapewnienia dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej. W dniu 3 stycznia 2006 r. Rada Ministrów podjęła uchwałę nr 3/2006 w sprawie działań mających na ce lu dywersyfikację dostaw nośników energii, poprzez przygotowanie decyzji inwestycyjnych i handlowych dla dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego, w szcze gólności: budowy terminala LNG na terytorium RP, dostaw gazu ziemnego z innych niż obecnie źródeł, a także zwiększenia wydobycia krajowego gazu ziem nego i pojemności magazynowych. W dniu 31 maja 2006 r. Rada Ministrów podjęła uchwałę nr 77/2006 w sprawie działań zwiększających bezpieczeństwo energetyczne Rzeczypospolitej Pol skiej, w której stwierdzono, iż gazociąg łączący krajo wy system przesyłowy ze złożami na Morzu Północ nym spełnia założenia dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do RP. Uznano za zgodne z polityką rządu podjęcie przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownic two S.A., zwane „PGNiG S.A.”, działań związanych z przystąpieniem do projektu gazociągu Karsto—Oslo i współpracy z firmami uczestniczącymi w projekcie oraz działań związanych z budową terminala LNG na wybrzeżu RP. Rada Ministrów powierzyła Ministrowi Gospodarki monitorowanie działań PGNiG S.A. zwią zanych z budową terminala LNG. W odniesieniu do „Programu restrukturyzacji i prywatyzacji Polskiego Górnictwa Naftowego i Ga zownictwa S.A.”, przyjętego przez Radę Ministrów w dniu 5 października 2004 r., prowadzono prace ana lityczne i konsultacje międzyresortowe dotyczące jego aktualizacji uwzględniającej kwestie bezpieczeństwa energetycznego kraju, których zakończenie zostało za planowane w październiku 2006 r. W 2006 r. prowadzono prace legislacyjne mające na celu pełne dostosowanie prawa polskiego do wy mogów Unii Europejskiej, tj. prace nad ustawą o zmia nie ustawy — Prawo energetyczne wdrażającą do pol skiego porządku prawnego przepisy dyrektywy Rady 2004/67/WE z dnia 26 kwietnia 2004 r. dotyczącej środ ków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego, oraz uwzględniające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego.
2. Popyt i podaż gazu ziemnego Dostawy gazu ziemnego do Polski realizowane były głównie na podstawie umów handlowych za wartych przez PGNiG S.A. Dystrybucja gazu ziemne go do odbiorców końcowych prowadzona była przez sześć spółek dystrybucyjnych z Grupy kapitałowej PGNiG S.A., funkcjonujących na rynku od dnia 1 lip ca 2004 r., oraz inne przedsiębiorstwa gazownicze, z których sześć obsługiwało więcej niż 100 odbior ców. Według danych PGNiG S.A. przedsiębiorstwo to w 2005 r. sprzedało odbiorcom hurtowym 7,9 mld m3 paliw gazowych, z czego zaledwie 1,4 % zakupiły podmioty inne niż spółki dystrybucyjne Grupy kapita łowej PGNiG S.A. Sprzedaż tych paliw przez spółki dystrybucyjne do odbiorców hurtowych wyniosła niespełna 19 mln m3, co stanowiło 0,2 % całkowitej ich sprzedaży. Oprócz sprzedaży gazu ziemnego spółkom dystry bucyjnym, będącym pośrednikiem w obrocie gazem ziemnym, PGNiG S.A. prowadzi także sprzedaż gazu ziemnego odbiorcom końcowym. 41,8 % gazu sprze dawanego na polskim rynku trafia do odbiorców bez pośrednio z krajowego systemu przesyłowego lub ze złóż, z czego blisko 99 % do odbiorców przemysło wych. Ponadto PGNiG S.A. sprzedaje Operatorowi Ga zociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z o.o. gaz ziemny na potrzeby własne tego operatora i potrzeby bilansowania systemu. Pozostały gaz ziemny jest sprzedawany z systemu dystrybucyjnego przez spół ki dystrybucyjne zależne od PGNiG S.A. Sprzedaż gazu ziemnego odbiorcom w gospodarstwach domowych odbywa się w całości z systemu dystrybucyjnego. Monitor Polski Nr 33 — 1054 — Poz. 384 Sprzedaż paliw gazowych dla odbiorców hurtowych w 2005 r. [mln m3] Kupujący Razemspółki dystrybucyjne inni odbiorcy hurtowi Sprzedawca PGNiG S.A. 7 862,3 112,7 7 975,0 Spółki dystrybucyjne 17,5 1,2 18,7 Razem 7 879,8 113,9 7 993,7 èródło: Na podstawie danych z PGNiG S.A. oraz spółek gazownictwa. Struktura sprzedaży gazu ziemnego Grupy kapitałowej PGNiG S.A. na rynku detalicznym w 2005 r. Wyszczególnienie Sprzedaż gazu ziemnego Grupy kapitałowej PGNiG S.A. Sprzedaż gazu ziemnego Grupy kapitałowej PGNiG S.A. — w tym: sprzedaż gazu ziemnego z systemu przesyłowego i bezpośrednio ze złóż sprzedaż gazu ziemnego spółek gazownictwa [mln m3] 1 2 3 4 Wielkość sprzedaży 13 350,4 5 584,0 7 766,4
1. Przemysł, w tym: 8 041,3 5 423,6 2 617,7 Zakłady azotowe 2 455,1 2 455,1 0,0 Elektrociepłownie 1 133,7 1 118,6 15,1 Ciepłownie 288,9 23,7 265,2 Inni średni odbiorcy (o zużyciu od 1 do 25 mln m3/rok) 1 937,8 480,6 1 457,2 Inni duzi odbiorcy (o zużyciu od 1 do 25 mln m3/rok) 1 483,7 1 329,1 154,6 Pozostali 742,1 16,5 725,6 Monitor Polski Nr 33 — 1055 — Poz. 384 1 2 3 4
2. Handel i usługi: 1 445,0 31,0 1 414,0 Mali odbiorcy (o zużyciu 1 mln m3/rok i poniżej) 1 208,5 4,6 1 203,9 Âredni odbiorcy (o zużyciu od 1 do 25 mln m3/rok) 236,5 26,4 210,1
3. Gospodarstwa domowe 3 734,7 0,0 3 734,7
4. Eksport 41,8 41,8 0,0
5. OGP Gaz-System 87,6 87,6 0,0 Udział w sprzedaży 100 41,8 58,2
1. Przemysł, w tym: 60,2 40,6 19,6 Zakłady azotowe 18,4 18,4 0,0 Elektrociepłownie 8,5 8,4 0,1 Ciepłownie 2,2 0,2 2,0 Inni średni odbiorcy (o zużyciu od 1 do 25 mln m3/rok) 14,5 3,6 10,9 Inni duzi odbiorcy (o zużyciu od 1 do 25 mln m3/rok) 11,1 10,0 1,1 Pozostali 5,6 0,1 5,5
2. Handel i usługi: 10,8 0,2 10,6 Mali odbiorcy (o zużyciu 1 mln m3/rok i poniżej) 9,1 0,0 9,1 Âredni odbiorcy (o zużyciu od 1 do 25 mln m3/rok) 1,8 0,2 1,6
3. Gospodarstwa domowe 28,0 0,0 28,0
4. Eksport 0,3 0,3 0,0
5. OGP Gaz-System 0,7 0,7 0,0
3. èródła i kierunki zaopatrzenia gospodarki krajowej w gaz ziemny oraz możliwości dysponowania tymi źródłami Według danych Ministerstwa Gospodarki dostawy gazu ziemnego na potrzeby krajowe w 2005 r. wynio sły ponad 14,4 mld m
3. Dostawy gazu ziemnego z im portu, w ilości około 9,9 mld m3, co stanowiło blisko 70 % zużycia, uzupełniane były wydobyciem własnym w ilości ok. 4,3 mld m3, pokrywającym 30 % całkowi tego zaopatrzenia kraju w gaz ziemny. Poniższe dane uwzględniają wszystkich dostawców sprowadzają cych gaz ziemny z zagranicy. Struktura dostaw gazu ziemnego na polski rynek w 2005 r. èródło: Urząd Regulacji Energetyki na podstawie danych PGNiG S.A. oraz spółek gazownictwa. Ilość Udział w bilansie Udział w imporcie [mld m3]* 1 2 3 4 Razem (1+2+3+
4) 14,4013 100,00% —
1. wydobycie krajowe 4,3182 29,98% —
2. import razem (2.1+2.
2) 9,9189 68,88% 100 00% Monitor Polski Nr 33 — 1056 — Poz. 384 1 2 3 4 2.
1. import ze wschodu (2.1.1 + 2.1.2 + 2.1.3 + 2.1.
4) 9,0797 63,05 % 91,54 % 2.1.
1. import z Federacji Rosyjskiej 6,5454 45,45 % 65,99 % 2.1.
2. import z Ukrainy 0,0012 0,01 % 0,01 % 2.1.
3. import z Uzbekistanu 1,4248 9,89 % 14,36 % 2.1.
4. import z Kazachstanu 0,8941 6,21 % 9,01 % 2.1.
5. import z Turkmenistanu 0,2142 1,49 % 2,16 % 2.2.
3. import z Republiki Czeskiej 0,0003 0,00 % 0,00 %
3. eksport –0,0418 0,29 % — 2.
2. import z innych kierunków (2.2.1 + 2.2.2 + 2.2.
3) 0,8392 5,83 % 8,46 % 2.2.
1. import z Republiki Federalnej Niemiec 0,3538 2,46 % 3,57 % 2.2.
