Na otoczenie regulacyjne segmentu Obrót i Magazynowanie składa się szereg aktów prawa krajowego, jak również unijnego. Do głównych krajowych aktów prawnych regulujących działalność Grupy PGNiG w zakresie obrotu i magazynowania należą:
Prawo energetyczne oraz akty wykonawcze do tej ustawy określają podstawowe zasady obrotu gazem ziemnym, udzielania koncesji i kształtowania taryf energetycznych. Wpływ na kształt ustawy wywarły akty prawne zawarte w tzw. Trzecim Pakiecie Energetycznym, w szczególności Dyrektywa 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego oraz Rozporządzenie nr 715/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego.
Zgodnie z postanowieniami Prawa energetycznego prowadzenie działalności w zakresie obrotu paliwami gazowymi i energią elektryczną wymaga uzyskania koncesji od Prezesa URE.
Działalność obrotowa PGNiG prowadzona jest na podstawie następujących koncesji:
Z kolei PGNiG Obrót Detaliczny posiada:
Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesje na obrót paliwami gazowymi zobowiązane są do przedkładania do zatwierdzenia taryf w zakresie obrotu gazem ziemnym. Z obowiązku taryfikowania zwolniony jest obrót gazem ziemnym na Towarowej Giełdzie Energii.
W dniu 11 września 2013 r. weszła w życie nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne (tzw. mały trójpak energetyczny), ustanawiająca obowiązek przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem paliwami gazowymi do sprzedaży na giełdzie części gazu ziemnego wysokometanowego wprowadzonego w danym roku do sieci przesyłowej (tzw. „obligo giełdowe”).
W rezultacie PGNiG, jako jedyny faktyczny adresat tego obowiązku, zobowiązane zostało do sprzedaży za pośrednictwem giełdy nie mniej niż 30% (w okresie od dnia wejścia w życie ustawy do końca 2013 r.), 40% (w 2014 r.), a od 1 stycznia 2015 r. – 55% gazu wysokometanowego wprowadzanego w danym roku do sieci przesyłowej.
Z uwagi na brak odpowiedniego poziomu popytu na gaz oferowany przez PGNiG na giełdzie w początkowym okresie obowiązywania obligo, Spółka nie była w stanie wypełnić tego zobowiązania. Wobec zaistniałej sytuacji, w dniu 26 czerwca 2014 r. przyjęto nowelizację Prawa energetycznego, która wprowadziła tzw. sukcesję generalną umów. W wyniku jej wejścia w życie, z dniem 1 sierpnia 2014 r. działalność operacyjną rozpoczęła spółka – córka PGNiG Obrót Detaliczny, która przejęła od PGNiG klientów zużywających mniej niż 25 mln m3 paliwa gazowego rocznie i pozyskuje gaz na TGE. Od momentu rozpoczęcia działalności przez PGNiG Obrót Detaliczny obserwuje się bardzo istotny wzrost sprzedaży gazu za pośrednictwem giełdy.
Brak realizacji obligo giełdowego na poziomie ustawowym powoduje ryzyko nałożenia na Spółkę kary pieniężnej. Przedmiotowa kara wymierzana jest przez Prezesa URE i może wynosić do 15% wartości przychodów wynikających z działalności koncesjonowanej w zakresie obrotu paliwami gazowymi.
Podjęte przez spółkę inicjatywy pozwoliły Spółce zrealizować obligo w 2015 r. pomimo wzrostu poziomu obowiązku z 40% do 55%.
Zagadnienia związane z zapewnieniem bezpieczeństwa paliwowego państwa są uregulowane w unijnym Rozporządzeniu nr 994/2010 z dnia 20 października 2010 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego oraz w ustawie o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym. Ustawa określa zasady tworzenia, utrzymywania i finansowania zapasów gazu ziemnego przez przedsiębiorstwa energetyczne.
Ważnym dla PGNiG dokumentem jest także ustawa o efektywności energetycznej z dnia 15 kwietnia 2011 r., która stanowi implementację do polskiego prawa dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Ustawa określa krajowy cel w zakresie oszczędności energii finalnej i jako środek realizacji tego celu wprowadza system świadectw efektywności energetycznej – białych certyfikatów. Jako przedsiębiorstwa obrotu PGNiG i PGNiG Obrót Detaliczny mają obowiązek zakupu i umorzenia świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia opłaty zastępczej.
