Warunki prawne prowadzenia działalności w zakresie wytwarzania regulowane są przede wszystkim przez:
Działalność polegająca na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła podlega koncesjonowaniu. PGNiG TERMIKA SA posiada koncesję na obrót energią elektryczną, obowiązującą do 31 grudnia 2030 r., oraz udzielone na okres do 31 grudnia 2025 r. koncesje na:
Do 31 lipca 2014 r. obowiązywała taryfa dla ciepła wytworzonego w źródłach wytwórczych PGNiG TERMIKA, tj. Ec Żerań, Ec Siekierki, Ec Pruszków, C Wola i C Kawęczyn, oraz przesyłu i dystrybucji ciepła za pomocą sieci ciepłowniczej zasilanej z Ec Pruszków. W dniu 8 lipca 2014 r. Prezes URE zatwierdził nową taryfę, która obowiązuje od 1 sierpnia 2014 r.
Ponadto do 31 grudnia 2014 r. spółkę obowiązywały taryfy na przesył ciepła sieciami ciepłowniczymi w rejonach Marsa Park, Annopol, Marynarska, Chełmżyńska, Jana Kazimierza. W dniu 18 listopada 2014 r. Prezes URE zatwierdził nowe taryfy na przesył ciepła w tych rejonach. Taryfy będą obowiązywały w okresie od 1 stycznia 2015 r. do 31 lipca 2016 r.
Od 30 kwietnia 2015 r. obowiązuje taryfa na wytwarzanie ciepła w Ciepłowni Regaty i przesył ciepła siecią ciepłowniczą na terenie osiedla Regaty.
Wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji w 2015 r. wynikało z mechanizmu opartego na świadectwach pochodzenia. Po zmianach w 2014 r., polegających m.in. na wprowadzeniu możliwości rozliczania obowiązku w zakresie energii z kogeneracji wyłącznie przy wykorzystaniu świadectw z jednego roku, wartość rynkowa świadectw jest zbliżona do wartości opłat zastępczych wyznaczanych przez Prezesa URE, które wynosiły:
Obecny mechanizm został przywrócony w 2014 r. i będzie obowiązywać do końca 2018 r., ale w Komisji Europejskiej wciąż prowadzone są prace w zakresie oceny jego zgodności z prawem Unii Europejskiej.
Dzięki dochodom ze sprzedaży praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia producenci uzyskują dodatkowe przychody pozwalające na zapewnienie opłacalności ekonomicznej produkcji energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji.
Krótki czas, jaki pozostał do końca funkcjonowania systemu świadectw pochodzenia (31.12.2018 r.), powoduje, że system jest nieskuteczny w zakresie generowania impulsów inwestycyjnych.
Obecnie trwają prace nad przygotowaniem systemu wsparcia dla jednostek wysokosprawnej kogeneracji w długoterminowej perspektywie, po 2018 r. W przygotowanie nowego systemu wsparcia dla kogeneracji zaangażowały się cztery izby: IGCP, PTEZ, IGG, IEPiOE, skupiające wszystkich najważniejszych producentów energii w kogeneracji. Przygotowywany nowy system będzie zgodny z nowymi zasadami pomocy publicznej obowiązującymi w krajach UE, będzie zapewniał rentowność inwestowania w nowe moce kogeneracyjne i wspierał realizację celów polityki energetyczno- klimatycznej do 2030 r.
Przydział darmowych praw do emisji Spółka otrzymała w 2015 r. bezpłatne uprawnienia do emisji:
Konkluzje z posiedzenia Rady Europejskiej, które zostały przyjęte w dniach 23-24 października 2014 r., określają cele polityki energetyczno-klimatycznej na lata 2020-2030. Nowe cele zakładają redukcję emisji gazów cieplarnianych o 40% do 2030 r. (vs 1990 r.), wzrost udziału energii z odnawialnych źródeł energii o 27% (cel wiążący na poziomie UE) oraz poprawę efektywności energetycznej o 27% (cel indykatywny).
W połowie 2015 r. pojawił się projekt noweli Dyrektywy ustanawiającej system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych na okres po 2021 r. Nowela Dyrektywy podtrzymująca cel redukcji emisji CO2 w 2030 r. przez sektory objęte ETS o 43% w odniesieniu do 2005 r., w proponowanym tempie 2,2% po 2021 r. (obecnie 1,74%). Projekt zakłada skrócenie listy sektorów narażonych na ucieczkę CO2 do około 50. Ponadto, zgodnie z nowelą, benchmarki stanowiące podstawę ustalania wielkości przydziału emisji, mają być obniżane o 1% na każdy rok, licząc od 2008 r. (roku pozyskania danych historycznych) do środkowego roku okresu rozliczeniowego, czyli mogą zmienić się o 17%. Komisja zastrzega sobie jednak możliwość korekty tego trendu o +/- 0,5%, co może spowodować wymuszenie postępu technologicznego nawet o 1,5% w skali roku.
Zgodnie z projektem Polska otrzymać ma aż 43% środków z Funduszu Modernizacyjnego. Mechanizm przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji jest przedmiotem ustaleń pomiędzy Ministerstwem Gospodarki a Komisją Europejską.