2. import z Norwegii 0,4851 3,37 % 4,89 %
4. magazyny gazu (saldo) 0,2060 1,43 % — * temp. 0 °C, ciśnienie 760 mm Hg èródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki. Zachodzi potrzeba ujednolicenia jednostek stosowa nych w sprawozdawczości przez podmioty sektora gazowego — Agencję Rynku Energii S.A. i Urząd Re gulacji Energetyki, z uwagi na obowiązek przedkłada nia raportów Komisji Europejskiej. Obecnie dane przekazywane Eurostatowi przez Agencję Rynku Energii S.A. realizowane są na stosownych, obowią zujących w statystyce Unii Europejskiej, formula rzach. Brak spójności z jednostkami, w jakich prezen towane są Ministrowi Gospodarki sprawozdania przedsiębiorstw, uniemożliwia ich porównywanie. Aby jednak możliwe było dokonanie porównań da nych z danymi krajów europejskich, wydaje się najko rzystniejsze stosowanie jednostek, w których warto ści w mln m3 podane są dla standardowych warun ków odniesienia, tzn. w temperaturze 15 oC i ciśnie niu 760 mm Hg. Dane w takiej formie przekazywane są do Międzynarodowej Agencji Energii i Eurostatu. Import Dostawy gazu ziemnego z Federacji Rosyjskiej do Polski realizowane są przede wszystkim przez PGNiG S.A. na podstawie „Porozumienia między Rzą dem Rzeczypospolitej Polskiej a Rządem Federacji Ro syjskiej o budowie systemu gazociągów dla tranzytu gazu rosyjskiego przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej i dostawach gazu rosyjskiego do Rzeczypo spolitej Polskiej”, zawartego w dniu 25 sierpnia 1993 r. (z późniejszymi aneksami), oraz długoterminowego kontraktu handlowego, który na podstawie powyższe go porozumienia zawarły w dniu 25 września 1996 r. PGNiG S.A. i Gazexport Sp. z o.o. Kontrakt ten obo wiązuje do 2022 r. Dostawy te uzupełniane są na podstawie kontrak tów krótko- i średnioterminowych: — umowy na import gazu norweskiego, zawartej w dniu 5 maja 1999 r. ze Statoil ASA, Norsk Hydro Produksjon AS oraz Total E&P Norge AS, obowią zującej do dnia 30 września 2006 r., — umowy na import gazu niemieckiego zawartej w dniu 15 września 2004 r. z VNG Verbundnetz Gas AG/E.ON Ruhrgas AG, obowiązującej do dnia 30 września 2008 r., — umowy na import gazu środkowoazjatyckiego w ilości 3,4 mld m3, zawartej w dniu 10 sierpnia 2005 r. z RosUkrEnergo AG, obowiązującej do dnia 31 grudnia 2006 r. Aktualnie trwają rozmowy dotyczące przedłużenia obowiązywania umów na dostawy (import) gazu ziemnego ze złóż norweskich oraz z Azji Ârodkowej. W 2005 r. wykonywanie działalności gospodarczej na podstawie koncesji na obrót gazem ziemnym z za granicą rozpoczęły EuRoPol GAZ S.A. (205,1 mln m3 z Federacji Rosyjskiej), importując gaz ziemny na wła sne potrzeby, oraz Media Odra Warta Sp. z o.o. (23,2 mln m3 z Niemiec). Elastyczność dostaw oraz warunki kontraktowe sta nowią tajemnicę handlową przedsiębiorstw, z tego powodu nie jest możliwe umieszczenie w tym opra cowaniu opisu możliwości reagowania na zakłócenie dostaw z wykorzystaniem dostępnych instrumentów kontraktowych. Krajowe zasoby gazu ziemnego Obecnie krajowe zasoby wydobywalne gazu ziem nego, pozytywnie ocenione przez Komisję Zasobów Kopalin i przyjęte bez zastrzeżeń przez Ministra Ârodo wiska, wynoszą w przeliczeniu na gaz ziemny wysoko metanowy około 110 mld m
3. Stanowi to około 0,2 % europejskich udokumentowanych złóż gazu, szacowa nych na 54 bln m
3. Według ocen Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa
1) wielkość zasobów pro gnostycznych wynosi ponad 1000 mld m3, a realny przyrost zasobów wydobywalnych w najbliższych dwudziestu latach osiągnąć może poziom około 160 mld m3. Największe złoża gazu ziemnego zlokalizowane są na nizinach północno-zachodniej części kraju na Niżu Polskim oraz na Pogórzu Karpackim. Prawie 70 % złóż gazu ziemnego jest zlokalizowanych na nizinach pół nocno-zachodniej Polski. Złoża gazu na Pogórzu Kar packim zawierają gaz wysokometanowy, podczas gdy złoża na Niżu Polskim zawierają głównie gaz zaazoto wany. Zasoby zidentyfikowanych złóż gazu ziemnego dają podstawę do planowania w najbliższych latach wzrostu jego wydobycia, jednak wymagać to będzie znacznych nakładów inwestycyjnych. Monitor Polski Nr 33 — 1057 — Poz. 384 Złoża gazu ziemnego eksploatowane przez PGNiG S.A. Nazwa złoża Region Odkrycie (rok) Pierwotne zasoby wydobywalne [mld m3] Zasoby pozostałe do wydobycia [mld m3] Brońsko zachód 1998 14,9 14,3 Kościan S zachód 1995 10,4 8,9 BMB zachód 1993 9,9 9,0 Przemyśl zachód 1958 46,7 7,7 Radlin zachód 1981 11,1 6,6 Zgodnie z założeniami „Polityki Energetycznej Pol ski do 2025 r.” pokrycie przyrostów zapotrzebowania na energię pierwotną będzie realizowane między innymi przez wzrost udziału paliw gazowych w bilan sie paliwowym kraju. W 2005 r. krajowe wydobycie gazu ziemnego wyniosło 4,3 mld m3, co stanowi 30 % całkowitego zaopatrzenia kraju w gaz ziemny. Progno za na lata kolejne wzrostu wydobycia gazu ziemnego do 5,5 mld m3, w perspektywie do 2008 r., przewiduje utrzymanie udziału gazu ziemnego pochodzenia krajo wego w wolumenie całkowitej ilości gazu ziemnego zużywanego w Polsce. ———————
1) èródło: Strategia rozwoju górnictwa naftowego PGNiG S.A. do roku 2022 — Warszawa 2003 r. èródło: PGNiG S.A.
4. Stan infrastruktury technicznej sektora gazowego (jakość i poziom usług konser wacyjnych i remontowych sieci) W Polsce istnieją dwa oddzielne systemy dostar czające gaz ziemny: ■ system dostarczający gaz ziemny wysokometano wy, będący w ciągłej rozbudowie, oraz ■ system dostarczający gaz ziemny zaazotowany, znacząco mniejszy od pierwszego, który podlega stopniowemu zastępowaniu przez gaz ziemny wy sokometanowy. System przesyłowy gazu ziemnego wysokometa nowego umożliwia odbiór gazu ziemnego importo wanego, gazu ze złóż zlokalizowanych w Polsce po łudniowej, jak również gazu ziemnego wysokometa nowego uzyskanego z gazu ziemnego zaazotowane go ze złóż zlokalizowanych na zachodzie Polski. Sys tem 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 gazową o długości ok. 141 550 km, z czego 18 550 km stanowi sieć przesyłowa, natomiast długość sieci dys trybucyjnej wynosi blisko 123 000 km i jest ona zarzą dzaną przez 6 spółek dystrybucyjnych z Grupy kapita łowej PGNiG S.A. Ponadto około 1400 km sieci dystry bucyjnej należy do G.EN Gaz Energia S.A. oraz około 180 km do Media Odra Warta Sp. z o.o. Działalność przesyłowa wykonywana jest przez operatora systemu przesyłowego (OSP), którym od dnia 1 lipca 2005 r., na mocy decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jest przedsiębiorstwo OGP Gaz -System Sp. z o.o. działające jako jednoosobowa spół ka Skarbu Państwa. W dniu 23 czerwca 2006 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki ponownie powierzył OGP Gaz-System pełnienie funkcji operatora na okres jed nego roku, ze względu na fakt, że forma prawna spół ki nie spełnia wymogu określonego w art. 9k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne. Prze pis ten stanowi, że operator działa w formie spółki ak cyjnej, której jedynym akcjonariuszem jest Skarb Pań stwa. Konieczność przekształcenia Gaz-Systemu w spółkę akcyjną wynika z ustawy — Prawo energetyczne, któ ra wymaga, aby operator systemu przesyłowego działał w formie spółki akcyjnej, której jedynym ak cjonariuszem jest Skarb Państwa. Decyzja taka może zostać podjęta podczas Nadzwy czajnego Zgromadzenia Wspólników Operatora Ga zociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z o.o. W okresie od dnia 1 lipca 2004 r. do dnia 30 czerw ca 2005 r. OGP Gaz-System Sp. z o.o. sprawował nad zór nad eksploatacją systemu przesyłowego na podsta wie umowy o zarządzaniu systemem przesyłowym, za wartej z właścicielem sieci — PGNiG S.A. Od dnia 7 lip ca 2005 r. Gaz-System Sp. z o.o. dysponuje majątkiem przesyłowym na podstawie Umowy leasingu sieci przesyłowej, zawartej z PGNiG S.A., oraz został wypo sażony w składniki majątkowe, w postaci kluczowych elementów systemu, przez Ministra Skarbu Państwa, który przejął je od PGNiG S.A. w formie dywidendy rze czowej za rok 200
