Up
 
 

Informacja

Informacja w sprawie taryf dla paliw gazowych kluczowych przedsiębiorstw energetycznych

Warszawa, dnia 11 kwietnia 2008 r.
PREZES  
URZĘDU REGULACJI ENERGETYKI  
dr Mariusz Swora  
   
GP-062-29/2008
 

 

 

W dniu 10 kwietnia 2008 r. zakończone zostały postępowania administracyjne o zatwierdzenie taryf: Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA. (PGNiG), Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ – SYSTEM S.A. oraz sześciu Operatorów Systemu Dystrybucyjnego Grupy Kapitałowej PGNiG (OSD).

Decyzje w powyższej sprawie opublikowane zostały w Biuletynie Branżowym URE – Paliwa gazowe Nr: 12 (226) i 13 (227) z dnia 10 kwietnia 2008 r.

 

Taryfa PGNiG, które to Przedsiębiorstwo od 1 października 2007 r. dostarcza paliwa gazowe w ramach umów kompleksowych zarówno odbiorcom przyłączonym do sieci przesyłowej OGP, jak i przyłączonym do sieci dystrybucyjnych OSD zawiera ceny tych paliw, stawki opłat abonamentowych za handlową obsługę odbiorców oraz stawki sieciowe za transport paliw oraz ich magazynowanie.

 

Ceny paliw gazowych, przed i po podwyżce, dla odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej przedstawia poniższa tabela:

 

 

rodzaj gazu

cena w zł/1000 m3

Wzrost w %

(kol.3/2-1)* 100

koszt 1 GJ ciepła uzyskanego z gazu w zł wg cen

obecna

nowa

obecnych

nowych

1

2

3

4

 

5

wysokometanowy GZ-50

785,6*)

898,3

14,3

19,9

22,7

zaazotowany GZ-41,5

576,1

664,5

15,3

17,6

20,3

zaazotowany GZ-35

493,6

569,3

15,3

17,1

19,7

 

*) w cenie uwzględniona została stawka opłaty za przesyłanie tego gazu sieciami SGT EuRoPol GAZ S.A.

 

Wzrost ceny hurtowej gazu ziemnego wysokometanowego wynika przede wszystkim ze wzrostu kosztów jego pozyskania za granicą. Zauważyć bowiem należy, że importowany gaz wysokometanowy w ogólnej ilości tego gazu sprzedanej odbiorcom, która podlega ocenie Prezesa URE (gaz wprowadzany do sieci przesyłowej) stanowi 79,9 %, zaś w kosztach pozyskania ponad 92 %. Na koszt zakupu gazu w imporcie wpływ ma cena importowa, po jakiej gaz ten nabywany jest za granicą oraz kurs walutowy.

Ceny importowe ustalane są kwartalnie, w wysokości wynikającej z formuł kontraktowych, 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 długookresowym trendem zmian cen ropy naftowej[1].

W postępowaniu o zatwierdzenie taryfy PGNiG przyjęto umiarkowany wariant zmian cen produktów ropopochodnych w okresie od 1 kwietnia do 31 grudnia 2008 r., które mają wpływ na wysokość ceny importowej w okresie obowiązywania taryfy tego Przedsiębiorstwa. Przy takich założeniach planowany wzrost ceny importowej – w stosunku do ceny, która była podstawą kalkulacji ceny obowiązującej – wyniesie 45,2 %, podczas gdy planowany spadek kursu walutowego w tym okresie szacowany jest na 23,1 %.

 

Podkreślenia wymaga również fakt, iż w cenie tego gazu – zgodnie z postanowieniami § 6 ust. 2 pkt 2 lit. c rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 6 lutego 2008 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (Dz. U. Nr 28, poz. 165), zwanego dalej „rozporządzeniem taryfowym” – uwzględnione zostały koszty jego przesyłania sieciami SGT EuRoPol Gaz S.A. Dotychczas koszty z tego tytułu dla odbiorców gazu z sieci przesyłowej stanowiły odrębną pozycję w opłatach, natomiast przez odbiorców pobierających gaz z sieci dystrybucyjnej wkalkulowane były w stawkach dystrybucyjnych. Zauważyć przy tym należy, że koszty te – w stosunku do uwzględnionych w aktualnie stosowanych taryfach – uległy zwiększeniu o ponad 19 %.

