Ważna nowela regulacji energetycznych

W trybie pilnym do konsultacji trafił projekt zmiany prawa energetycznego oraz innych ustaw, który ma zwiększyć obligo giełdowe sprzedaży energii elektrycznej z 30 do 100%, wprowadzić sprzedaż rezerwową dla gazu,  nowe zasady kodeksów sieciowych dla energii elektrycznej oraz usprawnić remonty sieci. Planowana nowela zmienia również zasady monitorowania i kontrolowania jakości węgla oraz wprowadza znaczące zmiany do ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych

Czy wprowadzenie 100% obliga giełdowego na obrót energią elektryczna może stanowić panacaum na wahania i wzrosty cen?

Projektowana zmiana, dotyczy modyfikacji obowiązku sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej poprzez zwiększenie z 30% do 100% obowiązku sprzedaży poprzez giełdę, z wyłączeniem energii dostarczanej linią bezpośrednią oraz na potrzeby własne lub operatorów systemów elektroenergetycznych, jak również energii z OZE i z wysokosprawnej kogeneracji (powyżej 52,5%), a także z mniejszych jednostek wytwórczych (moc poniżej 50 MWe). Zasadniczym celem projektowanej regulacji jest poprawa przejrzystości, zwiększenie płynności oraz przewidywalności na rynku energii elektrycznej. W ocenie ustawodawcy ma to wykluczyć ryzyko powtórzenia wahań cenowych na rynku z drugiego kwartału br. W ocenie ekspertów może to być dobry krok, co nie zmienia faktu, że mechanizm te nie będzie w stanie wpływać na ceny, ponieważ fundamentalne czynniki ich kształtowania pozostają indyferentne na działania podejmowane w skali krajowej. W ten sposób powinniśmy poważnie rozważyć wyzwania, przed którymi staje nasza gospodarka, a w szczególności przemysł, z uwagi na koszty nośników energii (przykładem tego są doświadczenia naszych południowych sąsiadów).

Sprzedaż rezerwowa

Wahania cen gazu i energii objawiły ryzyka w obszarze ciągłości i bezpieczeństwa dostarczania gazu ziemnego, gdzie w przypadku energii elektrycznej funkcjonuje już model sprzedaży rezerwowej, do którego można mieć pewne zastrzeżenia. Natomiast w przypadku gazu ziemnego pojawia się ryzyko bezumownego poboru gazu przez odbiorcę, jeżeli jego sprzedawca zaprzestał dostarczania (np. upadł lub utracił koncesje). Pierwsze tego przypadki mieliśmy już kilka lat temu, natomiast obecny efekt skali zmian sprzedawców zagroził bezpieczeństwu dostaw gazu do odbiorców masowych. Proponowany mechanizm wprowadza obowiązek dla operatora sieci gazowej i elektroenergetycznej zawarcia w imieniu odbiorcy końcowego umowy sprzedaży rezerwowej. Obecny model sprzedawcy z urzędu nie uwzględnia trybu zawierania umowy w przypadku zaprzestania sprzedaży paliw gazowych lub energii elektrycznej przez dotychczasowego sprzedawcę, a odbiorca końcowy w gospodarstwie domowym nie jest tego świadomy lub nie podejmuje odpowiednich działań w celu zapewnienia ciągłości zasilania. Regulacja przewiduje dodatkowy mechanizm zabezpieczający na wypadek, gdyby sprzedawca rezerwowy nie podjął sprzedaży. W takiej sytuacji sprzedaż będzie realizował sprzedawca z urzędu.

Wprowadzenie nowej instytucji wymagać będzie zmian w obecnych umowach dostarczania gazu, która nakłada szereg obowiązków na sprzedawcę oraz zmienia zakres odpowiedzialności stron realizujących umowy (prawie 7 mln umów dla odbiorców gazu i ponad 17 mln dla odbiorców energii). Uregulowano zasady, warunki, czas obowiązywania, sposobu zawierania i rozwiązywania umowa sprzedaży rezerwowej. Oferty sprzedawców rezerwowych mają być publikowane na ich stronach, a OSD na swojej stronie internetowej będą udostępnić listę sprzedawców. Dodatkowo sprzedaż rezerwowa wymaga spełnienia wymagań kalkulacji kosztów. W pewnych okolicznościach nowela wyłącza możliwość zastosowania oraz wprowadza wymagania skorzystania ze sprzedaży z urzędu. Zgodnie z ustawą OSP i OSD zobowiązane zostały do dostosowania instrukcji w celu realizacji nowych obowiązków.