Działalność operatora systemu magazynowania jest prowadzona na podstawie odpowiednich decyzji Prezesa URE, tj. decyzji z dnia 16 maja 2012 r. (z późn. zm.) o udzieleniu OSM koncesji na magazynowanie paliw gazowych w instalacjach magazynowych na okres od 1 czerwca 2012 r. do 31 maja 2022 r. oraz decyzji z dnia 22 maja 2012 r. (z późn. zm.) o wyznaczeniu spółki OSM operatorem systemu magazynowania paliw gazowych na okres od 1 czerwca 2012 r. do 31 maja 2022 r. Działalność operacyjną w zakresie objętym koncesją OSM prowadzi od 1 czerwca 2012 r.
Działalność w zakresie magazynowania paliw gazowych jest prowadzona w oparciu o przepisy prawa UE i prawa krajowego, w szczególności ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo Energetyczne oraz Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2015.
Ponadto w analizowanym okresie weszło w życie Rozporządzenie Wykonawcze Komisji (UE) nr 1348/2014 z dnia 17 grudnia 2014 r. w sprawie przekazywania danych, wdrażające art. 8 ust. 2 i 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (dalej odpowiednio „Rozporządzenie wykonawcze” oraz „Rozporządzenie REMIT”). W ramach wypełniania obowiązków informacyjnych, we wrześniu Spółka dokonała rejestracji w Centralnym Europejskim Rejestrze Uczestników Rynku (CEREMP), prowadzonym przez Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) i uzyskała kod ACER: A00037874.PL. Uzyskany kod ACER umożliwia identyfikację podmiotu dokonującego transakcji na hurtowym rynku energii elektrycznej i gazu. Kod ACER, tak jak kody EIC, służy do raportowania danych dotyczących OSM, zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia REMIT. Ponadto z dniem 3 września w OSM został wdrożony Regulamin wypełniania obowiązków wynikających z Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z dnia 25 października 2011 r. w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii (REMIT).
W dniu 11 sierpnia 2011 r. weszła w życie Ustawa o efektywności energetycznej, która stanowi wypełnienie postanowień Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 r. w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych 2006/32/ WE. Określa krajowy cel w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, zgodnie z którym do 2016 r. oszczędności energii finalnej powinny być nie mniejsze niż 9% krajowego zużycia tej energii w ciągu roku. Od 1 stycznia 2013 r. PGNiG i PGNiG Obrót Detaliczny, jako przedsiębiorstwa obrotu, mają obowiązek zakupu świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia tzw. opłaty zastępczej. Obowiązek ten powoduje wzrost kosztów prowadzenia działalności regulowanej.
Kluczowym czynnikiem wpływającym na działalność regulowaną Grupy PGNiG jest uzależnienie przychodów Grupy m.in. od taryf zatwierdzanych przez Prezesa URE. Poziom taryf decyduje o możliwości uzyskania przychodów pokrywających ponoszone koszty uzasadnione wraz ze zwrotem z zaangażowanego kapitału. W obecnych warunkach znacząca wielkość tych przychodów jest zależna od cen sprzedaży paliwa gazowego, które z wyjątkiem sprzedaży za pośrednictwem TGE podlegają regulacji. Zasady ustalania taryf określane są przez przepisy wykonawcze do ustawy Prawo energetyczne, przede wszystkim przez tzw. rozporządzenie taryfowe. Stosowana metodologia kształtowania taryf opiera się na określaniu cen i stawek opłat przy prognozowanych kosztach oraz planowanych wielkościach sprzedaży gazu ziemnego. Nietrafność oszacowania przez odbiorców wolumenu zapotrzebowania na gaz (przenosząca się na wielkość prognozowanych zakupów i dostaw) oraz niemożliwe do dokładnego zaprognozowania zmiany cen gazu ziemnego nabywanego z importu mogą niekorzystnie wpłynąć na wyniki finansowe Grupy PGNiG.