4. Analogiczne działania przekazujące kolejne elementy sieci przeprowadzono w roku 2006. Działania te zmierzają do wzmocnienia pozycji operato ra poprzez przekazanie OGP Gaz-System Sp. z o.o. wła sności kluczowych elementów sieci oraz zwiększenie płynności finansowej OGP Gaz-System Sp. z o.o., w związku z obniżeniem raty leasingowej. Monitor Polski Nr 33 — 1058 — Poz. 384 Sieć przesyłowa zarządzana przez OGP Gaz-System Sp. z o.o. obejmująca następujące elementy wchodzące w skład krajowego systemu przesyłowego Elementy systemu przesyłowego Majątek własny Gaz-System Sp. z o.o. Majątek leasingowany od PGNiG S.A. Majątek całkowity Gazociągi przesyłowe 431 km 14 397 km 14 829 km Stacje gazowe 17 szt. 1338 szt. 1355 szt. Tłocznie gazu 7 szt. 9 szt. 16 szt. èródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o. Monitor Polski Nr 33 — 1059 — Poz. 384 Połączenia międzysystemowe polskiego systemu gazowego Nazwa operatora systemu Kraj pochodzenia Miejsce połączenia Całkowita zdolność przesyłowa [mln m3/rok] wg PN Rezerwacja zdolności przesyłowych na kontrakty długoterminowe [mln m3/rok] wg PN Kierunek dostaw Naftogaz Ukraina Drozdowicze 4 800 4 580 Polska Biełtransgaz Białoruś Wysokoje 5 000 2 020 Polska Tietierowka 100 60 Polska VNG AG Niemcy Lasów 1 000 950 Polska Kaminnke 90 44 Niemcy EuRoPol Gaz Polska Włocławek 2 800 1 580 Polska Lwówek 1 100 1 100 Polska èródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o. Schemat krajowego systemu przesyłowego będącego obszarem działań OGP Gaz-System Sp. z o.o. èródło: OGP Gaz-System Sp. z o.o. SGT EuRoPol Gaz S.A. Przedmiotem działania EuRoPol GAZ S.A. jest bu dowa i eksploatacja systemu gazociągów tranzyto wych Jamał — Europa na terytorium RP. Polski odcinek systemu gazociągów tranzytowych składa się z: ■ stalowego gazociągu o długości 684 km, ■ 33 zespołów zaporowo-upustowych, ■ pięciu tłoczni gazu z turbinami gazowymi, pomia rowni w Kondratkach i systemowej stacji reduk cyjno-pomiarowej we Włocławku, ■ systemu łączności służącego do transmisji danych między wszystkimi obiektami gazociągu na tere nie Polski oraz ośrodkami dyspozytorskimi, ■ systemu sterowania (SCADA) oraz zarządzania przesyłaniem gazu ziemnego, umożliwiającego automatyczną kontrolę i kierowanie procesem transportu tego gazu. Jako ważną dla bezpieczeństwa dostaw gazu ziem nego inwestycję infrastrukturalną odnotować należy, oddaną w grudniu 2005 r., piątą tłocznię gazu ziemne go zlokalizowaną w Zambrowie, stanowiącą ostatni element obiektów infrastrukturalnych wchodzących w skład pierwszego odcinka systemu gazociągów tranzytowych. Uruchomienie tłoczni w Zambrowie za kończyło budowę pierwszej nitki gazociągu jamalskie go w Polsce, zwiększając zdolność przesyłową gazo ciągu do 32 mld m3/rok. Zasada dostępu strony trzeciej (Third Party Access) do usług przesyłowych Połączenia międzysystemowe charakteryzował przesył jednokierunkowy — z kierunku wschodniego na zachód. Całość zdolności przesyłowych zarezerwo wana była w 2005 r. przez PGNiG S.A. Wielkość prze słanego przez Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z o.o. gazu ziemnego wyniosła w 2005 r. 15,4 mld m3. W 2005 r. do korzystania z zasady TPA było uprawnionych około 58 000 odbiorców, jednakże ża den z nich nie skorzystał z możliwości zmiany sprze dawcy. Remonty i inwestycje W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego systemem przesyłowym, realizowane były przez przedsiębiorstwa energetyczne prace remonto we, poprzez prowadzenie planowej polityki remonto wej. Prace remontowe prowadzone były między inny mi na podstawie oceny stanu technicznego i oceny bezpieczeństwa sieci, z uwzględnieniem następują cych kryteriów: ■ bezpieczeństwa eksploatacji sieci oraz zapewnie nia świadczenia usług przesyłowych, w tym od tworzenia obiektów sieci przesyłowej, ■ przebudowy sieci przesyłowej, w szczególności re alizacji zadań wynikających z przystosowania sys temu przesyłowego do obowiązujących norm, przepisów prawnych i technicznych oraz zadań zmierzających do obniżenia kosztów eksploatacji sieci. Realizacja prac eksploatacyjnych, wykonywana przez Operatora Systemu Przesyłowego, związanych z utrzymaniem właściwego stanu technicznego odby wała się na podstawie harmonogramów rocznych określających częstotliwości wykonywania poszcze gólnych czynności eksploatacyjnych i instrukcji wyko nywania tych prac. W roku 2005 prace modernizacyjne sieci przesyło wej prowadzone były zarówno na gazociągach będą cych majątkiem leasingowym (w oparciu o środki PGNiG S.A.), jak i majątkiem własnym (w oparciu o środki własne) przedsiębiorstwa Gaz-System Sp. z o.o. Określając stan infrastruktury systemu przesyło wego i prowadzonych prac konserwacyjno-remonto wych, należy odnieść się także do struktury wiekowej systemu przesyłowego w podziale na stan majątkowy, przedstawionej w poniższej tabeli. Monitor Polski Nr 33 — 1060 — Poz. 384 Monitor Polski Nr 33 — 1061 — Poz. 384 èródło: Gaz-System Sp. z o.o. — dane na 31.12.2005 r. Gazociągi wysokiego ciśnienia objęte umową leasingową według przedziałów wiekowych Poniżej 5 lat 6—10 lat 11—15 lat 16—20 lat 21—25 lat Powyżej 26 lat Długość gazociągów w poszczególnej grupie wiekowej [km] 304 1 652 2 636 1 517 1 470 6 816 Udział długości gazociągów w poszczególnej grupie wiekowej do całkowitej ich długości [%] 2,11 % 11,48 % 18,31 % 10,54 % 10,21 % 47,35 % Monitor Polski Nr 33 — 1062 — Poz. 384 Gazociągi wysokiego ciśnienia według przedziałów wiekowych — stan majątkowy OGP Gaz-System Sp. z o.o. 6—10 lat 11—15 lat 16—20 lat 21—25 lat Powyżej26 lat Długość gazociągów w poszczególnej grupie wiekowej [km] 100 22 73 — 235 Udział długości gazociągów w poszczególnej grupie wiekowej do całkowitej ich długości [%] 23,27 % 5,21 % 17,05 % 0,00 % 54,47 % èródło: Gaz-System Sp. z o.o. — dane na 31.12.2005 r. W zakresie inwestycji dotyczących sieci przesyło wej prowadzone były działania mające na celu utrzy manie bezpieczeństwa pracy systemu przesyłowego poprzez budowę i przebudowę obiektów sieci przesy łowej. Prowadzone prace ukierunkowane były na: ■ budowę nowych gazociągów, ■ przebudowę węzłów systemowych, ■ przebudowę stacji gazowych. W 2005 r. w systemie gazu ziemnego wysokome tanowego oddano do użytku nowy gazociąg Czechów — Kiełczów DN 500/400 o długości 32,8 km. PGNiG S.A. zakończyło także budowę transgra nicznego gazociągu relacji Ustiług — Hrubieszów (Ukraina — Polska). Uroczyste połączenie gazociągów pomiędzy Ukrainą i Polską odbyło się dnia 10 wrze śnia 2005 r. Oprócz gazociągu wysokiego ciśnienia po wstała również sieć gazociągów dystrybucyjnych, któ re pozwolą dostarczyć gaz ziemny do odbiorców z te go regionu. Kodeks sieci przesyłowej Istotnym elementem mającym bezpośredni wpływ na stworzenie warunków do rozwoju konkurencji na rynku gazu ziemnego, funkcjonowania sieci przesyło wej i świadczenia usług przesyłania gazu ziemnego jest Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, zwana „Kodeksem Sieci”, stanowiąca swoisty regula min w zakresie świadczenia i korzystania z usługi prze syłania gazu ziemnego (paliwa gazowego). Do głów nych funkcji Kodeksu Sieci należy uszczegółowienie zasad zapewniających bezpieczne i niezawodne dosta wy gazu ziemnego (paliwa gazowego) do odbiorców oraz utrzymanie równowagi pomiędzy dostawami i odbiorami paliwa gazowego z systemu przesyłowe go. Dotyczy on całej infrastruktury technicznej zarzą dzanej przez Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z o.o. oraz określa zadania podmio tów uczestniczących w procesie przesyłania paliwa gazowego. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo Ener getyczne w art. 9g ust. 7, dodanym ustawą z dnia 4 marca 2005 r. o zmianie ustawy — Prawo Energe tyczne oraz ustawy — Prawo ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz. 552 oraz z 2006 r. Nr 158, poz. 1123), nakłada na operatora systemu przesyłowego obowią zek przedłożenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energe tyki do zatwierdzenia tę część instrukcji, która dotyczy bilansowania systemu przesyłowego i zarządzania ograniczeniami systemowymi. Decyzją z dnia 21 czerwca 2006 r. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził opracowaną przez OGP Gaz-System Sp. z o.o. Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesy łowej na okres 12 miesięcy od dnia jej wejścia w życie.
5. Działania podejmowane dla pokrycia szczytowego zapotrzebowania na gaz ziemny oraz postępowanie w przypadku niedoborów ich dostaw Do dnia 30 czerwca 2005 r. ograniczeniami przesy łowymi zarządzało PGNiG S.A. Zadanie to z dniem 1 lipca 2005 r. zostało przejęte przez Operatora Syste mu Przesyłowego Gaz-System Sp. z o.o. Zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi odbywało się na pod stawie instrukcji wewnętrznych operatora. W roku 2005 wielkość szczytowego zapotrzebowa nia na gaz ziemny wystąpiła na początku lutego, spo wodowana warunkami atmosferycznymi — falą sil nych mrozów. Zapotrzebowanie na gaz ziemny, łącz nie w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy o cieple spalania 39,5 MJ/m3, wyniosło w tym okresie 60,7 mln m3/dobę, w tym dla grupy E (odbiorców przemysłowych) — 56,0 mln m3/dobę. Dla zrealizowania przesyłu gazu ziemnego na tym poziomie, w niektórych fragmentach systemu wyko rzystana została maksymalna lub bliska maksymalnej przepustowość gazociągów. Zaobserwowano również chwilowe ograniczenia przepustowości odcinków ga zociągów — tzw. „wąskie gardła”, które powodowały zmniejszenie zdolności przesyłowych lub potrzebę kierowania strumienia gazu ziemnego okrężną drogą do punktu wyjścia. Według informacji OGP Gaz System Sp. z o.o.