Promocja gazu w ramach paliw alternatywnych

Niedostępność na rynku specjalistycznego sprzętu napędzanego energią elektryczną np. śmieciarek, ogranicza możliwości samorządów przy wykorzystaniu 10% udziału pojazdów elektrycznych we flocie pojazdów wykorzystywanych do realizacji zadań publicznych. Z tego względu ustawodawca zezwolił na realizacje tego celu poprzez wykorzystanie także w okresie przejściowym do 2020 r., również pojazdów napędzanych gazem ziemnym. Przedstawiona propozycja w połączeniu z wprowadzeniem zerowej stawki akcyzy na gaz może umożliwić rozwój wykorzystania CNG do napędu pojazdów drogowych wykorzystywanych przez samorządy terytorialne lub ich spółki zależne.

Obowiązek opracowywania programu budowy i przyłączania stacji gazu ziemnego do zasilania CNG lub LNG ograniczono do dużych operatów systemów dystrybucyjnych gazowych z wyłączeniem małych OSD obsługujących do 100 tysięcy odbiorców przyłączonych do systemu dystrybucyjnego.

Kodeksy sieciowe elektroenergetyczne

Projekt ustawy nakłada na OSP obowiązek określenia wymogów ogólnego stosowania, o których mowa w art. 7 rozporządzenia 2016/631, w art. 6 rozporządzenia 2016/1388 oraz w art. 5 rozporządzenia 2016/1447. Projektowana zmiana ma celu wprowadzenie jednolitych standardów dla wszystkich przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci, biorąc pod uwagę ich wpływ na funkcjonowanie całego KSE. Standardowe wymagania wymagają opracowania przez OSP i zatwierdzenia przez Prezesa URE, uwzględniając obowiązek skonsultowania z OSD i innymi uczestnikami rynku. Z perspektywy nowych wymagań przyłączenia konieczna będzie rozstrzygnięcie wniosku, czy urządzenia, instalacje lub sieci spełniają wymogi uznania ich za istniejące, czy nowe przyłączenie, ponieważ może to rodzić szereg sporów prawnych. Przedstawiona zmiana oznacza duże wyzwanie dla uczestników rynku oraz będzie miała kluczowe znaczenie dla funkcjonowania operatorów i jednostek przyłączających się z perspektywy przyszłych zasad funkcjonowania rynku i systemu elektroenergetycznego.

Uproszenie zasad przeprowadzania remontów

Z uwagi na odmowy zgody właściciela na przeprowadzenie prac remontowych projekt zakłada wprowadzenie rygoru natychmiastowej wykonalności dla decyzji starosty ograniczającej sposób korzystania z nieruchomości. Miejmy nadzieje, że rozszerzone uprawnienie operatorów nie będzie nadużywane oraz będzie wykorzystywane tylko w przypadku konieczności przeprowadzenia remontu lub usunięcia awarii.  Właścicielowi nieruchomości będzie przysługiwało  odszkodowanie oraz będzie mógł skorzystać z prawa wstrzymania wykonalności decyzji.

KE zbada długoterminowe kontrakty na LNG z Kataru.

Postępowanie antymonopolowe prze­ciw Katar Petroleum może zmienić wa­runki kontraktacji LNG do Europy.

Jak wynika z doniesień Komisja Euro­pejska wszczęła dochodzenia dotyczą­ce wpływu umów długoterminowych z Katar Petroleum na rozwój jednolite­go europejskiego rynku gazu ziemne­go. Nadzór ma dotyczyć powszechnie podpisywanych kontraktów 20-letnich i stosowanych w nich klauzul zakazu re­eksportu i przekazywania dostaw w re­gionie jako czynników hamujących roz­wój rynku. Tzw. klauzule przeznaczenia są typowym elementami stosowanych przez Katar umów, co ma pozwolić na utrzymanie cen i pozycji światowego lidera eksportu LNG.

Zasadniczo Katar posługuje się dwiema kategoriami umów na dostawy LNG do Europy. Pierwsza dotycząca zazwy­czaj długoterminowych kontraktów na dostawy do krajów Europy południo­wej (głównie Włoch), które nakładają obowiązek zapłaty za z góry ustaloną roczną ilość dostarczanego surowca, niezależnie od wykorzystania. Takie rozwiązanie wzbudza wątpliwości zwłaszcza w przypadku niedoboru su­rowca w innym kraju, kiedy ze względu na wspomnianą klauzulę nie można przekierować statku do tego regionu lub innego kraju.