Ceny gazu z importu ustalane są w dol. amerykańskim i euro oraz kształtowane w oparciu o formuły indeksacyjne oparte na cenach produktów ropopochodnych i/lub cenach gazu na płynnym rynku zachodnioeuropejskim. Zmiany kursów walutowych oraz cen produktów ropopochodnych i gazu istotnie wpływają na wysokość kosztów pozyskania gazu z importu. Dokładna prognoza zmian ceny gazu ziemnego obarczona jest wysokim ryzykiem błędu. Dla części wolumenów sprzedawanych w ramach sprzedaży taryfowej istnieje zagrożenie, że pomimo ustalonych w prawie reguł określających możliwości korekty cen zatwierdzonych na okres obowiązywania taryfy, zmiana cen zakupu gazu z importu może nie być w pełni przeniesiona na ceny sprzedaży gazu dla odbiorców lub zmiany te będą następowały z pewnym opóźnieniem.
Dla sprzedaży giełdowej, która w związku z nałożonym przepisami Prawa energetycznego dotyczy istotnej części wolumenów importowanych oraz sprzedaży do klientów końcowych po cenach indeksowanych do cen giełdowych, istnieje ryzyko negatywnej dekorelacji cen pomiędzy TGE a cenami wynikającymi z formuł kontraktów importowych. W przypadku materializacji powyższego ryzyka może to doprowadzić do konieczności sprzedaży gazu po cenach niższych niż koszty jego pozyskania, co w rezultacie negatywnie odbije się na wynikach finansowych firmy.
Istotnym czynnikiem mającym wpływ na kształtowanie wyniku finansowego PGNiG Obrót Detaliczny są wahania cen paliwa gazowego na rynku hurtowym.
Głównym źródłem pozyskania paliwa gazowego przez spółkę jest TGE. Na przestrzeni 2015 r. miał miejsce stały trend spadkowy kwotowań gazu na tym rynku.
W 2015 r. PGNiG było stroną 3 kontraktów, w tym dwóch długoterminowych, na dostawę paliwa gazowego do Polski, posiadających tzw. klauzulę take or pay. Najważniejsze z nich to kontrakty z OOO Gazprom Eksport oraz z Qatar Liquefied Gas Company Limited (3).
W dniu 9 grudnia 2014 r. PGNiG i Qatargas podpisały porozumienie dodatkowe do umowy długoterminowej sprzedaży skroplonego gazu ziemnego (LNG) z dnia 29 czerwca 2009 r. Zgodnie z tym porozumieniem strony zmieniły zasady wykonywania umowy długoterminowej w całym okresie 2015 r. W dniu 21 października 2015 r. PGNiG i Qatar Liquefied Gas Company Limited (3) zawarły nowe porozumienie dodatkowe, które przedłużyło obowiązywanie zmienionych w 2015 r. zasad wykonywania umowy do 30 czerwca 2016 r.
Ilości gazu przewidziane do dostarczenia PGNiG w 2015 roku i 1. połowie 2016 r. Qatar Liquefied Gas Company Limited (3) sprzedał na innych rynkach. PGNiG pokrywa różnicę pomiędzy ceną gazu LNG określoną w umowie a jego uzyskaną ceną rynkową. Jeśli cena ta miałaby być niższa niż satysfakcjonująca PGNiG, wówczas odbiór niesprzedanego gazu LNG może być przesunięty na kolejne lata wykonywania umowy.
Maksymalne poziomy udziału gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku określa rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy. W latach 2015-2018 poziom ten nie może być wyższy niż 59%.
Prezes URE za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy w latach 2007-2008 wymierzył Spółce karę w wysokości 2 mln zł, która wskutek podjętych kroków prawnych została obniżona do kwoty 0,5 mln zł. W maju 2015 r. PGNiG złożyło skargę kasacyjną od wyroku Sądu Apelacyjnego w Warszawie, która jest obecnie rozpatrywana.
Prezes URE na mocy decyzji z dnia 30 grudnia 2015 r. i 31 grudnia 2015 r. nałożył na PGNiG kary pieniężne w wysokości odpowiednio 2 mln zł i 4 mln zł za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy w latach 2009 i 2010. Spółka złożyła odwołania od obu ww. decyzji Prezesa URE do Sądu Okręgowego w Warszawie, Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów.