2) dla poprawy funkcjonowania systemu przesyłowego nie zbędne są następujące działania: ■ okresowe zwiększenie mocy odbioru gazu ziemne go w punkcie Lwówek do 280 tys. m3/h, ■ rozbudowa układu przesyłowego Nowogard — Płoty — Karlino — Koszalin, ■ zwiększenie przepustowości na odcinku Kwidzyń — Gdańsk, ■ zwiększenie przepustowości w rejonie Częstocho wy, ■ zwiększenie przepustowości obszaru Załącze — Oł taszyn, ■ przebudowa tłoczni Jarosław II, ■ budowa gazociągu Pogórska Wola — Tworzeń. Minister Gospodarki wystąpił do operatora o po twierdzenie, że wskazane powyżej „wąskie gardła” systemu zostały umieszczone w planie remontów i inwestycji na najbliższe lata, oraz o informowanie, przed szczytem jesienno-zimowym, o dokonanych zmianach w systemie przesyłowym, ze szczególnym uwzględnieniem wyżej wymienionych odcinków. W 2005 r. dostępne moce odbioru gazu ziemnego, dostawy ze źródeł krajowych i importu wraz z dodat kowymi dostawami z importu w formule spotowej by Monitor Polski Nr 33 — 1063 — Poz. 384 ———————
2) Pismo OGP Gaz-System Sp. z o.o. z dnia 31 marca 2006 r. informacja o realizacji zadań w zakresie bezpieczeń stwa funkcjonowania systemu gazowego, znak: OGP/1090/S/760/MG/06. ły wystarczające i pozwoliły na całkowite pokrycie nie równomierności zapotrzebowania odbiorców i utrzy manie ciągłości dostaw gazu ziemnego. W związku z „kryzysem ukraińsko-rosyjskim”, w dniach 1 i 2 stycznia 2006 r. nastąpiły ograniczenia w dostawach gazu ziemnego do Polski w punkcie od bioru Drozdowicze, na granicy z Ukrainą, które zostały zrekompensowane dostawami w dniu 3 stycznia 2006 r. Niedobory w dostawach gazu ziemnego z kie runku Ukrainy spowodowały czasowe ograniczenie je go dostaw do Zakładów Azotowych w Puławach. Kolejne ograniczenia dostaw gazu ziemnego w punkcie odbioru w Drozdowiczach nastąpiły w dniach 20—24 stycznia 2006 r. i spowodowały po trzebę wprowadzenia dalszych ograniczeń w zaopa trzeniu polskich przedsiębiorstw oraz wprowadzenia
10. stopnia zasilania gazem, co stało się w dniu 25 stycznia 2006 r. na mocy rozporządzenia Rady Mi nistrów z dnia 24 stycznia 2006 r. w sprawie wprowa dzenia na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej ogra niczeń w dostarczaniu i poborze paliw gazowych (Dz. U. Nr 12, poz. 70). Zmniejszenie poboru gazu ziemnego dotyczyło największych w kraju odbior ców przemysłowych, tj. Zakładów Azotowych Kę dzierzyn, Zakładów Azotowych Puławy, Zakładów Chemicznych Anwil oraz PKN Orlen. Po zwiększeniu dostaw z kierunku ukraińskiego sytuacja uległa unormowaniu, w wyniku czego możliwe stało się wprowadzenie w dniu 30 stycznia 2006 r. pierwszego stopnia zasilania gazem ziemnym. Pomimo rekordowego poboru gazu ziemnego przez polskich odbiorców spowodowanego niską tempera turą wprowadzenie ograniczeń w poborze gazu w 2006 r. nie byłoby konieczne, gdyby dostawcy do trzymali zakontraktowanego poziomu dostaw. W okresach nierównomierności w poborze gazu ziemnego oraz w pokrywaniu długotrwałych znacz nych zapotrzebowań w okresach jesienno-zimowych, czy też podczas awarii, zapasy magazynowane są w podziemnych magazynach gazu, które pozwalają na wykorzystanie zgromadzonych zapasów oraz utrzy manie ciągłości dostaw. W przypadku niedoborów dostaw gazu ziemnego działania, jakie należy podjąć, uregulowane zostały w rozporządzeniu Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu wpro wadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych lub ciekłych oraz w dostarczaniu i poborze paliw gazo wych, energii elektrycznej lub ciepła (Dz. U. Nr 59, poz. 518 oraz z 2006 r. Nr 12, poz. 69). Zgodnie z § 5 ust. 1 powyższego rozporządzenia Operator Gazociągów Przesyłowych obowiązany jest do opracowania planu wprowadzania ograniczeń w poborze paliw gazowych. Plan taki, przygotowany przez Gaz-System Sp. z o.o., został uzgodniony decy zją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 30 sierpnia 2005 r. i obowiązywał w okresie od dnia 1 września 2005 r. do dnia 31 sierpnia 2006 r. Plan ten podlega corocznej aktualizacji oraz uzgodnieniu z Pre zesem Urzędu Regulacji Energetyki do dnia 31 sierp nia. Obecnie trwają uzgodnienia pomiędzy Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki a Gaz-System Sp. z o.o. dotyczące planu na lata 2006/2007. Dyrektywa o bezpieczeństwie dostaw gazu W 2006 r. prowadzono dalsze prace legislacyjne dostosowujące ustawę — Prawo energetyczne do przepisów Unii Europejskiej. W dniu 31 maja 2006 r. Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy o zmianie ustawy — Prawo energetyczne. Ustawa ta wdraża przepisy dyrektywy Rady 2004/67/WE z dnia 26 kwietnia 2004 r. dotyczącej środ ków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego. Dodatkowo dostosowuje przepisy wynika jące z rozporządzenia (WE) nr 1775/2005 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 28 września 2005 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego. Ustawa zakłada, w zakresie implementacji dyrekty wy Rady 2004/67/WE, poprawę bezpieczeństwa do staw paliw gazowych, jako istotnego elementu bezpie czeństwa energetycznego, poprzez: ■ doprecyzowanie, ujętego w ustawie — Prawo energetyczne, zakresu obowiązków i odpowie dzialności za bezpieczeństwo dostaw gazu ziem nego podmiotów funkcjonujących na krajowym rynku gazu, ■ doprecyzowanie zakresu ochrony podmiotów użytkujących paliwa gazowe przed ograniczenia mi dostaw tych paliw, ze szczególnym uwzględ nieniem odbiorców paliw gazowych w gospodar stwach domowych, poprzez uszczegółowienie rozwiązań funkcjonujących już w polskim syste mie prawnym, tj. art. 11 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne oraz wydanych na jego podstawie przepisów rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ogra niczeń w sprzedaży paliw stałych lub ciekłych oraz w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, ■ uregulowanie trybu postępowania w przypadku zdarzeń mogących spowodować zaburzenia do staw gazu ziemnego, poprzez wprowadzenie obo wiązku podjęcia odpowiednich działań przez przedsiębiorstwa energetyczne, w tym operato rów systemów gazowych, a także przez Ministra Gospodarki i Radę Ministrów. Ustawa doprecyzowuje także obowiązek nałożony na przedsiębiorstwa prowadzące obrót gazem ziem nym z zagranicą — wskazując, że magazynowanie 3 % planowanej rocznej wielkości importu gazu ziemnego musi odbywać się na terytorium Polski. Monitor Polski Nr 33 — 1064 — Poz. 384
6. Oddziaływanie sektora gazowego na śro dowisko Zasadniczym zadaniem stawianym przed polskim sektorem energetycznym jest zapewnienie bezpieczeń stwa dostaw gazu ziemnego, przy zachowaniu wyma gań dotyczących ochrony środowiska przyrodniczego. Zgodnie z założeniami przyjętej w dniu 4 stycznia 2005 r. Polityki energetycznej Polski do 2025 roku oraz ustawą — Prawo energetyczne, zwiększone zużycie ga zu ziemnego, jako alternatywa dla węgla, było kluczo wym składnikiem polskiego planu spełnienia rygory stycznych regulacji Unii Europejskiej w kwestii energii i ochrony środowiska. W powyższych dokumentach wyraźnie podkreślono potrzebę wzrostu udziału gazu ziemnego w źródłach energii w Polsce, dając jedno znaczny sygnał popierający technologie proekologicz ne, w tym gazowe, pozwalające na zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do atmosfery. Udział gazu ziemnego w całkowitej strukturze zu życia paliw pierwotnych w Polsce stanowił w 2005 r. około 12 %. Należy dodać, że gaz ziemny jest najczystszym pa liwem naturalnym charakteryzującym się nieporów nywalnie mniejszą zawartością zanieczyszczeń niż po zostałe paliwa, a zatem niekorzystny wpływ na środo wisko związany z jego użytkowaniem jest stosunkowo niewielki. Zarówno procesy związane z jego wydoby ciem, jak też transportem i magazynowaniem, odby wają się w warunkach bardziej przyjaznych dla środo wiska niż w przypadku innych paliw. Ponadto spalanie gazu pozwala na prawie całkowite wyeliminowanie emisji dwutlenków siarki, pyłów i węglowodorów aro matycznych. Stosując palniki o odpowiedniej kon strukcji, można znacznie obniżyć emisję tlenków azo tu, tlenku węgla i dwutlenku węgla. W roku 2005 przeprowadzono w Grupie kapitało wej PGNiG S.A. przegląd środowiskowy dla zidentyfi kowania ciążących na niej zobowiązań środowisko wych. Dotyczą one głownie likwidowanych odwiertów oraz likwidacji pozostałości z działalności gazowni kla sycznych. W ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji CO2 na lata 2005—2007 zostały uwzględnione m.in. dwa oddziały, tj. Oddział w Zielo nej Górze i Oddział w Odolanowie, którym przydzielo no uprawnienia do emisji CO