Drugi typ umów stosowany dla krajów głównie Europy Zachodniej polega na pozostawieniu kwestii ilości dostaw su­rowca w większym stopniu potrzebom rynkowym i zdolnościom transporto­wym Kataru – czyli bardziej elastyczne­mu rozwiązaniu.

Analitycy informują, że kara za niekon­kurencyjne poczynania może wyno­sić nawet do 10% globalnego obrotu spółki. Tylko w ubiegłym roku Katar dostarczył do UE 43% wszystkich do­staw LNG.

Nowy magazyn gazu w Chinach.

Inwestycje w projekty gazowe wy­muszają wzrost cen gazu w Chinach i innych rynkach azjatyckich, które są w wielu regionach najwyższe od 2014 r. W Państwie Środka za pośrednictwem spółki Liaohe Oil Field Company ma powstać magazyn gazu o zdolnościach magazy­nowych sięgających 20 mld m3.

Spółka Liaohe Oil Field planuje budo­wę w północnowschodnich Chinach, ogromnego w swojej skali, magazynu gazu ziemnego o pojemności 20 mld m3gazu. Inwestycja ma zostać podjęta na wyczerpanym złożu gazu ziemnego Liaohe w Zatoce Pochej na terenie ponad 10 tys. km2. Jak się oczekuje projekt ma podwoić obecne zdolności magazyno­we Chin z obecnych 41,5 do 61,5 mld m3(dla porównania magazyny gazu na Ukrainie posiadają zdolność do prze­chowywania ok. 31,5 mld m3).

Decyzja o budowie nowego magazynu jest podyktowana głównie czynnikami ekonomicznymi. Szybki rozwój gospo­darczy kraju, wzrost PKB, przestawie­nie systemu przemysłowego z węgla na gaz to tylko nieliczne z wielu po­wodów. Tylko w 2017 r. wzrost zuży­cia gazu ziemnego w skali całego kraju odnotował ponad 15% wzrost w stosunku do 2016 r. (w tym roku wzrost w stosunku do 2015 r. wynosił ponad dwukrotnie mniej, bo 6%).

Pełna treść dostępna tylko dla subskrybentów

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.

Czy Polska dobrze negocjuje warunki dostaw gazu?

Odtajniony Raport NIK uchyla kuli­sy negocjacji gazowych kontraktów importowych. Od kilkudziesięciu lat jesteśmy importerem netto gazu za­leżnym od fizycznych dostaw gazu z kierunku wschodniego zdomino­wanego przez rosyjskiego dostaw­cę. Czy jesteśmy w stanie wyciągnąć wnioski na przyszłość z naszych do­tychczasowych doświadczeń nego­cjacji kontraktów importowych ?

Polskie wydobycie gazu nie jest w stanie zaspokoić wewnętrznego zapotrzebowania na gaz, dlatego jesteśmy importerem netto na po­ziomie ok. 70% i ta tendencja się zwiększa, szczególnie uwzględniającymi­ wrażliwość większego wykorzystania gazu na potrzeby produkcji ener­gii elektrycznej i ciepła. W ten spo­sób zwiększają się wyzwania przed zapewnieniem stabilności dostaw gazu. Historyczne ograniczenia lo­gistyczne dostaw nie umożliwiały nam zapewnienia fizycznych dostaw gazu z alternatywnego kierunku do­staw, a nasze negocjacje sprowadza­ły się jedynie do mniej lub bardziej udokumentowania, że wykonaliśmy wszystko co możliwe. Zmienia się to począwszy 2012 r. od importu nie­wielkich ilości gazu przez Lasów oraz wirtualnej możliwości zakupu gazu z kierunku zachodniego przez ga­zociąg jamalski (fizyczna możliwość przesyłu gazu została wprowadzo­na od 2014 r.). Natomiast to nadal strefa zdominowana przez dostaw­cę rosyjskiego. Dopiero uruchomie­nie terminala LNG w Świnoujściu w 2016 r. oraz przyszła budowa po­łączenia z szelfem norweskim umoż­liwia fizyczną dywersyfikację dostaw (uwaga pod warunkiem zapewnie­nia kontraktowych możliwości zaku­pu gazu z tego kierunku).

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