Propozycja Ugody z Gazpromem

Propozycje ugody z Gazpromem

16 maja 2018 r. Komisja przedsta­wiła propozycji ugody w sprawie postępowania antymonopolowego przeciw Gazprom w sprawie nad­używania pozycji dominującej do­stawach gazu w stosunku do krajów Europy Środkowej i Wschodniej (Pol­ski, Litwy, Estonii, Łotwy, Słowacji, Czech, Węgier i Bułgarii) – nr sprawy AT 39818 prowadzonej od 2011 r. na wniosek Litwy a rozszerzonej na po­zostałe wcześniej wymienione kraje.

Przedstawienie ugody potwierdza, że doszło do naruszenia przez Gaz­prom pozycji dominującej w kilku obszarach: stosowania niedozwolo­nych klauzul kontraktowych ograni­czających swobodny przepływ gazu, stosowania niekonkurencyjnych cen różnie traktując w sposób nieuza­sadniony swoich odbiorców w ww. państwach a także wykorzystania pozycji dominującej w logistyce gazu na analizowanym obszarze. W kon­sekwencji wprowadzono następu­jące obowiązki wobec Gazpromu: zniesienia kontraktowych barier swobodnego przepływu gazu, możli­wości zmiany punktu dostawy przez uprawnionych odbiorców, wdroże­nia procesu zapewnienia konkuren­cyjnych cen oraz zakaz wykorzysta­nia pozycji dominującej w logistyce. Materia jest na tyle obszerna, że w ramach tego artykułu skupimy się tylko na prawie zmiany punktów do­staw gazu.

Możliwość zmiany punktu dostawy przez uprawnionych odbiorców

Możemy opierać się tylko na do­stępnym publicznie wyciągu ugo­dy, co ogranicza pełną analizę. Nie­stety prasowa informacja Komisji zawiera szereg niejasności i może wprowadzać w błąd co do treści roz­strzygnięcia. W pierwszej kolejności Komisja prezentuje możliwość wy­konania swap’ów gazowych. Swap towarowy to rodzaj umowy swap, w ramach której cena zmienna (ryn­kowa lub spot) oparta na bazowym towarze jest przedmiotem obrotu za stałą cenę w określonym okre­sie. Dopuszczalne są również swa­p’y dotyczące wymiany towarów dostarczonych w różnych miejscach dostaw, przez stosowne rozliczenie kontraktowe. Natomiast w przypad­ku propozycji ugody mamy do czy­nienia z możliwością zmiany punktu dostawy przez uprawnionych od­biorców, co zasadniczo zawęża moż­liwości handlowe, szczególnie biorąc pod uwagę ograniczenia handlowe i logistyczne rynków wyizolowanych. Nieprawidłowe posługiwanie się znaczeniem pojęć, stanowi manka­ment dzisiejszej wymiany informa­cji. Miejmy nadzieję, że nie miało to na celu wprowadzenie w błąd co do zwiększenia pozytywnego odbio­ru przedstawionej propozycji. We­dług informacji Komisji swapy mają być możliwe w obu kierunkach do i z rynków wyizolowanych, co w oce­nie Komisji ma poprawić integrację rynków Centralnej i Wschodniej Eu­ropy. Jest to dosyć kuriozalne stwier­dzenie, w perspektywie, że dostęp­na ugoda mówi jedynie o możliwości zmianie punktu dostawy. Dodatko­wo wprowadza ograniczenia co do kontraktów (z okresem trwania po­nad 18. miesięcy), wolumenów (co najmniej 50 mln m3), okresu dostaw (co najmniej na 12 miesięcy) i wybo­ru punktów dostaw (wskazana lista punktów) wskazując na dosyć nie­elastyczną procedurę egzekwowania tego wobec Gazpromu. Dodatkowo daje uprawnienie dla Gazprom zmia­ny punktu na wypadek zaprzestania wykorzystywania danego punktu. Takie uprawnienie może zostać wy­korzystane na wypadek zmiany tras dostaw np. po wybudowaniu Nord Stream 2. Ciekawe może myć upraw­nienie wykorzystania punktów na trasie przesyłu gazu przez Gazprom, pod kątem możliwości przeniesienia punktów dostaw na granice rosyj­sko – ukraińską. Ten obszar wyma­ga szczegółowej analizy pod kątem zabezpieczenia się przed ryzykiem wstrzymania tranzytu gazu przez Ukrainę.