2. Trwają również prace nad wdrożeniem Systemów Zarządzania Ârodowisko wego wg normy PN-EN ISO 14001.
7. Poziom zapasów gazu ziemnego Właścicielem wszystkich magazynów gazu ziem nego znajdujących się na terenie Polski jest PGNiG S.A. Pojemność czynna podziemnych magazy nów gazu w 2005 r., wynosząca ok. 1,622 mld m3 od powiada, w zależności od pory roku, ok. 30—50 dniom krajowego zapotrzebowania i stanowi ponad 10 % rocznego zużycia gazu w Polsce. Pojemności te służą zaspokajaniu krótkotrwałych, dużych nierównomier ności w poborze gazu ziemnego, pozwalają na zapew nienie możliwości utrzymania jego dostaw podczas awarii i krótkotrwałych przerw w dostawach z importu (KPMG Mogilno) oraz pokrywaniu długotrwałych, znacznych zapotrzebowań w okresach jesienno-zimo wych (PMG Wierzchowice i PMG Husów). Monitor Polski Nr 33 — 1065 — Poz. 384 Wielkości zapasów w podziemnych magazynach gazu w 2005 r. Nazwa Rodzaj Całkowita pojemność robocza Stan na 31.12.2005 r. [mln m3] Wierzchowice złoże wyeksploatowane 500,0 356,0 Mogilno kawerny 416,7 327,5 Husów złoże wyeksploatowane 400,0 309,3 Strachocina złoże wyeksploatowane 150,0 66,0 Swarzów złoże wyeksploatowane 90,0 42,7 Brzeźnica złoże wyeksploatowane 65,0 24,1 Razem 1 621,7 1 126,0 èródło: PGNiG S.A. W roku 2005 realizowany był program rozbudowy podziemnych magazynów gazu w Polsce, zgodnie z Planem rozwoju PGNiG S.A. na lata 2003—2006, któ ry zakłada rozbudowę pojemności magazynowych do roku 2006 do wielkości 1,65 mld m
3. Wielkość ta uwzględnia osiągnięcie pojemności czynnej KPMG Mogilno w wysokości 0,417 mld m3 (10 kawern w 2005 r.). W programie założono także osiągnięcie po 2006 r. pojemności czynnej PMG Wierzchowice w wy sokości 1,2 mld m3. Przyrost pojemności magazynowych gazu ziemnego w Polsce w latach 2004—2005 Monitor Polski Nr 33 — 1066 — Poz. 384 PMG Pojemność magazynowa [mln m3] Przyrost [mln m3] Przyrost [%] 2004 2005 Wierzchowice 480,0 500,0 20,0 4,0 % Husów 400,0 400,0 0,0 0,0 % Mogilno 391,0 416,7 25,7 6,2 % Strachocina 130,0 150,0 20,0 13,3 % Swarzów 90,0 90,0 0,0 0,0 % Brzeźnica 65,0 65,0 0,0 0,0 % Razem w mln m3 1 556,0 1 621,7 65,7 4,0 % èródło: PGNiG S.A. Na potrzeby techniczne bilansowania systemu przesyłowego spółka OGP Gaz-System wykorzysty wała magazyny gazu w Mogilnie. Pojemność udostęp niona na potrzeby Operatora Systemu Przesyłowego wynosiła 50 mln m3. Zamiarem Rządu i spółki PGNiG S.A. jest rozbu dowa pojemności magazynów gazu. W wieloletniej perspektywie inwestycyjnej planowana jest rozbudo wa magazynów gazu ziemnego wysokometanowego w Wierzchowicach, Mogilnie i Strachocinie, budowa nowego obiektu w Kosakowie, a także budowa no wych magazynów gazu ziemnego zaazotowanego w Daszewie i Bonikowie. W wyniku tych działań moż liwe będzie zwiększenie pojemności magazynowych z obecnych 1,6 mld m3 do 6,3 mld m3. Realizacja tych zamierzeń planowana jest przy wyko rzystaniu środków z europejskich funduszy struktu ralnych w ramach Programu Operacyjnego Infra struktura i Ârodowisko (Priorytet XI — Bezpieczeń stwo energetyczne), o którym mowa w rozdziale 11, oraz środków własnych spółki. Planowane są również działania legislacyjne mające na celu przygotowanie nowej, kompleksowej regula cji dotyczącej zapasów gazu ziemnego w Polsce. Zasada dostępu strony trzeciej (TPA) do usługi maga zynowania gazu Przepisy ustawy — Prawo energetyczne, które we szły w życie z dniem 3 maja 2005 r., wprowadziły sze reg nowych rozwiązań prawnych dostosowujących ustawodawstwo polskie do regulacji wspólnotowych, wprowadzając istotne zmiany funkcjonalne dotyczące magazynów gazu ziemnego w Polsce, w szczególno ści w odniesieniu do obowiązku utrzymywania zapa sów gazu oraz zasady TPA (ang. third party access). Zasada ta umożliwia dostęp stronom trzecim do usług magazynowania. Dyrektywa Rady 2004/67/WE z dnia 26 kwietnia 2004 r. dotycząca środków zapewniających bezpie czeństwo dostaw gazu podaje w załączniku niewyczer pującą listę instrumentów dla wzmocnienia bezpie czeństwa dostaw gazu ziemnego, wśród których znaj dują się pozycje: „możliwość składowania zapasów operacyjnych gazu” i „możliwość składowania nad wyżek gazu”. Zgodnie z art. 9j ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne przedsiębiorstwo ener getyczne zajmujące się obrotem gazem ziemnym z za granicą jest obowiązane utrzymywać zapasy tego ga zu w ilości 3 % planowanej przez to przedsiębiorstwo rocznej wielkości importu gazu ziemnego. Przedsię biorstwo to jest obowiązane zapewnić dostępność tych zapasów w przypadku nieprzewidzianego wzro stu zużycia gazu ziemnego przez odbiorców, wystąpie nia zakłóceń w dostawach gazu ziemnego z importu, awarii w sieciach innych operatorów systemu gazo wego lub zagrożenia bezpieczeństwa funkcjonowania tego systemu. W odniesieniu do zasady TPA, zgodnie z postano wieniami znowelizowanej ustawy — Prawo energe tyczne, świadczenie usług magazynowania wymaga uzyskania koncesji na prowadzenie działalności go spodarczej w zakresie magazynowania paliw gazo wych, wydawanej na podstawie decyzji Prezesa Urzę du Regulacji Energetyki. W roku 2005 Polskie Górnic two Naftowe i Gazownictwo S.A., będące właścicielem podziemnych magazynów gazu na terenie Polski, zo stało zobligowane do wyodrębnienia działalności w zakresie magazynowania paliw gazowych w celu przyszłego wyznaczenia operatora systemu magazy nowego oraz do złożenia wniosku o koncesję na pro wadzenie działalności w zakresie magazynowania pa liw gazowych. Wniosek taki został złożony do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki we wrześniu 2005 r., a de cyzją z dnia 1 lutego 2006 r. PGNiG S.A. uzyskał konce sję na okres od dnia 10 lutego 2006 r. do dnia 31 grud nia 2025 r. PGNiG S.A. będzie ubiegał się o status ope ratora systemu magazynowego.
