Zarządzanie ryzykiem

Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 roku o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (wielokrotnie nowelizowana) określa obowiązki w zakresie wprowadzania do obrotu biokomponentów i biopaliw (NCW) nakładane na producentów i importerów paliw transportowych. Przede wszystkim ustawa ta nakłada obowiązek realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego („NCW”), tj. zapewnienia minimalnego udziału biokomponentów w danym roku kalendarzowym w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych wprowadzanych na rynek lub zużywanych na potrzeby własne. W przypadku niewykonania NCW może zostać nałożona kara, która zostanie skalkulowana w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie. Minimalny udział biokomponentów w danym roku kalendarzowym wynosi 3,2% w benzynach silnikowych w latach 2020-2022 a w oleju napędowym 4,95% w 2021 roku; 5% w 2022 roku i 6,2% w latach kolejnych. Od 2015 roku biokomponenty wykorzystywane do realizacji NCW muszą spełniać Kryteria Zrównoważonego Rozwoju określone w unijnych i krajowych przepisach prawnych, w przeciwnym razie nie mogą być kwalifikowane do realizacji NCW. Na lata 2021–2024 ustala się następującą wysokość NCW (tzw. poziom bazowy): 1) 8,7% – na 2021 rok; 2) 8,8% – na 2022 rok; 3) 8,9% – na 2023 rok; 4) 9,1% – na 2024 rok Ustawa określa przesłanki realizacji obniżonego poziomu NCW poprzez zastosowanie współczynnika redukcyjnego, który w latach 2020-2022 wynosi 0,82 oraz daje prawo do wykonania NCW poprzez uiszczenie opłaty zastępczej obliczanej w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie, o ile dany poziom bazowy NCW zostanie zrealizowany na poziomie 80% w latach 2020 -2022 a w latach kolejnych na poziomie 85%.

Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 roku o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw (wielokrotnie nowelizowana) określa wymagania jakościowe paliw transportowanych, magazynowanych i wprowadzonych do obrotu m.in. na stacjach paliw oraz kary za niezachowanie wymagań jakościowych. Ustawa nakłada także na producentów i importerów paliw transportowych obowiązek obniżenia emisyjności paliw stosowanych w transporcie w stosunku do emisji referencyjnej z 2010 roku – Narodowy Cel Redukcyjny (,,NCR”). Minimalna roczna wartość ograniczenia emisji wynosi 6%. W przypadku niewykonania NCR może zostać nałożona kara, która zostanie skalkulowana w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie. Ustawa daje prawo do wykonania NCR wspólnie z innymi podmiotami, które zajmują się produkcją lub importem do Polski paliw niskoemisyjnych (LPG, CNG, LNG) oraz poprzez zakup certyfikatów wartości redukcji emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym (UER) a od 2021 roku poprzez uiszczenie opłaty zastępczej obliczanej w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie, o ile dany minimalny poziom realizacji NCR wyniesie 1) 4% w 2021 roku; 2) 4,1% w 2022 roku;3) 4,5% w 2023 roku; 4) 5 % w 2024 roku.

Zapasy obowiązkowe – Producenci i handlowcy, w zamian za stopniowe zmniejszenie obowiązku fizycznego utrzymywania zapasów, mają obowiązek uiszczania tzw. opłaty zapasowej. Polska: realizacja harmonogramu fizycznego utrzymywania zapasów – od dnia 31.12.2017 roku na poziomie 53 dni, utrzymanie poziomu opłaty zapasowej na dotychczasowym poziomie (43 PLN/t ekwiwalentu ropy naftowej i 99 PLN/t gazu płynnego LPG). Zapasy interwencyjne są utrzymywane w części przez producentów/handlowców (zapasy obowiązkowe), a w części przez Rządową Agencję Rezerw Strategicznych (zapasy agencyjne). Czechy: zapasy obowiązkowe utrzymywane są przez Państwową Agencję na poziomie 90 dni importu netto ropy i finansowane są z budżetu państwa. Litwa: utrzymanie zapasów odpowiadających 90 dniom średniego dziennego importu netto lub 61 dniom średniej dziennej konsumpcji krajowej (w zależności od tego, która z wielkości jest większa). Ilość odpowiadającą co najmniej 30 dniom średniej dziennej konsumpcji krajowej jest gromadzona i utrzymywana przez Państwową Agencję jako zapasy celowe. Pozostała część jest utrzymywana przez przedsiębiorców.