 

Na wzrost ceny tego gazu wpływ mają również postanowienia § 6 ust. 3 rozporządzenia taryfowego, zgodnie z którym wynagradzaniu podlega kapitał zaangażowany w działalność obrotu, którego dotychczas Prezes URE nie wynagradzał. Przy czym, mimo że z uwagi na ochronę interesów odbiorców, w obecnie zatwierdzonej taryfie PGNiG wynagradzany jest nie cały kapitał zaangażowany w działalność obrotu, a jedynie kapitał obrotowy zaangażowany w utrzymanie – wynikającej z ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (Dz. U. Nr 52, poz. 343), zwanej dalej „ustawą o zapasach” – obowiązkowej rezerwy magazynowej, to skutki z tego tytułu mają wpływ na cenę gazu.

Wzrost cen gazów zaazotowanych (GZ-41,5 i GZ-35) – pochodzących ze źródeł krajowych – wynika z konieczności niepogarszania relacji między jednostkami ciepła uzyskiwanymi ze spalania tych gazów a jednostką ciepła (1 GJ) uzyskiwaną ze spalania gazu wysokometanowego. Taki bowiem sposób ustalania cen równoważy interesy odbiorców zaopatrywanych w gaz pochodzący wyłącznie z tanich źródeł krajowych z interesem odbiorców zaopatrywanych w gaz pochodzący zarówno ze źródeł krajowych jak i z importu, a jednocześnie skutkuje niższym wzrostem cen gazu wysokometanowego niż ten, który wynikałby ze wzrostu kosztów jego zakupu i konieczności utrzymania rezerwy magazynowej.

 

Stawki opłat sieciowych dla odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej maleją: dla gazu GZ-50 o 11,3 %, dla gazu GZ-41,5 o 21,9 %, dla gazu zaś GZ-35 o 13,6 %. Głównym powodem jest spadek stawek opłat przesyłowych, które w stosunku do stawek dotychczas obowiązujących maleją średnio o 8,6 % (przy czym niewielki spadek dotyczy odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnych dla których usługę przesyłową zakupuje PGNiG), przede wszystkim z tego powodu, iż od 1 stycznia 2008 r. 20 % sieci eksploatowanej dotychczas przez Operatora Systemu Przesyłowego przekazana została Operatorom Systemów Dystrybucyjnych. Spadek ten jest jednak mniejszy niż ten, który miałby miejsce wówczas, gdyby majątek operatora wynagradzany był według zasad, które Prezes URE stosował do czasu wejścia w życie rozporządzenia taryfowego. Do tego czasu bowiem wynagradzany był jedynie majątek trwały netto związany z działalnością koncesjonowaną, którym przedsiębiorstwo dysponowało na dzień 31 grudnia roku poprzedzającego rok zatwierdzenia taryfy. Ponadto, ze względu na ochronę interesów odbiorców, majątek ten nie był wynagradzany w pełnej wysokości. Czas dochodzenia do pełnego wynagradzania majątku trwałego rozłożony był w czasie.

Tymczasem powołane wyżej rozporządzenie (§ 6 ust. 3) zobowiązało Prezesa URE do wynagradzania w pełni, średniej w okresie regulacji, sumy zaangażowanego majątku (a więc nie tylko majątku trwałego, ale również wartości niematerialnych i prawnych) oraz kapitału obrotowego (nie ograniczając przy tym wartości tego kapitału).

 

Niższy niż można by oczekiwać spadek stawek sieciowych wynikał również z faktu, iż w kosztach stanowiących postawę ich kalkulacji uwzględniony został zwrot z kapitału zaangażowanego w działalność magazynową według stopy spełniającej wymagania postanowień ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym (Dz. U. Nr 52, poz. 343), wyższej niż ustalana dotychczas przez Prezesa URE.