8. Sytuacja ekonomiczna przedsiębiorstw energetycznych, w tym konkurencyjność cenowa gazu ziemnego Sytuacja ekonomiczna przedsiębiorstw Struktura przedsiębiorstw funkcjonujących na ryn ku gazu ziemnego w Polsce w 2005 r. charakteryzowa ła się wysokim poziomem koncentracji we wszystkich obszarach działalności: wydobycia, magazynowania, obrotu, przesyłu i dystrybucji. W dniu 23 września 2005 r. rozpoczęto notowania praw do akcji PGNiG S.A. na Giełdzie Papierów War tościowych w Warszawie. Publiczna subskrypcja obję ła mniejszościowy pakiet akcji spółki, tj. 15,25 %. Monitor Polski Nr 33 — 1067 — Poz. 384 Struktura akcjonariatu PGNiG S.A. na dzień 31 grudnia 2005 r. Akcjonariusze Udział w liczbie głosówna walnym zgromadzeniu Liczba akcji na dzień 31.12.2005 r. Skarb Państwa 84,75 % 5 000 000 000 Pozostali 15,25 % 900 000 000 Razem 100,00 % 5 900 000 000 èródło: Sprawozdanie Zarządu z działalności Spółki PGNiG S.A. za rok 2005 (Warszawa, 3 kwietnia 2006 r.). Na dzień 31 grudnia 2005 r. jedynie Skarb Państwa posiadał liczbę akcji stanowiącą 5 % i więcej kapitału zakładowego i jednocześnie dającą prawo do 5 % i więcej ogólnej liczby głosów na walnym zgromadze niu spółki. PGNiG S.A. jest podmiotem dominującym w Gru pie kapitałowej PGNiG S.A. Grupa ta składa się ze spółek prawa handlowego o profilu produkcyjnym, handlowym i usługowym. Ze względu na obszar dzia łalności oraz znaczenie dla funkcjonowania, spółki na leżące do Grupy podzielono na: ■ spółki strategiczne — są to spółki gazownictwa prowadzące działalność w zakresie obrotu deta licznego i dystrybucji gazu ziemnego, obsługi han dlowej, a także działalności w obszarze eksploata cji, remontów oraz rozbudowy systemu dystrybu cyjnego; ■ spółki podstawowe — są to spółki o istotnym zna czeniu, których przedmiot działania i wykonywane funkcje zabezpieczają realizację podstawowych zadań PGNiG S.A. oraz pozwalają na rozszerzanie źródeł pozyskiwania gazu i rynku sprzedaży gazu; ■ spółki celowe — są to spółki powołane do realiza cji długoterminowych celów strategicznych Grupy kapitałowej; ■ spółki pozostałe — są to spółki wspomagające procesy działania Grupy oraz funkcjonujące jako niezwiązane bezpośrednio z przedmiotem działa nia PGNiG S.A. W 2004 r. do spółek objętych skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym należały miedzy innymi podmioty bezpośrednio związane z działalnością w sektorze gazu, wśród których wymienić należy 6 spółek dystrybucyjnych, PGNiG-Przesył Sp. z o.o. oraz EuRoPol Gaz S.A. Działalność Grupy kapitałowej PGNiG S.A. zamknęła się w roku 2004 zyskiem netto w wysokości 793,1 mln złotych. Przychody ze sprzeda ży osiągnęły wartość 10,9 mld złotych przy wzroście wskaźnika rentowności sprzedaży o 11 % w stosunku do poprzedniego roku obrotowego, natomiast wskaź nik bieżącej płynności osiągnął wartość 0,62, stopa za dłużenia wyniosła 38 %. Sprawozdanie finansowe za rok obrotowy 2005 objęło, podobnie jak wskazano powyżej, także spółki dystrybucyjne i udziały w spółce EuRoPol Gaz S.A. oraz spółkę PGNiG-Przesył Sp. z o.o. (tylko do dnia 28 kwietnia 2005 r.). W tym dniu na podstawie aktu da rowizny nastąpiło przekazanie 100 % udziałów w spół ce do Skarbu Państwa. Skonsolidowany rachunek zy sków i strat za okres od dnia 1 stycznia 2005 r. do dnia 31 grudnia 2005 r. wskazuje na osiągnięty przez Grupę kapitałową PGNiG zysk netto w kwocie 880,7 mln zło tych. Przychody ze sprzedaży osiągnęły wartość 12,5 mld złotych, co wskazuje ponad 13 % wzrost w porównaniu z rokiem 200
4. W roku 2005 wskaźnik bieżącej płynności wzrósł do wartości 1,95, natomiast odnotowano zmniejszenie stopy zadłużenia o 6 punk tów procentowych w stosunku do roku 2004 i wynio sła ona 32 %. W roku 2006 skonsolidowane sprawozdanie finan sowe opisuje pierwsze półrocze działalności Grupy kapitałowej PGNiG S.A. W Grupie nie występuje spół ka PGNiG-Przesył Sp. z o.o., która przekazana Skarbo wi Państwa pełni obecnie funkcję Operatora Systemu Przesyłowego jako OGP Gaz-System Sp. z o.o. Spra wozdanie finansowe wykazuje w pierwszym półroczu 2006 r. zysk netto w kwocie 726,6 mln złotych. Przy chody ze sprzedaży osiągnęły wartość 8,1 mld złotych. W odniesieniu do samej spółki PGNiG S.A. w 2005 r. zysk netto Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. wyniósł 1 132,2 mln złotych, co wobec 746,7 mln złotych w roku 2004 wskazuje na wzrost o ok. 34 %. Natomiast na podstawie jednostko wego sprawozdania spółki za II kwartał 2006 r. zysk netto za pierwsze dwa kwartały 2006 r. wyniósł 660,4 mln złotych. Dodatni wynik finansowy osiągnął także Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z o.o. pro wadzący niezależną działalność od 28 kwietnia 2005 r. — dnia przekazania przez PGNiG S.A. 100 % udziałów w spółce do Skarbu Państwa, która za okres obrotowy od dnia 1 stycznia 2005 r. do dnia 30 kwietnia 2006 r. wykazała zysk netto w kwocie 162,9 mln złotych. Przy chody ze sprzedaży osiągnęły wartość 1,4 mld złotych przy wskaźniku rentowności sprzedaży netto na pozio mie 11 %, natomiast wskaźnik zadłużenia (stopa za dłużenia) osiągnął poziom 87 %. Poza spółkami z Grupy kapitałowej PGNiG S.A. oraz pozostającym własnością Skarbu Państwa Ope ratorze Gazociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z o.o. na rynku funkcjonują również inne podmio ty, które prowadzą przede wszystkim działalność w sektorze dystrybucji gazu ziemnego. Monitor Polski Nr 33 — 1068 — Poz. 384 Ilość koncesji udzielonych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki według stanu na koniec 2005 r. Koncesje dotyczące paliw gazowych Ilość Wytwarzanie 4 Przesył i dystrybucja 63 Obrót gazem ziemnym z zagranicą 24 Obrót 78 èródło: Urząd Regulacji Energetyki. Należy podkreślić, że wiele przedsiębiorstw nie wykonuje działalności gospodarczej w zakresie udzie lonej koncesji, np. w obszarze obrotu gazem ziemnym z zagranicą, poza PGNiG S.A., działalność podjęły do tychczas jedynie EuRoPol GAZ S.A. oraz Media Odra Warta Sp. z o.o. Do znaczących przedsiębiorstw gazowniczych po siadających sieć gazową o długości powyżej 100 km (wg danych statystycznych opracowanych przez Agencję Rynku Energii S.A. na dzień 31 grudnia 2004 r.) należą: — PGNiG. S.A. — Dolnośląska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. — Górnośląska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. — Karpacka Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. — Mazowiecka Spółka Gazownictwa Sp. o.o. — Pomorska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. — Wielkopolska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. — SGT EUROPOL GAZ S.A. — OGP Gaz-System Sp. z o.o. — G.EN. GAZ ENERGIA S.A. — MEDIA ODRA WARTA Sp. z o.o. Konkurencyjność cenowa gazu ziemnego Rynek gazu ziemnego w Polsce jest rynkiem regu lowanym, w którym ceny gazu kształtowane są po średnio poprzez decyzje Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w procesie zatwierdzania taryf, na mocy ustawy — Prawo energetyczne oraz wydanego na jej podstawie rozporządzenia Ministra Gospodarki i Pra cy z dnia 15 grudnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi. W taryfach określa się zarówno cenę paliwa, jak i stawki opłat stałych i zmiennych za przesyłanie i dystrybucję, opłaty abo namentowe, opłaty za przyłączenie do sieci oraz kary za nielegalny pobór paliw gazowych. Cena hurtowa gazu ziemnego wysokometanowe go ustalana jest na podstawie średnioważonych kosz tów jego pozyskania ze źródeł krajowych i z importu oraz kosztów własnych obrotu. W głównej mierze — z uwagi na fakt, iż 75 % tego gazu pochodzi z importu — o jej wysokości decyduje koszt nabycia tego gazu za granicą, wyznaczany przez ceny importowe oraz kursy walutowe (dolara i euro w zależności od kontraktu). Ceny importowe gazu ziemnego ustalane są kwar talnie, w wysokości wynikającej z formuł kontrakto wych 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 dłu gookresowym trendem zmian cen ropy naftowej. Ceny gazów zaazotowanych (GZ-41,5 i GZ-3
5) — pochodzących wyłącznie ze źródeł krajowych — usta lane są na takim poziomie, żeby ceny 1 GJ ciepła wy tworzonego z tych gazów były zbliżone do ceny 1 GJ ciepła wytworzonego z gazu wysokometanowego. Ta ki sposób ich ustalania zapewnia powiązanie cen pa liw gazowych z ich jakością (wyrażoną ciepłem spala nia), powodując jednocześnie, że obrót gazami zaazo towanymi jest wysoce opłacalny. Pozwala to na stabi lizację cen paliw gazowych w ustalonym okresie, mi mo wzrostu kosztów zakupu gazu wysokometanowe go z importu w stosunku do kosztów przyjętych we wniosku o zatwierdzenie taryfy. Skutkiem zmiany cen produktów ropopochodnych na świecie była trzykrotna w 2005 r. korekta cen gazu w taryfie dla paliw gazowych. Zmiany cen gazu ziemnego wg taryf PGNiG S.A. w latach 2004—2005 Monitor Polski Nr 33 — 1069 — Poz. 384 17 grudnia 2004 r. 16 czerwca 2005 r. 16 września 2005 r. 14 grudnia 2005 r. Rok 2005 17 marca 2006 r. cena za paliwo gazowe [zł/m3] cena za paliwo gazowe [zł/ m3] zmiana cena za paliwo gazowe [zł/m3] zmiana cena za paliwo gazowe [zł/m3] zmiana zmiana grudzień – grudzień cena za paliwo gazowe [zł/m3] zmiana Dla odbiorców gazu wysokometanowego GZ 50 (E) 0,4925 0,5410 9,85 % 0,5815 7,49 % 0,6513 12,00 % 32,24 % 0,7086 8,80 % Dla odbiorców gazu zaazotowanego GZ 35 (Ls) 0,3120 0,3430 9,94 % 0,3685 7,43 % 0,4127 11,99 % 32,28 % 0,4490 8,80 % Dla odbiorców gazu zaazotowanego GZ 41,5 (Ls) 0,3640 0,4000 9,89 % 0,4300 7,50 % 0,4815 11,98 % 32,28 % 0,5240 8,83 % èródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki. Konkurencyjność cenowa gazu ziemnego w Pol sce była analizowana w układzie porównawczym do innych paliw na rynku krajowym. Przedstawione poni żej dane wskazują, że na rynku krajowym gaz ziemny był bardziej konkurencyjnym paliwem niż olej opało wy, ale mniej konkurencyjnym w odniesieniu do wę gla, zarówno dla odbiorców domowych, jak i przemy słowych. Poniżej przedstawiono ceny nośników energii dla odbiorców w gospodarstwach domowych i odbior ców przemysłowych: Ceny nośników energii dla gospodarstw domowych w 2005 r. Nazwa nośnika Ceny [PLN/GJ] (z podatkiem VAT) (bez podatku VAT) Energia