Ustawa z dnia 7 lipca 2016 roku o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz zmianie niektórych innych ustaw (tzw. pakiet paliwowy) oraz ustawa z dnia 22 lipca 2016 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (tzw. pakiet energetyczny). Ustawy wprowadzające szereg zmian regulujących rynek paliw płynnych w Polsce, w tym nowe zasady rozliczania podatku VAT od przywozu paliw płynnych do Polski oraz ścisłe powiązanie wymagań podatkowych z wymaganiami koncesyjnymi.

Ustawa z dnia 9 marca 2017 roku o systemie monitorowania drogowego i kolejowego przewozu towarów oraz obrotu paliwami opałowymi. Celem jest dalsze ograniczanie tzw. szarej strefy w handlu paliwami. Ustawa uzupełnia wcześniejsze rozwiązania wprowadzone tzw. pakietem paliwowym i pakietem energetycznym. Ustawa zakłada obowiązek rejestracji drogowego i kolejowego przewozu towarów uznanych za wrażliwe oraz stworzenie systemu kontroli. Ustawa na bieżąco jest rozszerzana o kolejne mechanizmy uszczelniające i towary uznane za wrażliwe (np. paliwa opałowe czy gaz płynny (LPG)).

Wdrożenie przepisów wykonawczych do IV fazy systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, w tym decyzji zatwierdzającej wydanie darmowych alokacji dla instalacji na lata 2021-2025. Wydanie wytycznych Komisji Europejskiej zmieniających system rekompensat kosztów pośrednich na lata 2021-2030, które zapoczątkowały proces nowelizacji ustawy o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych. Utworzenie państwowego funduszu celowego „Fundusz Transformacji Energetyki” w następstwie zmiany ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych.

Nowelizacja ustawy o efektywności energetycznej rozszerza katalog podmiotów zobowiązanych do uzyskania oszczędności energii o podmioty paliwowe wprowadzające paliwa ciekłe do obrotu. Oszczędności efektywnościowe rosną w sposób progresywny do 2030 roku. Poszerzenie katalogu przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej dla sektora transportu. Rozszerzona możliwość realizacji obowiązku w formie programów bezzwrotnych dofinansowań.

W dniu 26 marca 2021 roku opublikowane zostało Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 17 lutego 2021 roku w sprawie sposobu i trybu wprowadzania ograniczeń w poborze gazu ziemnego wprowadzające ograniczenia w poborze gazu ziemnego dla wszystkich odbiorców gazu ziemnego, z wyjątkiem przedstawionych w rozporządzeniu odbiorców chronionych. Rozporządzenie przedstawia m.in. zasady wprowadzenia ograniczeń w poborze gazu stosowane w stosunku do odbiorcy wykorzystującego gaz ziemny do produkcji energii elektrycznej w jednostce wytwórczej.

W dniu 17 maja 2021 roku opublikowany został projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie przedstawiający propozycje regulacji stosowanych przy projektowaniu, budowie i przebudowie sieci gazowych służących do transportu gazu oraz gazociągów na terenie zakładów górniczych wydobywających gaz ziemny.

W dniu 18 czerwca 2021 roku opublikowana została ustawa z dnia 20 maja 2021 roku o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw wprowadzająca podstawy prawne dla funkcjonowania zamkniętych systemów dystrybucyjnych zwalniająca operatorów ZSD z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia Prezesowi oraz sporządzania planów rozwoju.

W dniu 7 października 2021 roku opublikowano projekt rozporządzenia zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego przedstawiający regulacje w zakresie jakości paliw gazowych, które umożliwią stopniowe zwiększanie udziału biometanu w sieci gazowej przy jednoczesnym utrzymaniu jak najwyższego stopnia bezpieczeństwa funkcjonowania sieci.

W dniu 9 grudnia 2021 roku opublikowana została ustawa z dnia 2 grudnia 2021 roku o zmianie ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw przedstawiająca nowe regulacje związane z działaniem stacji gazu ziemnego oraz wykorzystania gazu ziemnego w transporcie.

Podatek od wydobycia niektórych kopalin – płatny od 2020 roku, kalkulowany na poziomie odwiertu, stawka od 1,5%-6% przychodów w zależności od rodzaju złoża i węglowodorów. Opłata eksploatacyjna w zależności od wolumenu i jakości – dla gazu ziemnego 5,74-26,54 PLN/1000 Nm3 gazu i ropy naftowej 40,74-55,28 PLN/t. Użytkowanie górnicze – część stała (ustalana dla poszczególnych przypadków) i zmienna w wysokości 50% opłaty eksploatacyjnej za poprzedni rok. Podatek od nieruchomości do 2% wartości początkowej środków trwałych, podatek dochodowy (CIT) – 19%.