Brak zmian w powyższym rozporządzeniu może spowodować, że do momentu rozpoczęcia dostaw gazu z innych kierunków (między innymi poprzez terminal LNG) Prezes URE będzie nakładał na PGNiG kary pieniężne za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji w kolejnych latach.
Postępująca liberalizacja rynku gazu ziemnego w Polsce łączy się ze zmianami w otoczeniu konkurencyjnym oraz w zakresie regulacyjnym i prawnym, co wiąże się z dynamicznym wzrostem aktywności innych podmiotów. W chwili obecnej koncesję na obrót paliwem gazowym w Polsce posiada 175 podmiotów spoza Grupy PGNiG. W latach 2011-2012 wydano 22 koncesje. W latach 2013- 2014 wydano kolejne 63 koncesje (bez PGNiG Obrót Detaliczny), a w 2015 r. – 26 koncesji. Dodatkowo 60 podmiotów (z wyłączeniem PGNiG) posiada koncesję na obrót z zagranicą, która umożliwia im import gazu w celu dalszej odsprzedaży. W 2014 r. zostało wydanych 17 takich koncesji, a w 2015 r. – 14. Zgodnie z informacjami publikowanymi na stronie internetowej operatora OGP Gaz-System SA co najmniej 102 podmioty posiadają zawartą z operatorem umowę przesyłową.
W 2012 r. uruchomiono handel gazem ziemnym na TGE. Zgodnie z informacjami publikowanymi na stronie internetowej giełdy liczba zarejestrowanych uczestników rynku gazu ziemnego na TGE sięga 23 podmiotów.
Istotną okolicznością z punktu widzenia rozwoju konkurencji na rynku gazu jest uruchomienie od dnia 1 kwietnia 2014 r. rewersu fizycznego gazu do Polski z kierunku zachodniego przez punkt Mallnow. W ramach usługi przesyłania zwrotnego na zasadach ciągłych umożliwiony został import gazu ziemnego w ilości 2,3 mld m3. Od 1 stycznia 2015 r. nastąpiło dalsze zwiększenie technicznych zdolności ciągłych importu gazu do Polski przez ww. punkt do 5,5 mld m3.
Pomimo dynamicznych zmian zachodzących w wyniku procesu liberalizacji, PGNiG pozostaje w dalszym ciągu największym dostawcą na krajowym rynku gazu ziemnego.
Podmioty prowadzące działalność konkurencyjną w stosunku do PGNiG Obrót Detaliczny oferują, poza tradycyjnymi sieciowymi dostawami, także nowoczesne rozwiązania w zakresie dostaw gazu ziemnego z wykorzystaniem skroplonego gazu LNG. Podmioty konkurencyjne konkurują ceną paliwa gazowego, oferują również sprzedaż łączoną gazu ziemnego i energii elektrycznej. Aktywnymi graczami na rynku stają się najwięksi sprzedawcy energii elektrycznej w Polsce, którzy poszerzają swoją działalność o sprzedaż gazu.
Do głównych firm konkurencyjnych, które ze swoją ofertą trafiają do dużych odbiorców biznesowych, zaliczyć można: DUON Marketing & Trading SA, RWE Polska SA, PKP Energetyka SA, Hermes Energy Group SA, Enea SA, Energa SA oraz Tauron SA. Natomiast do głównych firm konkurencyjnych, które ze swoją ofertą trafiają do odbiorców indywidualnych oraz małych odbiorców biznesowych, można zaliczyć: DUON Marketing & Trading SA, Energetyczne Centrum SA, ENERGA-OBRÓT SA, Energia dla firm SA oraz Tauron SA.
W odpowiedzi na rosnącą konkurencję, spółki Grupy PGNiG sprzedające paliwo gazowe w Polsce wprowadziły programy rabatowe, zwiększając konkurencyjność ofert dla klientów.
Obowiązek utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego wynika z art. 24 Ustawy o zapasach. Zgodnie z tą ustawą, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przywozu gazu ziemnego w celu jego dalszej odsprzedaży odbiorcom jest zobowiązane do utrzymywania zapasów obowiązkowych tego gazu w wielkości odpowiadającej co najmniej 30-dniowemu średniemu dziennemu przywozowi gazu na terytorium Polski. Przedsiębiorstwa sprowadzające mniej niż 100 mln m3 gazu w ciągu roku, które jednocześnie obsługują nie więcej niż 100 tys. odbiorców, podlegają zwolnieniu z tego obowiązku. Wypełnienie wymagań ustawowych powoduje dla PGNiG ryzyka bilansowe, technologiczne oraz stanowi zagrożenie w realizacji zobowiązań kontraktowych.