elektryczna 118,72 97,31 Lekki olej opałowy 70,32 57,64 Gaz ziemny 42,42 34,77 Węgiel kamienny 18,28 14,98 èródło: Europejski Biuletyn cenowy nośników energii ARE S.A. Ceny nośników energii dla przemysłu w 2005 r. Monitor Polski Nr 33 — 1070 — Poz. 384 Nazwa nośnika Ceny (bez podatku VAT) [PLN/GJ] Energia elektryczna na WN i SN 52,74 i 63,99 Lekki olej opałowy 52,55 Gaz ziemny 22,77 Węgiel kamienny 8,45 Przeliczenia cen gazu na GJ dokonano w oparciu o ciepło spalania. èródło: Europejski Biuletyn cenowy nośników energii ARE S.A. Porównanie cen paliw kopalnych w latach 2003—2005 Nazwa nośnika Ceny [USD/GJ] 2003 2004 2005 Ropa naftowa 5,0 5,5 8,0 Gaz ziemny 2,0 5,5 6,0 Węgiel 1,5 2,0 2,0 èródło: Miesięcznik Gospodarczy — Polish Market. Poniżej przedstawiono ewolucję cen gazu ziemnego wysokometanowego według kategorii standardowych przemysłowych odbiorców końcowych w latach 2001—2006 (ceny brutto). Kategorie standardowych odbiorców (standard consumers) zostały ustalone do celów statystycznych, zgod nie z dyrektywą WE nr 90/377/EEC z dnia 29 czerwca 1990 r. ustalającą procedurę informowania o cenach ga zu i energii elektrycznej, dla umożliwienia ich wykorzystania w celach porównawczych. Ewolucja cen gazu ziemnego wysokometanowego według kategorii standardowych przemysłowych odbiorców końcowych w latach 2001—2006 èródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki. èródło: Urząd Regulacji Energetyki. Ewolucja cen gazu ziemnego wysokometanowego według kategorii standardowych odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych w latach 2001—2006 Monitor Polski Nr 33 — 1071 — Poz. 384 Kategorie odbior ców* pobór roczny GJ czas maksymalne go poboru 01-01 2001 01-07 2001 01-01 2002 01-07 2002 01-01 2003 01-07 2003 01-01 2004 01-07 2004 01-01 2005 01-07 2005 01-01 2006 I1 418,60 brak 34,46 36,10 35,89 34,75 35,32 36,48 29,37 33,52 30,59 31,90 32,09 I2 4 186,00 200 dni 30,92 30,71 29,97 29,15 29,67 28,61 28,31 28,78 28,28 31,73 31,63 I3–1 41 860,00 1600 h/200 dni 26,91 26,40 26,95 27,38 27,78 27,55 24,48 26,41 26,40 27,73 29,87 I3–2 41 860,00 4000 h/250 dni 20,14 24,19 24,44 22,83 23,23 24,39 22,96 23,73 24,18 25,12 27,87 I4–1 418 600,00 4000 h/250 dni 19,53 22,35 23,73 20,04 20,33 22,77 21,31 21,35 22,53 23,82 26,69 I4–2 418 600,00 8000 h/330 dni 17,54 20,97 22,49 18,79 19,07 21,37 21,64 21,03 21,06 21,68 24,12 I5 4 186 000,00 8000 h/330 dni 17,11 21,23 21,44 17,49 17,68 21,40 21,38 20,68 20,77 21,39 24,08 èródło: Opracowanie własne Ministerstwa Gospodarki. Kategorie odbiorców Pobór roczny (GJ) 01-01 2001 01-07 2001 01-01 2002 01-07 2002 01-01 2003 01-07 2003 01-01 2004 01-07 2004 01-01 2005 01-07 2005 01-01 2006 D1 8,37 28,49 32,83 32,83 34,80 34,80 34,80 36,71 36,71 37,58 39,7 43,45 D2 16,74 26,37 30,99 30,99 33,60 33,60 33,60 35,14 35,14 35,97 37,9 41,65 D3 83,70 24,89 29,11 29,11 29,32 29,32 29,32 29,87 29,87 30,8 32,6 36,15 D3b 125,60 24,65 28,36 28,36 28,40 28,40 28,40 28,79 28,79 29,74 31,5 35,09 D4 1 047,00 24,23 27,25 27,24 27,14 27,14 27,14 27,48 27,48 28,39 30,2 33,71 èródło: Urząd Regulacji Energetyki. Zmiana cen gazu ziemnego w krajach UE dla odbiorców domowych w okresie między styczniem 2005 r. i styczniem 2006 r. Monitor Polski Nr 33 — 1072 — Poz. 384 èródło: Eurostat.
9. Skuteczność podejmowanych działań w zakresie bezpieczeństwa zaopatrzenia w gaz ziemny W dniu 7 grudnia 2005 r. powołano Pełnomocnika Rządu do Spraw Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii do Rzeczypospolitej Polskiej oraz podjęto in tensywne prace nad programem dywersyfikacji źródeł dostaw gazu i ropy. W celu zwiększenia bezpieczeństwa zaopatrzenia kraju w gaz ziemny w dniu 3 stycznia 2006 r. Rada Mi nistrów podjęła uchwałę w sprawie działań mających na celu dywersyfikację dostaw nośników energii. Działania Rządu, będące realizacją uchwały, zmierzają do przygotowania decyzji inwestycyjnych i handlo wych dla dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego, mię dzy innymi poprzez: ■ dostawy gazu z innych niż obecnie źródeł gazu, ■ budowę terminala gazu skroplonego (LNG) na te rytorium RP, ■ zwiększenie wydobycia krajowego gazu ziemnego, ■ zwiększenie pojemności magazynowych. Połączenie infrastrukturalne ze złożami gazu w Skan dynawii Przedmiotem działań Rządu w 2006 r. było między innymi współdziałanie z PGNiG S.A. przy pracach zmierzających do zawarcia stosownych porozumień o zakupie gazu ziemnego od producentów norwe skich i budowie gazociągu łączącego norweskie pola gazowe z Polską. Rozmowy w tej sprawie prowadzo ne były zarówno na poziomie spółek, jak i w kontak tach na płaszczyźnie międzyrządowej. Wykonywane były również wieloaspektowe analizy techniczno-eko nomiczne. Terminal LNG W zakresie pozyskania gazu skroplonego z wyko rzystaniem terminala LNG Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. rozpoczęło na początku 2006 r. procedurę przetargową w celu wyłonienia podmiotu, którego zadaniem będzie przygotowanie „Studium wykonalności i założeń techniczno-ekonomicznych importu LNG do Polski”. Do przetargu zakwalifikowa ne zostały cztery konsorcja. W dniu 11 kwietnia 2006 r. wyłonione zostało w przetargu konsorcjum PricewaterhouseCoopers Pol ska Sp. z o.o., PricewaterhouseCoopers London, ILF Consulting Engineers Sp. z o.o., ILF GmbH oraz Chadbourne & Parke LLP Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy sp.k. Termin wykonania studium — koniec 2006 r. W celu zintensyfikowania działań mających na ce lu budowę terminala skroplonego gazu ziemnego PGNiG S.A. podpisało w lutym 2006 r. listy intencyjne z Zarządem Morskiego Portu Gdańsk S.A. i Zarządem Morskich Portów Szczecin i Âwinoujście S.A. Rada Ministrów podjęła także w dniu 31 maja 2006 r. uchwałę nr 77/2006 w sprawie działań zwięk szających bezpieczeństwo energetyczne Rzeczypospo litej Polskiej. W myśl § 1 ust. 2 pkt 2 tej uchwały uzna no za zgodne z polityką Rządu podjęcie przez PGNiG S.A. działań związanych z przygotowaniem bu dowy terminala do odbioru gazu skroplonego na wy brzeżu RP. Jednocześnie w § 3 uchwały zobowiązano Ministra Gospodarki do monitorowania działań PGNiG S.A. związanych z budową terminala LNG, w szczególności z:
1) przygotowaniem warunków przystąpienia do tej inwestycji,
2) określeniem najdogodniejszej lokalizacji oraz
3) zawarciem umów na dostawy gazu skroplonego. Wzrost wydobycia krajowego Dla zapewnienia bezpieczeństwa zapotrzebowa nia kraju w gaz ziemny prowadzone były w 2005 r. prace poszukiwawcze i rozpoznawcze krajowych złóż tego gazu na terenie Karpat, podgórza Karpat oraz Ni żu Polskim. Według informacji PGNiG S.A. realizowa ny Program wzrostu wydobycia zakłada w roku 2008 osiągnięcie zdolności wydobywczych na poziomie 5,5 mld m
3. W ramach tych prac wykonano 34 otwo ry wiertnicze (28 otworów poszukiwawczych, 6 otwo rów rozpoznawczych). Pozwoliło to na zakwalifikowa nie 23 otworów jako produktywnych i przekazanie ich do eksploatacji, co daje podstawę do planowania zwiększenia wydobycia gazu ziemnego ze złóż krajo wych. Należy mieć na uwadze, że prace zmierzające do wzrostu wydobycia gazu ziemnego z rodzimych złóż oraz zwiększenia pojemności magazynowych gazu wymagają znacznych nakładów inwestycyjnych. Fun dusze na sfinansowanie niezbędnych inwestycji mo gą pochodzić ze środków uzyskanych ze sprzedaży części akcji PGNiG S.A., pozyskanych drogą oferty pu blicznej w roku 200
5. Według wstępnych założeń spółki środki uzyskane z emisji akcji miały być prze znaczone na: ■ działalność w zakresie magazynowania do wyso kości 25 % pozyskanych środków, ■ działania w obszarach poszukiwania i wydobycia do 43 % pozyskanych środków. Inne działania Rząd RP wspierał także działania podmiotów go spodarczych ubiegających się o fundusze unijne na re alizację projektów inwestycyjnych w sektorze gazo wym. Jednym z takich działań było udzielenie popar cia dla wniosku PGNiG S.A. złożonego do Komisji Eu ropejskiej w kwietniu 2004 r. w sprawie współfinanso wania z funduszy Unii Europejskiej studium wykonal ności pt. „Jamał II/Amber — studium wykonalności projektów dotyczące możliwych dróg dostaw gazu ziemnego z Rosji do UE — techniczne, ekonomiczne i środowiskowe aspekty budowy obu gazociągów.”. Wniosek ten uzyskał pozytywną opinię Komitetu ds. Wsparcia Finansowego TEN-E (transeuropejskich sieci energetycznych) Komisji Europejskiej. Jednak dla opłacalności i wykonalności powyższego projektu musiał się on spotkać z poparciem przedsiębiorstw gazowniczych z krajów, przez które przebiegać miały rozważane gazociągi, a w związku z tym zagwaranto wać pozyskanie wiarygodnych danych, niezbędnych dla rzetelnego wykonania studium. Wysiłki czynione na płaszczyźnie międzyrządowej doprowadziły do uzy skania poparcia rządów krajów włączonych w rozmo wy, jednak brak zainteresowania ze strony potencjal nych partnerów projektu uniemożliwił dalszą jego re alizację. Konsekwencją powyższego była decyzja o od stąpieniu przez PGNiG S.A. od opracowania studium wykonalności i rezygnacji z pomocy finansowej. Ko misja Europejska, doceniając starania strony polskiej, podjęła w dniu 21 grudnia 2005 r. decyzję K(2005)5897, w której zobowiązała się do zbadania sprawy w celu zainteresowania firm komercyjnych re alizacją projektu oraz poinformowała o możliwości uruchomienia studium w terminie późniejszym przy pełnym, pierwotnie przewidzianym wsparciu Komisji. Jednym z istotnych elementów wspierających działa nia Rządu w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa do staw gazu ziemnego jest prowadzenie polityki między narodowej, w szczególności w odniesieniu do obec nych państw — dostawców paliwa gazowego, w tym Rosji. W dniu 31 marca 2006 r. odbyło się w Moskwie I Posiedzenie Polsko-Rosyjskiej Międzyrządowej Ko misji ds. Współpracy Gospodarczej. W myśl podjętych ustaleń na mocy podpisanego Protokołu określono, że do dnia 1 października 2006 r. zainteresowane pod mioty gospodarcze przeprowadzą konsultacje w celu uregulowania spornych kwestii w sektorze gazowym. W przypadku braku rozstrzygnięcia na poziomie przedsiębiorstw we wskazanym terminie, do rozmów włączone zostaną strony rządowe obydwu krajów.