Propozycja otwiera również pew­ne możliwości handlowe, chociaż szkoda, że trudne do wykorzysta­nia przez nieprzygotowanych do tego lokalnych sprzedawców gazu (incunbentów) z Europy Środkowej i Wschodniej. Natomiast mogą z niej skorzystać zachodni dostawcy posia­dający doświadczenie w zarządzaniu transgranicznym portfelem dostaw. Może to oznaczać ciekawe zmiany na rynku gazu w tej części Europy.

Niestety pewne postanowienia mogą negatywnie wpływać na pro­ces swobodnego kształtowania kosz­tów usług za przesyłanie, co może dotknąć nasz gazociąg Jamalski, gdzie koszty przesytu są o 50% niż­sze niż na innych punktach dostaw, z uwagi na wprowadzenie prawa do indeksacji w oparciu o wskaźnik in­flacyjny. Przedstawione postanowie­nia wymagają weryfikacji pod kątem zgodności z regulacjami dotyczącym kształtowania i rozliczenia taryf oraz krajowym interesem związanym z przychodami z tranzytu gazu.

 

NOWE NOWE ZASADY KSZTAŁTOWANIA I KALKULACJI TARYF ORAZ ROZLICZEŃ W OBROCIE ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ I GAZEM ZIEMNYM

15 marca 2018 r. Minister Energii podpisał nowe rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi. Pomimo zniesienia obowiązku zatwierdzania taryf dla odbiorców biznesowych, nowe regulacje zawierają szereg zapisów wymagających uwzględnienia przy kształtowaniu cen i stawek opłat oraz rozliczeń odbiorców, nie tylko w obszarze sprzedaży, ale również dystrybucji, magazynowania i regazyfikacji.

29 grudnia 2017 r. Minister Energii podpisał nowe rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Nowe regulacje zawierają szereg zapisów wymagających uwzględnienia przy kształtowaniu cen i stawek opłat oraz rozliczeń odbiorców, nie tylko w obszarze sprzedaży, ale również jej dystrybucji.

30 marca 2018 r. w Dzienniku Ustaw zostało opublikowane nowe rozporządzenie taryfowe dla gazu ziemnego, które weszło w życie z dniem 1 kwietnia 2018 r. (cześć przepisów wchodzi z dniem 1 kwietnia 2019 r. lub 31 maja 2019 r.).

W ramach nowych przepisów dodane zostały definicje dystrybucji i przesłania zwrotnego. Zmianie uległa definicja wirtualnego przesyłania zwrotnego oraz zasady rozliczeń opłat za wstrzymanie i wznowienie dostarczania gazu. Uszczegółowiono zasady ustalania opłat za świadczenie usług regazyfikacji. Zrezygnowano z zapisów dotyczących odrębnej kwalifikacji taryfowej przy wykorzystaniu kilku umów zakupu.

Zmieniono zasady rozliczenie przesyłu gazu- zrezygnowano z opłat zmiennych, wprowadzając zasadę stawki minimalnej dla punktów międzysystemowych. Zrezygnowano z określenia współczynników korekcyjnych dla przepustowości krótkoterminowych i przerywanych.

W przypadku opłat dystrybucyjnych zmieniono zasady rozliczenia dla układów przedpłatowych. Rozszerzono zakres kosztów uzasadnionych, obniżono wartość współczynników korekcyjnych dla przepustowości krótkoterminowych. Uszczegółowione zostały zasady kalkulacji taryf dla usług magazynowania i regazyfikacji, uwzględniające przedłużone procesowe składowanie LNG.

W przypadku obrotu wprowadzono mechanizm stosowania maksymalnych cen i stawek opłat, ustalanych zgodnie zmienionymi wymaganiami rozporządzenia. Zmieniono cześć regulacji dotyczących kalkulacji i rozliczenia przyłączenia do sieci oraz zasady rozliczeń oraz ich korekty.

Nowe przepisy mają na celu wyjaśnienie części wątpliwości, które dotychczas rozstrzygało orzecznictwo i praktyka. Wprawdzie prawo energetyczne kształtuje pewne wspólne zasady dla energii elektrycznej, ciepła i gazu, ale nowe rozporządzenie wyznacza inny kierunek interpretacji prawnych dla sposobu kształtowania cen i stawek opłat oraz zasad rozliczeń.

Cześć proponowanych zmian wynika z konieczności dostosowania się do nowych wymagań taryfikacji (TAR NC). Stanowi to wyzwanie dla sprzedawców i operatorów, którzy będą musieli dokonać szeregu zmian w obszarze polityki handlowej oraz zasad rozliczeń wraz z koniecznością dostosowania zasad umownych do nowych wymagań. Nowe uwarunkowania regulacyjne mają wymiar ekonomiczny. Wymaga to uwzględnienia w przyszłych strategiach uczestników rynku.