 

Natomiast powodem wzrostu stawek sieciowych o ponad 18 % dla odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnych (w których uwzględnione są oprócz kosztów zakupu, na rzecz tych odbiorców, usługi przesyłowej i dystrybucyjnej oraz kosztów magazynowania gazu na okresy wzmożonego ich poboru również koszty bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami) jest przede wszystkim wzrost kosztów działalności Operatorów Systemu Dystrybucyjnego, do których z dniem 1 stycznia br., aportem wniesione zostały sieci wysokiego i podwyższonego ciśnienia (do tego czasu eksploatowane przez OGP) oraz przejęcie z działalności obrotu czynności związanych z odczytami gazomierzy. Nie bez znaczenia była również konieczność zatrudnienia dodatkowych pracowników, wynikająca z:

·        wprowadzenia przez Kodeks Pracy (art. 133 §1) prawa, do co najmniej 35 godzin nieprzerwanego odpoczynku w każdym tygodniu i co najmniej 11 godzin nieprzerwanego odpoczynku dobowego, co uniemożliwiło wykorzystanie dyżurów domowych osób zatrudnionych w pogotowiu gazowym, w stosowanym dotychczas szerokim zakresie,

·        konieczność zorganizowania służb wykrywających proceder nielegalnego poboru gazu, w związku ze wzrastającym procederem jego kradzieży,

 

Średnia ceny dostawy m3 gazu (która uwzględnia zarówno opłaty za gaz jako towar, opłaty za jego transport, magazynowanie oraz obsługę handlową) – stosunku do ceny ustalonej na podstawie obecnych cen i stawek opłat – dla poszczególnych grup taryfowych przedstawia się jak niżej.

 

 

Średnie ceny dostawy gazu wysokometanowego

w skali całego kraju

lp.

Symbol grupy taryfowej

Średnia cena dostawy wg taryfy

Wzrost w %

kol. (4:3)-1

aktualnej

proponowanej

1

2

3

4

5

1

W-1

1,8908

2,2343

18,2

2

W-2

1,4873

1,7405

17,0

3

W-3

1,2895

1,4977

16,1

4

W-4

1,2348

1,4080

14,0

5

W-5

1,2765

1,4772

15,7

6

W-6

1,1807

1,3338

13,0

7

W-6A

1,1438

1,3184

15,3

8

W-6B

1,0289

1,1571

12,5

9

W-7

1,0487

1,2041

14,8

10

W-7A

1,0757

1,2337

14,7

11

W-7B

0,9854

1,1168

13,3

12

W-8

0,9468

1,0883

14,9

13

W-9

0,9219

1,0631

15,3

14

W-10

0,9047

1,0325

14,1

Razem W

1,2370

1,4291

15,5

15

E-1

0,9558

1,0493

9,8

 

E-1A

0,9558

1,0493

9,8

16

E-2

0,9219

1,0172

10,3

 

E-2A

0,9219

1,0172

10,3

17

E-3

0,8973

0,9942

10,8

 

E-3A

0,8975

0,9948

10,8

 

E-3B

0,8954

0,9879

10,3

18

E-4

0,8781

0,9830

11,9

 

E-4A

0,8888

0,9966

12,1

 

E-4B

0,8730

0,9766

11,9

Razem E

0,8844

0,9875

11,7

Razem

1,1015

1,2593

14,33

dla odbiorców przyłączonych do sieci
Dolnośląskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

