 |
Serwisy Informacyjne |
|
 |
Komunikat Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki 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, | |