Ryzyko bilansowe związane jest w szczególności z zagrożeniem braku możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny w sezonie jesienno-zimowym w przypadku utrzymujących się niskich temperatur powietrza w dłuższym okresie. W rezultacie zapas obowiązkowy ogranicza handlowe korzystanie z pojemności i mocy magazynowych.
Biorąc pod uwagę tryb uruchamiania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego, który wymaga uzyskania zgody ministra właściwego ds. gospodarki, poprzedzonej wprowadzeniem ograniczeń handlowych w dostawach gazu do odbiorców, powstaje ryzyko wystąpienia okresowo znacznego niezbilansowania portfela gazowego Spółki. Niezależnie od powyższego, uruchomienie odbioru gazu z zapasu obowiązkowego powoduje sytuację, w której przy stosunkowo wysokim stanie gazu w magazynach zachodzi formalna konieczność wprowadzenia ograniczeń handlowych w dostawach gazu do odbiorców.
Ryzyko związane jest z negatywnym wpływem utrzymywania zapasu obowiązkowego na parametry pracy podziemnych magazynów gazu. Nieodbieranie gazu z magazynu w dłuższym okresie może powodować migrację gazu do części złoża o gorszych parametrach przepuszczalności i porowatości, a w konsekwencji doprowadzić do zmniejszenia mocy odbioru gazu z magazynu. Przywrócenie pierwotnych parametrów pracy magazynu może trwać kilka lat oraz wiązać się z koniecznością poniesienia dodatkowych kosztów, a w skrajnych przypadkach może być niemożliwe.
Liberalizacja rynku gazu w Polsce spowoduje w kolejnych latach istotne zmiany na rynku gazu ziemnego oraz w otoczeniu prawnym. W 2012 r. uruchomiono rynek gazu ziemnego na TGE. Na podstawie decyzji Prezesa URE obrót gazem ziemnym prowadzony na giełdowym rynku gazu ziemnego zwolniony jest z obowiązku taryfowania. W związku z postępującym procesem liberalizacji oczekiwane jest stopniowe uwolnienie cen gazu dla odbiorców. W pierwszej kolejności mają być zwolnieni odbiorcy hurtowi oraz najwięksi odbiorcy przemysłowi.
Mimo wcześniejszych zapowiedzi Prezesa URE w 2015 r. nie nastąpiły istotne zmiany związane z planowanym uwolnieniem cen gazu dla odbiorców.
W reakcji na zachodzące zmiany na rynku gazu ziemnego Grupa PGNiG wprowadziła szereg programów rabatowych umożliwiających klientom zakup gazu ziemnego po cenach niższych niż ceny taryfowe.
września 2014 r. do marca 2015 r. dostawca OOO Gazprom Eksport redukował dostawy gazu ziemnego w stosunku do zamówień składanych przez PGNiG. Poziom ograniczeń wahał się od 6% do 46% na dobę i obejmował dostawy gazu realizowane przez punkty wejścia Drozdowicze, Wysokoje, Kondratki i Tietierowka (od grudnia 2014 r.). W celu pokrycia zapotrzebowania odbiorców na gaz, brakujące wolumeny Spółka sprowadzała z kierunku zachodniego (Mallnow, Lasów) i południowego (Cieszyn). Ponadto w okresie od października 2014 r. do kwietnia 2015 r. Spółka odbierała gaz z podziemnych magazynów gazu w ramach dostępnych pojemności handlowych. Przez cały okres trwania ograniczonych dostaw gazu ziemnego stabilność dostaw gazu do odbiorców PGNiG nie została zachwiana i nie spowodowało to niedotrzymania zobowiązań kontraktowych wobec klientów Spółki. W związku z utrzymującą się niestabilną sytuacją na Ukrainie istnieje ryzyko wystąpienia kolejnych ograniczeń w dostawach gazu ziemnego.
Prawdopodobieństwo materializacji ryzyka
Istotność ryzyka