W-1

1,8844

2,3106

22,6

2

W-2

1,5034

1,8015

19,8

3

W-3

1,3499

1,5973

18,3

4

W-4

1,2691

1,4561

14,7

5

W-5

1,3180

1,5636

18,6

6

W-6

1,2448

1,3975

12,3

7

W-7A

1,1003

1,2724

15,6

8

W-7B

0,9754

1,1040

13,2

9

W-8

0,9523

1,1295

18,6

10

W-9

0,9211

1,0680

15,9

Razem W

1,2837

1,5013

17,0

Górnośląskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

W-1

1,8451

2,1662

17,4

2

W-2

1,5173

1,7622

16,1

3

W-3

1,2870

1,5134

17,6

4

W-4

1,2760

1,4410

12,9

5

W-5

1,3077

1,5048

15,1

6

W-6

1,1623

1,3013

12,0

7

W-7A

1,0779

1,2553

16,5

8

W-7B

0,9938

1,1434

15,1

9

W-8

0,9354

1,0987

17,5

10

W-9

0,9209

1,0738

16,6

Razem W

1,2348

1,4320

16,0

Karpackiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

W-1

1,8245

2,0924

14,7

2

W-2

1,4815

1,7348

17,1

3

W-3

1,2925

1,4853

14,9

4

W-4

1,2136

1,3621

12,2

5

W-5

1,2957

1,4681

13,3

6

W-6

1,1797

1,3223

12,1

7

W-7A

1,0701

1,2045

12,6

8

W-7B

0,9829

1,0997

11,9

9

W-8

0,9582

1,0807

12,8

10

W-9

0,9252

1,0467

13,1

11

W-10

0,9140

1,0397

13,8

Razem W

1,2346

1,4090

14,1

Mazowieckiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

W-1

1,9748

2,3371

18,3

2

W-2

1,4729

1,6900

14,7

3

W-3

1,2718

1,4622

15,0

4

W-4

1,2174

1,3944

14,5

5

W-5

1,2495

1,4515

16,2

7

W-6A

1,1438

1,3184

15,3

8

W-6B

1,0289

1,1571

12,5

9

W-7A

1,0598

1,2463

17,6

10

W-7B

0,9532

1,0982

15,2

11

W-8

0,9386

1,0542

12,3

12

W-9

0,9078

1,0307

13,5

13

W-10

0,9006

1,0288

14,2

Razem W

1,2285

1,4186

15,5

Pomorskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

W-1

1,9645

2,3740

20,8

2

W-2

1,4746

1,7701

20,0

3

W-3

1,2874

1,5089

17,2

4

W-4

1,2420

1,4486

16,6

5

W-5

1,2515

1,4692

17,4

7

W-6

1,1649

1,3577

16,6

8

W-7

1,0487

1,2040

14,8

9

W-8

0,9531

1,0665

11,9

Razem W

1,2564

1,4718

17,1

Wielkopolskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

W-1

1,8540

2,2222

19,9

2

W-2

1,4566

1,7404

19,5

3

W-3

1,2984

1,5205

17,1

4

W-4

1,2400

1,4265

15,0

5

W-5

1,2630

1,4678

16,2

6

W-6

1,1762

1,3213

12,3

7

W-7A

1,1146

1,2703

14,0

8

W-7B

1,0047

1,1297

12,4

9

W-8

1,0114

1,1409

12,8

10

W-9

0,9659

1,0851

12,3

11

W-10

0,8987

1,0296

14,6

Razem W

1,2139

1,3999

15,2

Średnie ceny dostawy gazu zaazotowanego GZ-41,5

W skali całego kraju

lp.

Symbol grupy taryfowej

Średnia cena dostawy wg taryfy

Wzrost

aktualnej

proponowanej

kol. (4:3)-1

1

2

3

4

5

1

S-1

1,2825

1,5943

24,3

2

S-2

0,9896

1,1839

19,6

3

S-3

0,9154

1,0769

17,6

4

S-4

0,8433

0,9403

11,5

5

S-5

0,8604

1,0533

22,4

6

S-6

0,8259

0,9419

14,0

7

S-7

0,7340

0,8444

15,0

8

S-7B

0,7085

0,8121

14,6

9

S-8

0,6491

0,7910

21,9

10

S-9

0,6503

0,7854

20,8

Razem S

0,8706

1,0236

17,6

11

Lw-1A

0,6749

0,7447

10,3

12

Lw-3A

0,6592

0,7288

10,6

13

Lw-4A

0,6264

0,6946

10,9

Razem Lw

0,6410

0,7097

10,7

Razem

0,8101

0,9408

16,1

dla odbiorców przyłączonych do sieci
Dolnośląskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