Dotyczą odwiertów wykonanych po 1 stycznia 2017 roku. Stopa podatku od 5 do 40%, w zależności od rodzaju węglowodorów, poziomu cen rynkowych i wielkości wydobycia z odwiertu. Zwolnienie z tytułu poniesionych kosztów wiercenia i wykończenia – forma ulgi w postaci obniżenia zobowiązań podatkowych dla wszystkich nowych odwiertów. Nowe odwierty są obłożone maksymalnie 5% stopą podatku do momentu, kiedy wpływy z wydobycia pokryją obliczone koszty wiercenia i wykończenia, podatek dochodowy (CIT) – 23%.

Zakłada m.in. wprowadzenie do prawa spółek handlowych tzw. prawa holdingowego regulującego relacje spółki dominującej i spółek zależnych oraz wzmocnienie nadzoru realizowanego przez właścicieli oraz rady nadzorcze.

Wraz z rozporządzeniami Rady Ministrów w sprawie ustanowienia określonych ograniczeń, nakazów i zakazów w związku z wystąpieniem stanu epidemii COVID-19 – akty mają na celu przede wszystkim ograniczenie rozprzestrzeniania się epidemii COVID-19 poprzez wprowadzenie ograniczeń w funkcjonowaniu różnych sfer życia prywatnego i publicznego oraz w przestrzeni gospodarczej.

Implementacja zasad funkcjonowania systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w ustawie o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych, m.in. powołanie do życia Funduszu Modernizacyjnego, zmiana przepisów dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji i ich dostosowań ze względu na zmiany w poziomie działalności. Inicjalizacja prac nad nowelizacją ustawy w rezultacie publikacji nowych wytycznych Komisji Europejskich na 4 okres EU ETS.

Pakiet Fit for 55 stanowić ma bazę do wdrożenia zaktualizowanego celu unijnego odnośnie redukcji emisji gazów cieplarnianych o 55% do 2030 roku. Nowy cel stanowi ogromne wyzwanie, ale również i szansę na przeprowadzenie sprawiedliwej transformacji gospodarki w Polsce oraz w całej Unii Europejskiej. Przedstawione rozwiązania w przypadku ich przyjęcia będą miały znaczący wpływ na polską i unijną gospodarkę, co będzie miało bezpośrednie przełożenie na funkcjonowanie PKN ORLEN w kolejnych latach. Główne założenia: redukcja emisji gazów cieplarnianych w UE o 55% do 2030 w stosunku do emisji z 1990 roku, rozszerzenie systemu handlu uprawnianiami do emisji CO₂ (EU ETS) o transport i budownictwo, zwiększenie celu w zakresie udziału sektora OZE w energetyce z planowanych 32% do 38-40% do 2030 roku, zwiększenie celu w zakresie efektywności energetycznej z 32,5% do ok. 38-39% do 2030 roku, wprowadzenie mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO₂ (CBAM), zwiększenie celów redukcyjnych w zakresie emisji w transporcie.

Rozporządzenie ma służyć do określenia warunków, na jakich dana działalność gospodarcza kwalifikuje się jako wnosząca istotny wkład w łagodzenie zmian klimatu lub w adaptację do zmian klimatu, a także określeniu, czy ta działalność gospodarcza nie wyrządza poważnych szkód względem żadnego z pozostałych celów środowiskowych. W ostatnich dniach 2021 roku Komisja Europejska zaproponowała dodanie zapisów dotyczących możliwości produkcji energii elektrycznej i ciepła w blokach energetycznych zasilanych gazem ziemnym, a także paliwem jądrowym.

Określa zasady oraz warunki przyznawania wsparcia w formie dwustronnego kontraktu różnicowego dla energii elektrycznej wytwarzanej w morskich farmach wiatrowych. System wsparcia jest podzielony na dwie fazy: w pierwszej wsparcie będzie przyznawane w drodze decyzji administracyjnej wydawanej przez Prezesa URE, natomiast w kolejnych latach będzie miało formułę konkurencyjnych aukcji. Ustawa reguluje również kwestie przygotowania oraz realizacji inwestycji w zakresie budowy morskiej farmy wiatrowej, zasady zarządzania morską farmą wiatrową oraz zespołem urządzeń do wyprowadzania mocy, a także opisuje wymagania dotyczące budowy, eksploatacji oraz likwidacji.