Miejmy nadzieję, że Urząd Regulacji Energetyki stanie na wysokości zadania, a przypadek z 2002 r. kiedy zmiany zasad kalkulacji taryf doprowadziły do znacznej podwyżki cen, nie powtórzy się. W tym zakresie należy zwrócić uwagę na ryzyko związane z uwolnieniem znacznej części obszaru sprzedaży oraz konsekwencje obejmujące problematykę cen transferowych.

30 grudnia 2017 r. w Dzienniku Ustaw zostało opublikowane również zmienione rozporządzenie taryfowe dla energii elektrycznej, które weszło w życie z dniem 30 grudnia 2017 r. (cześć przepisów wchodzi z dniem 1 stycznia 2019 r. lub 23 lutego 2021 r.).

Przepisy wprowadziły nową „nocną” strefę czasowa dla odbiorców w gospodarstwach domowych, zmieniono zasady kalkulacji kosztów uzasadnionych, określania składnika zmiennego stawki sieciowej i poboru opłaty aktywacyjnej. Utworzona została nowa grupa taryfowa dla odbiorców zużywających energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych, w celu stymulowania tych odbiorców do zużywania większej ilości energii elektrycznej w godzinach od 22.00 do 6.00 – tzw. dwustrefowa taryfa nocna, w praktyce G12as. Obniżono o 30% składnik opłaty sieciowej w grupie G11 (w praktyce największe OSD przyjęły od ok. 9 do 10% – zgodnie z danymi podanymi przez Prezesa URE). Wprowadzono mechanizmy obniżenia cena energii w strefie nocnej w ramach tzw. taryfy antysmogowej. Zmieniono zasady rozliczeń bonifikat za a niedotrzymanie standardów jakościowych obsługi odbiorców oraz parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz obowiązek rozpatrzenia wniosku w terminie 30 dni od dnia jego otrzymania, dla części wymagań do dnia 31 grudnia 2018 r. obowiązuje okres przejściowy.

Podobnie jak w przypadku gazu, proponowane zmiany stanowią wyzwanie dla sprzedawców i operatorów, którzy będą musieli dokonać szeregu zmian w obszarze polityki handlowej oraz zasad rozliczeń wraz z koniecznością dostosowania zasad umownych do nowych wymagań. Nowe uwarunkowania regulacyjne mają wymiar ekonomiczny, co wymaga to uwzględnienia w przyszłych strategiach uczestników rynku.

Zapraszamy do kontaktu podmioty zainteresowane warsztatem lub szerszą analizą zagadnienia, które chcą profesjonalnie przygotować się do nowych wymagań.

Zapoznaj się z informacją zawartą w prezentacji lub skontaktuj się z nami bezpośrednio (kontakt).

 

NOWE WARUNKI OBROTU TOWARAMI (ENERGIĄ, GAZEM, CO2, CERTYFIKATAMI i …)13

Sposób transpozycji dyrektywy MIFID II będzie inny niż regulacje UE. Nowela ustawy może niepotrzebnie zaostrzyć warunki obrotu energią, gazem, CO­­2 i prawami majątkowymi, co może skomplikować działalność sprzedawców i dużych odbiorców – uwaga na prawidłowe wdrożenie nowej regulacji.

 

Nowe wymogi regulacyjne wprowadzone przez rozporządzenie MIFIR i EMIR weszły w życie 3 stycznia 2018 r. Z tą datą minął również termin na wejścia w życie Dyrektywy MIFID II mimo, że powinna być ona transponowana pół roku wcześniej do krajowych przepisów. W sejmie, w dalszym ciągu procedowany jest projekt ustawy uwzględniający transpozycję regulacji unijnych do polskiego porządku prawnego.