S-1

1,2925

1,6012

23,9

2

S-2

0,9960

1,1860

19,1

3

S-3

0,9286

1,0836

16,7

4

S-4

0,8447

0,9312

10,2

5

S-5

0,8698

1,0548

21,3

6

S-6

0,8354

0,9576

14,6

7

S-7

0,7340

0,8444

15,0

8

S-8

0,6491

0,7910

21,9

9

S-9

0,6503

0,7854

20,8

Razem S

0,8637

1,0123

17,2

Wielkopolskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego      

1

S-1

1,2455

1,5692

26,0

2

S-2

0,9790

1,1802

20,6

3

S-3

0,8964

1,0671

19,0

4

S-4

0,8396

0,9630

14,7

5

S-5

0,8431

1,0505

24,6

6

S-6

0,8105

0,9164

13,1

7

S-7B

0,7085

0,8121

14,6

Razem S

0,8871

1,0507

18,4

Średnie ceny dostawy gazu zaazotowanego GZ - 35

W skali całego kraju

Lp.

Symbol grupy taryfowej

Średnia cena dostawy wg taryfy

Wzrost

aktualnej

proponowanej

kol. (4:3)-1

1

2

3

4

5

1

Z-1

1,2383

1,5423

24,5

2

Z-2

0,9250

1,0872

17,5

3

Z-3

0,8220

0,9566

16,4

4

Z-4

0,7739

0,8678

12,1

5

Z-5

0,8013

1,0016

25,0

6

Z-6

0,7695

0,8560

11,2

7

Z-7A

0,7400

0,8173

10,4

8

Z-7B

0,6665

0,7467

12,0

Razem Z

0,7922

0,9124

15,2

 

Ls-1A

0,5903

0,6550

11,0

Razem Lw

0,5903

0,6550

11,0

Razem

0,7882

0,9073

15,11

dla odbiorców przyłączonych do sieci
Dolnośląskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

Z-1

1,0664

1,2407

16,3

2

Z-2

0,9584

1,1210

17,0

3

Z-3

0,8869

1,0033

13,1

4

Z-4

0,8090

0,8665

7,1

5

Z-6

0,8498

0,9573

12,7

Razem Z

0,9146

1,0458

14,3

Wielkopolskiego Operatora Systemu Dystrybucyjnego

1

Z-1

1,2401

1,5453

24,6

2

Z-2

0,9244

1,0868

17,6

3

Z-3

0,8218

0,9565

16,4

4

Z-4

0,7737

0,8677

12,1

5

Z-5

0,8013

1,0016

25,0

6

Z-6

0,7690

0,8553

11,2

7

Z-7A

0,7400

0,8173

10,4

8

Z-7B

0,6665

0,7467

12,0

Razem Z

0,7918

0,9120

15,2

Razem wszystkie gazy

1,0798

1,2359

14,45

 

 

 

Z powyższych tabel wynika zatem, że w skali całego kraju – uwzględniając zarówno dostawy do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, jak i dystrybucyjnej – wzrost średniej ceny dostawy gazu wynosi 14,45 %, w tym dla gazu GZ-50 – 14,3 %, GZ-41,5 – 16,1 % oraz GZ-35 – 15,1 %.

 

         Najwyższy procentowy wzrost opłat dotyczy odbiorców o małym poborze gazu, a więc generalnie odbiorców domowych. Skutki finansowe dla statystycznego – w skali kraju –odbiorcy gazu wysokometanowego w każdej z tych grup przedstawia się następująco:

 

 

lp.

Obszar

Skutki finansowe

roczne w zł/rok

miesięczne w zł/m-c

Wzrost %

1

2

3

4

5

W-1 – odbiorca o zużyciu 126 m3/rok pobierający gaz dla celów przygotowania posiłków

1

Dolnośląskiego OSD

50,70

4,22

21,9

2

Górnośląskiego OSD

43,16

3,60

18,1

3

Karpackiego OSD

38,29

3,19

16,0

4

Mazowieckiego OSD

39,67

3,31

16,9

5

Pomorskiego OSD

46,77

3,90

20,0

6

Wielkopolskiego OSD

45,10

3,76

19,6

W-2 – odbiorca o zużyciu 545 m3/rok pobierający gaz dla celów przygotowania posiłków i podgrzania wody