W nowelizacji rozszerzony został katalog podmiotów zobowiązanych do realizacji obowiązków wynikających z ww. ustawy o podmioty wprowadzające do obrotu określone w ustawie rodzaje paliw ciekłych stosowanych w transporcie drogowym lub kolejowym. Nowe przepisy umożliwiają realizowanie przez podmioty zobowiązane obowiązków ustawowych poprzez programów bezzwrotnych dofinansowań, w celu współfinansowania przedsięwzięć polegających na przyłączaniu odbiorców końcowych do sieci ciepłowniczej lub wymianie źródeł ciepła u tych odbiorców. Pozostałe zmiany to m.in.: doprecyzowania przepisów dotyczących procedury wydawania świadectw efektywności energetycznej oraz wprowadzenia Centralnego Rejestru Oszczędności Energii Finalnej.

Zmiany wprowadzone ustawą związane są z implementacją unijnej dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Do najważniejszych zmian wprowadzanych nowelizacją należą zmiany dotyczące budowy Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE). Ich istotą jest promowanie aktywnego zaangażowania konsumentów w rynek m.in. poprzez instalacje liczników zdalnego odczytu i ich wykorzystanie pozyskiwanych przez nie informacji przy budowie CSIRE. Pozostałe zmiany wprowadzone przez ww. nowelizację dotyczą m.in.: magazynów energii, koncesjonowania paliw ciekłych oraz dokonywania wpisów do rejestru podmiotów przywożących, udzielania koncesji przez Prezesa URE.

Nowelizacja ustawy wprowadza, że po 1 lipca 2025 roku jednostki niespełniające limitu emisji CO₂ w wysokości 550 g/kWh wytworzonej energii elektrycznej nie będą mogły korzystać ze wsparcia z rynku mocy. Wprowadzane zmiany zachowują w mocy umowy mocowej zawarte przed 31 grudnia 2019 roku. Wprowadzona została również możliwość zastąpienia już podpisanej umowy mocowej jedną lub więcej umową mocową o wartości obowiązku mocowego co najmniej 110% obowiązku z pierwotnej umowy mocowej – przepisy te weszły w życie 1 września 2021 roku. Nowelizacja wprowadziła również nowy model opłaty mocowej, w którym wysokość tej opłaty, jest uzależniona od indywidualnej krzywej poboru (tzw. reparametryzacja). Wprowadzona ulga w opłacie mocowej dla odbiorców o odpowiednim profilu zużycia energii pozwoli odbiorcom energochłonnym w tym PKN ORLEN na zmniejszenie obciążenia z tytułu opłaty mocowej – przepisy te weszły w życie 1 października 2021 roku.

Ustawa wprowadza zmiany w rozliczeniu energii wyprodukowanej przez prosumentów. Wspomniane zmiany wchodzą w życie od 1 kwietnia 2022 roku. Zgodnie z nowym systemem rozliczeń (tzw. net-billing) prosumenci będą sprzedawać nadwyżki energii wprowadzone do sieci po określonej cenie, a za energię pobraną będą płacić jak inni odbiorcy. Prosumentów będą również dotyczyć opłaty dystrybucyjne. Ustawa zakłada, że wszyscy, którzy zostaną prosumentami do dnia wejścia w życie ustawy tj. 1 kwietnia 2022 roku, będą rozliczani na dotychczasowych zasadach – w systemie opustów (tzw. net-metering) – przez kolejne 15 lat.

Ustawa wprowadza m.in.: uregulowanie zasada zawierania umów sprzedaży energii elektrycznej dla ogólnodostępnych stacji ładowania i zasad dostępu do ogólnodostępnej infrastruktury ładowania, obowiązek sprzedaży ogólnodostępnych stacji ładowania przez OSD, obowiązek uzyskiwania indywidualnych kodów identyfikacyjnych EIPA przez uczestników rynku oraz cennik za nadanie i utrzymanie takiego kodu (miesięcznie 25 PLN od stacji operatora i 50 PLN od każdego dostawcy usług ładowania). W ustawie doprecyzowano także kwestie przyłączeniowe ogólnodostępnych stacji ładowania oraz zasady dotyczące ustanawiania stref czystego transportu.