Nawiązując do naszych publikacji z poprzedniego okresu, nowa regulacja zmienia warunki obrotu dla branży energetycznej. Niestety krajowe przepisy zmieniają unijne definicje instrumentów finansowych, co w szerszym zakresem obejmie transakcje pochodne, których instrumentem bazowym będą towary takie jak: energia elektryczna, gaz ziemny, CO2, prawa majątkowe (certyfikaty), węgiel, ropa lub produkty ropopochodne. Proponowana treść projektu ustawy proponuje zmianę instrumentu finansowego C6, co będzie miało wpływ na stosowanie wyłączenia REMIT carve our w zakresie obrotu energią elektryczną i gazem ziemnym. W obszarze instrumentów finansowych C4-C7 i C10 proponowane są inne definicje, które rezygnują z odwołania do futures’ów, odrębnie definiując kontrakty terminowe i umowy forward. W przypadku C4 rezygnujemy z odwołania do fakultatywnego rozliczenia fizycznego lub pieniężnego. W przypadku C5 i C10 niepotrzebnie rozszerzamy zakres wyboru stron w zakresie rozliczenia pieniężnego. W C7 zawężamy wyłączenie odwołania do C6.

Proponowane zmiany rodzą uzasadnione wątpliwości co do spójności z regulacjami unijnymi bezpośrednio stosowanymi w Polsce, które mogą doprowadzić do rozszerzonej wykładni obowiązku stosowania nowych przepisów po stronie sprzedawców oraz dużych odbiorców w zakresie zawierania transakcji dotyczących energii, gazu i praw majątkowych. W zastanej sytuacji podmioty te nie są w stanie definitywnie stwierdzić, czy i w jaki sposób handlować wskazanymi produktami, ze względu na konieczność zmiany dotychczas zawieranych kontraktów oraz zaraportowania ich zgodnie z nowymi wymaganiami. Pojawiła się konieczność zmiany obrotu emisjami CO2, a na chwilę obecną status transakcji dotyczących certyfikatów nie jest jeszcze przesądzony.

Rozszerzenie katalogu instrumentów finansowych o transakcje dotyczące towarów (w tym terminowych transakcji typu forward) stanowią nowe, poważne wyzwanie dla rynku. Obecnie trwa debata nad właściwym przyporządkowaniem ekwiwalentów omawianych instrumentów do kontraktów zawieranych na regulowanych platformach obrotu (rynki regulowane, MTF i OTF). Dodatkowo można zaobserwować niepokojącą tendencje do rozszerzania obowiązku skorzystania z wyłączenia (chodzi tu m.in. o przesłankę działalności dodatkowej), które wymaga przeprowadzenia testu udziału w rynku oraz spełnienia szeregu nowych warunków. Niestety regulacja nie przewiduje okresów przejściowych dla uczestników, co może spowodować, że zabraknie czasu do przygotowania się do stosowania nowych obowiązków. Sektor finansowy zadbał dla siebie o stosowne zapisy w tym zakresie, zapominając, że jeżeli nie będzie uczestników rynku to nie będzie miał kto handlować (!).

Zapoznaj się z informacją w prezentacji lub skontaktuj się z nami bezpośrednio (kontakt).

IMPLEMENTACJA MIFID II- NOWE RESTRYKCYJNE WYMAGANIA DLA HANDLU ENERGIĄ, GAZEM, CO2 I CERTYFIKATAMI

Ustawa wprowadzająca do polskiego porządku prawnego dyrektywę MIFID II jest procedowana przez sejm. Powiązane z nim rozporządzenie MIFIR weszło w życie i obowiązuje bezpośrednio. Chaos regulacyjny stwarza ryzyko prawne dla prawidłowego obrotu energią, gazem, CO­­2 i prawami majątkowymi. Sprzedawcom i dużym odbiorcom zaleca się przeprowadzenie audytu prawnego do prawidłowego wdrożenia nowej regulacji.

Nowe wymogi regulacyjne wprowadzone przez rozporządzenie MIFIR i EMIR weszły w życie 3 stycznia 2018 r. Z tą datą minął również termin na wdrożenie Dyrektywy MIFID II mimo to w sejmie, w dalszym ciągu procedowany jest projekt ustawy uwzględniający transpozycję regulacji unijnych do polskiego porządku prawnego.

Nowa regulacja zmienia warunki obrotu w m.in. branży energetycznej. Poza sektorem bankowym i rynkiem walut, swoim zakresem obejmuje: energię elektryczną, gaz, CO2, prawa majątkowe, węgiel, ropę i produkty ropopochodne. Zamieszanie spowodowane brakiem terminowej implementacji kluczowych przepisów Dyrektywy MIFID II, rodzi uzasadnione wątpliwości po stronie sprzedawców energii i gazu oraz dużych odbiorców. W zastanej sytuacji podmioty te nie są w stanie definitywnie stwierdzić, czy i w jaki sposób handlować wskazanymi produktami, ze względu na konieczność zmiany dotychczas zawieranych kontraktów oraz zaraportowania ich zgodnie z nowymi wymaganiami.