1

Dolnośląskiego OSD

148,70

12,39

18,4

2

Górnośląskiego OSD

130,75

10,90

15,9

3

Karpackiego OSD

128,81

10,73

16,2

4

Mazowieckiego OSD

117,37

9,78

14,6

5

Pomorskiego OSD

157,16

13,10

19,7

6

Wielkopolskiego OSD

137,96

11,50

17,3

W-3 – odbiorca o zużyciu 2 495 m3/rok pobierający gaz dla celów przygotowania posiłków, podgrzania wody i ogrzania mieszkań

1

Dolnośląskiego OSD

509,33

42,44

15,5

2

Górnośląskiego OSD

533,84

44,49

16,9

3

Karpackiego OSD

403,90

33,66

12,8

4

Mazowieckiego OSD

445,64

37,14

14,2

5

Pomorskiego OSD

516,07

43,01

16,3

6

Wielkopolskiego OSD

508,14

42,35

15,9

 

 

Zmianie ulegają również stawki opłat za przyłączenie do sieci, w związku z zasadniczą zmianą zasad ich kalkulacji wprowadzoną rozporządzeniem taryfowym. Dotychczas opłata za przyłączenie, zależna od średnicy przyłącza i jego rodzaju[2], ustalana była jako suma opłaty ryczałtowej (za przyłącze o długości do 5 m) i iloczynu stawki opłaty za budowę metra przyłącza oraz ilości metrów ponad 5 m. Obecnie opłata, jest niezależna od rodzaju przyłącza, zależna zaś od mocy przyłączeniowej podmiotu przyłączanego i ustalana jest jako suma opłaty ryczałtowej (za przyłącze o długości do 15 m) i iloczynu stawki opłaty za budowę metra przyłącza oraz ilości metrów ponad 15 m.

W przypadku odbiorców o mocy nie wyższej niż 10 m3/h (a więc przede wszystkim gospodarstw domowych) skutki wprowadzenia nowych zasad i nowych stawek opłat są następujące:

 

Opłaty za przyłączenie ustalone według stawek i zasad [zł]

długość przyłącza

dotychczasowych

wnioskowanych[3]

rodzaj przyłącza

wykop otwarty z nawierzchnią

przeciskiem bez naruszania naw.

nieutwardzoną

utwardzoną

5 m

920

1 229

1 500

1 300 – 1 430

10 m

1 060

1 564

2 300

1 300 – 1 430

15 m

1 200

1 899

3 100

1 300 – 1 430

25 m

1 480

2 569

4 700

1 850 – 2 040

 

Wynika z nich, że nie są to skutki drastyczne. Nowe zasady sprawiają, że koszt przyłączenia dla większości odbiorców o mocy do 10 m3/h do sieci danego OSD będzie równy, gdyż statystyczna długość przyłącza nie przekracza 15 m. Zauważyć przy tym należy, że wydłużenie długości standardowego przyłącza do 15 m uniezależnia opłatę za przyłączenie od tego czy podmiot przyłączany usytuowany jest po stronie, po której poprowadzony jest gazociąg, czy też po stronie przeciwnej, co czyni ją bardziej sprawiedliwą.

Dla odbiorców o mocy wyższej niż 10 m3/h oszacowanie skutków jest niemożliwe. Powinno dotyczyć każdego przypadku indywidualnie z uwagi na fakt, iż przyłączenie odbiorcy o mocy np. 65 m3/h może być dokonane zarówno przyłączem o średnicy 25 jak i 40 mm



[1]  W grudniu 2006 r., kiedy zatwierdzana była obowiązująca cena gazu wyskometanowego baryłka ropy kosztowała
 ok. 70 USD, podczas gdy aktualnie osiągnęła poziom 110 USD.

[2]  w wykopie otwartym na terenie bez i z nawierzchnią utwardzoną oraz przeciskiem bez naruszania nawierzchni.

[3] przez poszczególnych operatorów systemu dystrybucyjnego. Dotychczas wszyscy operatorzy stosowali identyczne stawki opłat za przyłączenie, w wysokości ustalonej w 2002 r.

 

 

 

  Prezes
  Urzędu Regulacji Energetyki
  /-/
  dr Mariusz Swora
A A+ A++
Drukuj PDF Powiadom
Data publikacji : 11.04.2008