Z końcem 2015 r. zakończyły się negocjacje dotyczące treści projektu nowelizacji dokumentu referencyjnego BAT dla branży dużych obiektów spalania. Ze względu na swoje umocowanie w prawie krajowym, wypracowany kształt Konkluzji BAT (najważniejsza część dokumentu referencyjnego BAT) wyznaczy środowiskowe ramy dla definiowania przyszłości sektora dużych obiektów energetycznego spalania od 2020 r. Dopuszczalne wielkości emisji z dokumentu, a także sposoby ich monitorowania i rozliczania, będą wiążącą podstawą w postępowaniach o udzielenie pozwoleń zintegrowanych. Wytyczne BAT w znaczący sposób zaostrzają normy emisyjne dla źródeł większych niż 50 MW opalanych węglem kamiennym. Dodatkowo Konkluzje BAT poszerzają istniejącą listę kontrolowanych zanieczyszczeń o wymagania emisyjne, m.in. dla Hg, HCl, HF i N2O.
Zestawienie ustalonych dopuszczalnych wielkości emisji z projektu Konkluzji BAT z kosztami dostosowania do nich instalacji w wielu przypadkach podważa rentowność ich dalszej eksploatacji. Jako rozwiązanie ostateczne, w przypadku braku możliwości dostosowania instalacji do wymagań BAT, istnieje możliwość skorzystania z odstępstwa. Będzie ono jednak udzielane tylko w uzasadnionych i indywidualnych przypadkach, popartych analizą techniczno-ekonomiczną. Zgodnie z harmonogramem w połowie 2016 r. dokument ma być formalnie przyjęty na szczeblu UE, co oznacza, że jego wymagania emisyjne będą miały zastosowanie od 2020 r.
Do najważniejszych ustaleń Szczytu, które zostały zawarte w grudniu 2015 r. w Nowym porozumieniu klimatycznym, należy zaliczyć:
W związku z zawarciem nowego porozumienia klimatycznego UE będzie podtrzymywała przyjęte cele redukcyjne na 2030 r.
Implementacja Dyrektywy o emisjach przemysłowych (IED) do prawa polskiego oraz opracowywane obecnie konkluzje najlepszej dostępnej techniki (BAT) stawiają przed Spółką wyzwania w zakresie redukcji emisji przemysłowych, czemu naprzeciw wychodzi opracowany wieloletni plan inwestycyjny, który adresuje zidentyfikowane zaostrzenia prawa środowiskowego.
Rozbudowa miejskiej spalarni odpadów komunalnych spowoduje dostarczenie większej ilości ciepła do miejskiej sieci ciepłowniczej. Wpłynie to na zmianę udziału PGNiG TERMIKA w produkcji ciepła dla miejskiej sieci ciepłowniczej miasta stołecznego Warszawy z obecnego poziomu 98% do poziomu 95% w 2019 r.
Współpraca z Veolia Energia Warszawa SA (VEW) w zakresie pozyskiwania nowych odbiorców ciepła, a także przyłączanie nowych obszarów zachodniej Warszawy do miejskiej sieci ciepłowniczej powinny w znaczny sposób zredukować potencjalne przyszłe spadki produkcji zakładów wytwórczych PGNiG TERMIKA.
W listopadzie 2014 r. zostało podpisane porozumienie pomiędzy PGNiG TERMIKA i VEW SA o partnerstwie energetycznym w mieście stołecznym Warszawa. Zapisy w nim zawarte określały ogólne zasady współpracy obydwu spółek na rzecz optymalizacji i rozwoju warszawskiego systemu ciepłowniczego. Efektem prac są uzgodnione treści umów w zakresie świadczenia usług rozwoju rynku ciepła w Warszawie, a także zaprojektowania i budowy do 31 grudnia 2020 r. magistrali ciepłowniczej łączącej systemy ciepłownicze Warszawy i Pruszkowa. Magistrala ma służyć jako główne źródło zasilania dla systemu w Pruszkowie. Zakłada się, że z wykorzystaniem nowej infrastruktury do Pruszkowa przetransportowane będzie co najmniej 770 TJ/rok ciepła wyprodukowanego przez warszawskie zakłady PGNiG TERMIKA.
Umowa o świadczenie usług w zakresie rozwoju rynku w Warszawie zakłada wynagradzanie skutecznych działań VEW prowadzących do wzrostu netto rynku ciepła w Warszawie. Przyjęto formułę „success fee”, aby zachęcić wykonawcę usługi do jak najbardziej efektywnego realizowania postawionych celów. Działania te mają przekładać się na dodatkową moc zamówioną w źródłach PGNiG TERMIKA oraz dodatkowo sprzedany, w związku z nowymi mocami w systemie, wolumen ciepła. Zakłada się przy tym wzrost efektywnego wykorzystania kogeneracji co przełoży się na dodatkowo wyprodukowaną energię elektryczną. Umowa jest czasowa i obowiązywać ma do 2027 r. W pierwszych 3 latach jej trwania (2016-2018) spodziewany jest wzrost rynku na poziomie 152 MW netto.
Zaostrzenie norm emisji gazów i pyłów od 2016 r., a także zapowiadana publikacja Konkluzji związanych z Najlepszą Dostępną Techniką (BAT) i ich stosowanie po 2020 r. wymuszają obecnie procesy głębokich modernizacji elektrowni i elektrociepłowni. Aby sprostać zaostrzonym wymaganiom emisyjnym, PGNiG TERMIKA, w ramach Wieloletniego Planu Inwestycyjnego, sukcesywnie modernizuje swoje jednostki wytwórcze. Istnieje ryzyko związane z technicznymi i ekonomicznymi aspektami dostosowania instalacji eksploatowanych przez Spółkę. W chwili obecnej nieznane są mechanizmy uzyskiwania odstępstw od Konkluzji BAT.
Prawdopodobieństwo materializacji ryzyka
Istotność ryzyka