10. Przewidywane zapotrzebowanie na gaz ziemny Dnia 4 stycznia 2005 r. Rada Ministrów przyjęła do kument pt. „Polityka energetyczna Polski do 2025 ro ku”. W dokumencie tym potwierdzono zasadność kon tynuacji polityki energetycznej, której celem jest: ■ zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego pań stwa, ■ wzrost konkurencyjności gospodarki, ■ ochrona środowiska przed negatywnymi skutkami działalności energetycznej związanej z wytwarza niem, przesyłaniem i dystrybucją energii i paliw. W dokumencie tym zawarto również długotermi nową prognozę energetyczną, wyznaczoną na podsta wie scenariuszy makroekonomicznego rozwoju kraju do roku 2025, uwzględniając proces dostosowywania gospodarki polskiej do standardów obowiązujących w Unii Europejskiej. Aktualnie opracowywany jest projekt nowego do kumentu „Polityka energetyczna do 2030 roku”, na potrzeby którego zostanie przygotowana nowa pro gnoza zapotrzebowania na gaz ziemny. 1
1. Planowane lub będące w budowie krajo we źródła gazu ziemnego i inne sposoby dostaw gazu ziemnego do krajowego sys temu gazowniczego Zapewnienie bezpieczeństwa zaopatrzenia kraju w gaz ziemny realizowane było w 2005 r. poprzez roz budowę i modernizację krajowego systemu przesyłu gazu, tworzenie nowych zdolności przesyłowych, po prawę przepustowości systemu przesyłowego, a także dalszą rozbudowę pojemności magazynowych oraz poprawę dostępności społeczności lokalnych do gazu sieciowego. Krajowe wydobycie gazu ziemnego, według da nych za 2005 r., kształtowało się na poziomie ok. 4,3 mld m
3. Aby zwiększyć udział gazu z wydoby Monitor Polski Nr 33 — 1073 — Poz. 384 cia krajowego w łącznym wolumenie dostarczanego odbiorcom gazu w Polsce, potrzebne będzie zintensy fikowanie prac poszukiwawczych i inwestycyjnych związanych z zagospodarowaniem nowo odkrytych złóż oraz zwiększeniem wydobycia ze złóż dotychczas eksploatowanych. Dla zapewnienia dostaw gazu ziemnego do Polski podjęto również szereg działań mających na celu przy gotowanie decyzji inwestycyjnych i handlowych, bę dących realizacją uchwały Rady Ministrów z dnia 3 stycznia 2006 r. w sprawie działań mających na celu dywersyfikację dostaw nośników energii. Ich wyni kiem jest między innymi rozpoczęcie, na początku 2006 r., przez PGNiG S.A. prac nad „Studium wykonal ności i założeń techniczno-ekonomicznych importu LNG do Polski”. Do końca listopada 2006 r. zaplano wano zakończenie prac nad studium i opracowanie ra portu końcowego. Po analizie wyników studium pod jęta zostanie decyzja dotycząca wyboru lokalizacji ter minalu oraz organizacji jego budowy. Przedmiotem powyższych działań było także współdziałanie z PGNiG S.A. przy pracach zmierzają cych do zawarcia stosownych porozumień o zakupie gazu od producentów norweskich i budowie gazocią gu łączącego norweskie pola gazowe z Polską. Rozmo wy w tej sprawie prowadzone były zarówno na pozio mie spółek, jak i w kontaktach na płaszczyźnie między rządowej. Działania inwestycyjne są możliwe do przeprowa dzenia przez spółkę PGNiG S.A., która posiada obec nie środki finansowe na ich realizację — pochodzące z wpływów z emisji akcji notowanych na Giełdzie Pa pierów Wartościowych od dnia 23 września 2005 r. Ârodki te mogą być przeznaczone na realizację projek tów inwestycyjnych w 2006 r. i w latach następnych, a wykorzystanie środków z emisji powinno nastąpić do 2007 r. Ponadto Minister Gospodarki we współpracy z Mi nistrem Rozwoju Regionalnego przygotował projekt Programu Operacyjnego Infrastruktura i Ârodowisko (PO IiÂ) w zakresie sektora energetyki dla pozyskania środków z funduszy strukturalnych Unii Europejskiej. W ramach programu planowano wsparcie energetycz nych projektów inwestycyjnych w ramach dwóch prio rytetów: X — Infrastruktura energetyczna przyjazna środowisku oraz XI — Bezpieczeństwo energetyczne, którego głównym celem jest zwiększenie bezpieczeń stwa energetycznego państwa, poprzez tworzenie no wych zdolności przesyłowych i transportowych energii elektrycznej, gazu ziemnego i ropy naftowej oraz wzrost pojemności magazynów gazu ziemnego. W ramach priorytetu XI planowano dwa działania: Działanie nr 1.: rozwój systemów przesyłowych gazu ziemnego i ropy naftowej, budowa i rozbudowa podziemnych magazy nów gazu ziemnego, wsparcie budo wy infrastruktury zapewniającej dy wersyfikację źródeł dostaw nośników energii do kraju, w tym budowy ter minala LNG, Działanie nr 2.: wsparcie rozwoju gazowej sieci dys trybucyjnej. Minister Gospodarki wnioskował o dofinansowa nie projektów inwestycyjnych w priorytecie XI na łącz ną kwotę ok. 1 mld euro z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego (EFRR). Projekt programu zo stał przedłożony do akceptacji Radzie Ministrów. 1
2. Wnioski wynikające ze sprawowania nad zoru nad bezpieczeństwem zaopatrzenia w gaz ziemny Konieczne jest kontynuowanie działań ukierunko wanych na dywersyfikację kierunków i form dostaw gazu ziemnego do Polski. Dotyczy to również możli wości pozyskania dostępu do złóż zagranicznych. Niezbędne jest też kontynuowanie prac mających na celu zwiększenie pojemności magazynowych gazu ziemnego w Polsce dla zabezpieczenia ciągłości do staw dla odbiorców krajowych. Zagrożeniem długoterminowym związanym z do stawami gazu ziemnego jest zmniejszenie roli Polski i Ukrainy jako kraju tranzytowego do Europy Zachod niej. Przy zwiększającym się stale zużyciu gazu ziem nego na świecie oraz przy zwiększającym się uzależ nieniu Europy od dostaw rosyjskich nośników oraz budowie omijających Polskę i Państwa Bałtyckie no wych dróg przesyłu gazu istnieje niebezpieczeństwo zakłócenia jego dostaw do Polski. Przedstawione w rozdziale 3 dane dotyczące źró deł i kierunków zaopatrzenia Polski w gaz ziemny oraz jego importu wskazują na znaczące uzależnienie od dostaw gazu ziemnego pochodzącego z jednego kie runku. Istotne jest natomiast, że dostawy gazu impor towanego są uzupełniane poprzez wydobycie gazu ze złóż krajowych, utrzymane na poziomie ok. 30 % cał kowitego wolumenu jego dostaw. Prognozy wzrostu gospodarczego i przewidywa nego w związku z tym wzrostu popytu na gaz ziemny powodują konieczność poszukiwania dodatkowych źródeł zaopatrzenia kraju w gaz ziemny. Priorytetem Rządu RP jest dywersyfikacja dostaw dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w sytuacji zakłóceń w dostawach. 1
3. èródła wykorzystane przy opracowaniu sprawozdania ■ Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regu lacji Energetyki w 2005 r. (marzec 2006 r.), ■ Informacja OGP Gaz-System Sp. z o.o. o realizacji zadań w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu gazowego (31 marca 2006 r.), ■ Sprawozdanie Zarządu z działalności spółki PGNiG S.A. za rok 2005 (3 kwietnia 2006 r.), ■ Dane statystyczne zbierane przez Agencję Rynku Energii S.A., ■ Materiały i opracowania własne Departamentu Ropy i Gazu Ministerstwa Gospodarki. Monitor Polski Nr 33 — 1074 — Poz. 384
Dziennik Ustaw: M.P. 2007 nr 33 poz. 384
Dz.U. 2013 nr 0 poz. 161
M.P. 2010 nr 93 poz. 1069