Zmiany nie ominęły Towarowej Giełdy Energii. Obrót energią elektryczną i gazem ziemnym zostanie przeniesiony na OTF- nową zorganizowaną platformę obrotu. Wprowadzone zostaną nowe zasady handlu i rozliczeń transakcji. Pojawiła się konieczność zmiany obrotu emisjami CO2, a na chwilę obecną status transakcji dotyczących certyfikatów nie jest jeszcze przesądzony.

Rozszerzenie katalogu instrumentów finansowych o transakcje dotyczące towarów (w tym terminowych transakcji typu forward dla energii i gazu) stanowią nowe, poważne wyzwanie dla rynku. Obecnie trwa debata nad właściwym przyporządkowaniem ekwiwalentów omawianych instrumentów do kontraktów zawieranych na rynkach zorganizowanych (rynki regulowane, MTF i OTF).

Każdy podmiot, który zawiera transakcje w oparciu o te instrumenty finansowe jest zobowiązany do przestrzegania wymogów właściwych dla podmiotu inwestycyjnego. Alternatywnie, może skorzystać z wyłączenia (chodzi tu m.in. o przesłankę działalności dodatkowej), które wymaga przeprowadzenia testu udziału w rynku. Część podmiotów podjęta decyzję o zmianie miejsca zawierania transakcji i sposobie ich rozliczania.

Wytyczne Komisji Nadzoru Finansowego tylko częściowo rozstrzygają powstałe wątpliwości interpretacyjne. Unikając odpowiedzi na pytanie o definicję instrumentów finansowych, organ odwołuje się do ich katalogu zawartego w sekcji C załącznika do MiFID II.

Wybór właściwego scenariusza działania umożliwi dopiero przeprowadzenie audytu prawnego, który pozwoli na wskazanie kierunku zmian w celu dostosowania strategii handlowej dla obecnych i przyszłych transakcji.

Masz pytania? Zapoznaj się z naszą ofertą zawartą w prezentacji lub skontaktuj się z nami bezpośrednio przez formularz kontaktowy.

Komentarz cenowy

Wzrost cen gazu spot o ponad 1 EUR/MWh przy dużej korelacji do cen ropy naftowej, CO2. Wzrost cen kontraktów terminowych podąża­ły za cenami LNG, ale przewyższył wzrosty cen CO2 i węgla.

Minione tygodnie na rynku gazu rozgrywały się w znacznej mierze w korelacji do rynku ropy naftowej. Do 25.05 mieliśmy do czynienia z nieprzerwanym trendem wzro­stowym na rynku gazu ziemnego, który u swych podstaw, poza wpły­wem ropy naftowej, miał również ceny uprawnień do emisji CO2, któ­re w minionym tygodniu przebiły swoje ponad 6 letnie maksimum na poziomie 15 EUR/t. Tak intensywny ruch cen w znacznym stopniu spo­wodowany był reakcją rynku na in­formację spółki RWE o zamykaniu swojej 2 letniej ekspozycji na rynku uprawnień. Poskutkowało to zarów­no wzrostem cen gazu jak i energii elektrycznej.

Dynamika kontraktu rocznego, a także miesięcznego zdecydowanie przewyższają fundamenty napły­wające ze strony rynku uprawnień do emisji, czy też, w szczególności, ze strony rynku węgla. Zestawienie tych dwóch rynków wskazywało nacoraz większą dywergencję pomię­dzy clean dark spreadem 36% (mar­żą na produkcji energii elektrycznej z węgla w elektrowni o sprawności 36% z uwzględnieniem ceny upraw­nień do emisji dwutlenku węgla), a clean spark spreadem 50% (mar­żą na produkcji energii elektrycz­nej z gazu ziemnego w elektrowni o sprawności 50% z uwzględnieniem ceny uprawnień do emisji dwutlen­ku węgla).

Pełna treść dostępna tylko dla subskrybentów

Problemy wydobywcze ropy i gazu w USA

Produkcja węglowodorów z basenie Permu napotyka na ograniczenia związane z brakiem wymaganej in­frastruktury, co rodzi kontrowersyj­ną środowiskowo konieczność spala­nia części gazu przy wydobyciu ropy. Rozwiązaniem może być rozbudowa infrastruktury, natomiast dodatko­wa podaż gazu może wpłynąć na spadek jego ceny.

Pokłady Permu są największym źró­dłem wydobywczym ropy naftowej w Stanach Zjednoczonych. Do tej pory wydobyto stamtąd prawie 30 mld baryłek ropy i 75 bln stóp sze­ściennych gazu ziemnego. Aktualny poziom wydobycia wynosi ok 2,8 mln baryłek ropy na dzień.

Obecnie pojawiają się problemy co do wydobycia ropy naftowej w tym regionie. Wszystko za sprawą gazu ziemnego. Z powodu specyficznego ułożenia pokładów gazu ziemnego w regionie wydobycie ropy naftowej ulega utrudnieniom. Pozyskiwanie ropy z odwiertów wymaga jednocze­snego spalania znacznych ilości gazu ziemnego, co może zmusić zarząd­ców koncesji do zamknięcia odwier­tów, co by było wysoce nieekono­micznym rozwiązaniem ze względu na potencjał złoża.

Pełna treść dostępna tylko dla subskrybentów

Obowiązki wynikające z REMIT

Od 2011 r. obowiązuje regulacja RE­MIT, która wskazuje na obowiązki do­tyczące informacji wewnętrznej oraz zobowiązanie do rejestracji i koniecz­ność raportowania transakcji. URE zwraca uwagę na błędy oraz brak prawidłowego wykonania obowiąz­ków przez uczestników rynku.

Uczestnikiem rynku są jakiekolwiek podmioty, które składają zlecenia lub zawierają transakcje na rynku hurto­wym energii, w tym kupują dowol­ną ilość energii lub gazu ziemnego w celu odsprzedaży oraz każdy od­biorca końcowy, którego potencjalna roczna konsumpcja wynosi 600 GWh lub więcej. Każdy uczestnik rynku zo­bowiązany jest do zarejestrowania się krajowym rejestrze uczestników ryn­ku (CEREMP) i aktualizacji złożonych danych z tym związanych oraz składa­nia raportów Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki na te­mat zawieranych kontraktów na hur­towych rynkach energii.

Z uwagi na popełniane błędy, zwra­ca się uwagę, że formularz rejestra­cyjny należy złożyć przed zawarciem transakcji (wykaz kontraktów obję­tych obowiązkiem sprawozdawczym zawiera rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) Nr. 1348/2014 z dnia 17 grudnia 2014 r.). Dodatkowo unijny regulator ACER, zwrócił uwagę na błędy dotyczące raportowania trans­akcji oraz konieczność prawidłowego wykonania obowiązków związanych z informacją wewnętrzną. Komunika­ty organów mogą wskazywać na po­trzebę dostosowania się do nowych regulacji, ponieważ mogą pojawić się kontrole prawidłowości ich wykona­nia.

Czy wdrożyłeś już obowiązki REMIT wynikające z zawierania kontraktów dotyczących gazu i energii elektrycznej? 

Regulacja REMIT oraz rozporządzenie 1348/2014 wprowadziły obowiązki spoczywające na podmiotach zawierających kontrakty dotyczące hurtowego handlu energią elektryczną i gazem.

Od 28 grudnia 2011 r. wyżej wymienione podmioty są zobowiązane do ujawniania informacji wewnętrznych oraz wdrożenia procedur zakazujących na rynku manipulacji lub jej usiłowania.

Natomiast od 7 kwietnia 2016 r. są oni zobligowani do raportowania kontraktów zdefiniowanych jako niestandardowe (transakcji, w tym zleceń) dotyczących produktów energetycznych sprzedawanych w obrocie hurtowym. Do 6 lipca 2016 r. muszą zostać zaraportowane kontrakty zawarte przed datą wejścia w życie ww. obowiązku.

Podmiotom, które dotychczas nie przygotowały się do raportowania transakcji oraz realizacji obowiązków związanych z ujawnianiem informacji wewnętrznych proponujemy kontakt. Zgodnie z przepisami przewidziane są bowiem sankcje za naruszenie lub brak wykonania przedmiotowych obowiązków.

Oferta REMIT pdf

 

 

 

 

tekst

Europa najbardziej atrakcyjnym rynkiem dla eksporterów LNG

Pełny spis treści:

      Ceny gazu:
  • Polska 2
  • Niemcy 4
  • Belgia i Holandia5
  • Czechy i Słowacja6
  • Austria7
  • Litwa, Ukraina, Białoruś, Rosja8
Logistyka i pogoda:

 

  • Zdolności przesyłowe 9
  • Zdolności magazynowe 10
  • Warunki pogodowe 11
  • Załącznik 16
News:

 

  • Regulacje 12
  • Infrastruktura 13
  • Rynek 14
  • Upstream i LNG 15