Wprowadzone przepisy zwalniają gospodarstwa domowe z akcyzy za energię elektryczną oraz wprowadzają obniżkę akcyzy dla pozostałych odbiorców do 4,60 zł/MWh (obecnie 5 zł/MWh) w okresie 1 stycznia-31 maja 2022 roku. Ustanowiono także obowiązek informowania odbiorców w gospodarstwach domowych przez sprzedawców o obniżonych stawkach podatków dotyczących energii elektrycznej.

Zapisy nowego rozporządzenie mówią o objęciu ograniczeniami w poborze, w przypadku ich wprowadzenia, większej grupy odbiorców. Na nowo zdefiniowanie zostały stopnie zasilania oraz zasady ich ustalania, a także doprecyzowano sposób ogłaszania obowiązujących stopni zasilania, w szczególności poprzez wprowadzenie obowiązku ich podawania do wiadomości publicznej.

Określa cenę maksymalną za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będącą podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda w I fazie systemu wsparcia, tj. cenę jaka może zostać przyznana w drodze decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Cena ta to 319,6 zł/MWh.

Rozporządzenie określiło parametry aukcji głównej dla roku dostaw 2026, która została przeprowadzona w 2021 roku oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2023, która zostanie przeprowadzona w 2022 roku.

Główne zmiany wprowadzone przez rozporządzenie to zmiana sposobu wyznaczania wielkości mocy minimalnej i maksymalnej poboru w trakcie wprowadzania stopni ograniczeń, zmiana zasad informowania odbiorców, których ograniczenia dotyczą, a także uszczegółowienie katalogu odbiorców podlegających ochronie przed wprowadzanymi ograniczeniami w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.

Rozporządzenie zawiera szczegółowe kryteria oceny wniosków w postępowaniu rozstrzygającym o nowe koncesje dla morskich farm wiatrowych (tzw. II faza offshore), zawiera również regulację minimum kwalifikacyjnego oraz sposobu ustalania najistotniejszego kryterium oceny wniosków. Określa 17 kryteriów dotyczących m.in. możliwości realizacji inwestycji z własnych środków wnioskodawcy, pozytywny wpływ planowanego przedsięwzięcia na transformację energetyczną i ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, czy doświadczenia w realizacji lub eksploatacji konwencjonalnej elektrowni. Za każde z poszczególnych kryteriów przyznawane są punkty, które decydują o przyznaniu koncesji.

Przepisy rozporządzenia obniżyły z 23% stawki podatku VAT na energię elektryczną (do 5%), ciepło i gaz ziemny (do 8%) w okresie 1 stycznia – 31 marca 2022 roku.

Projekt ustawy przewiduje zmiany umożliwiające wykorzystanie dochodów ze sprzedaży uprawnień do emisji na wsparcie modernizacji sektora energetycznego poprzez utworzenie państwowego funduszu celowego – „Funduszu Transformacji Energetyki” (FTE). Na rzecz FTE zgodnie z proponowanymi przepisami ma zostać przeznaczone 40% uprawnień do emisji CO₂ sprzedanych każdego roku przez Polskę na aukcjach uprawnień do emisji CO₂ w latach 2021-2030. Wsparcie z FTE w latach 2022-2031 przewidziane w projekcie ma wynieść ponad 85 mld PLN. Projekt wskazuje szereg obszarów sektora energetycznego, w których przedsięwzięcia inwestycyjne będą mogły skorzystać ze wsparcia z środków FTE. Są to m.in. energetyka jądrowa, OZE, gazowe jednostki wytwórcze, magazyny energii, innowacyjne technologie.

Propozycja zmian wprowadza m.in. przepisy, które uzupełniają wcześniej uchwalone 20 maja 2021 roku przepisy dotyczące CSIRE m.in.: techniczną zmianę sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny od 2026 roku, zawieranie umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej, wprowadza również przepisy dotyczące agregatora na rynku energii elektrycznej. Propozycje zmian, w kontekście działalności PKN ORLEN, dotyczą również zmian w obszarze linii bezpośredniej w odniesieniu do zaopatrywania przez wytwórców linią bezpośrednią ich własnych obiektów.

Propozycja przepisów ma na celu liberalizację tzw. zasady 10H, która mówi, że elektrownia wiatrowa nie może być zbudowana w odległości mniejszej niż 10-krotna wysokość turbiny wraz z uniesionymi łopatami od zabudowań mieszkalnych. Celem zmian jest możliwość realizacji w szerszym zakresie farm wiatrowych na lądzie oraz odmrożenie niektórych projektów, które zostały wstrzymane w wyniku wejścia w życie przepisów z 2016 roku.

Projekt przewiduje zniesienie tzw. obliga giełdowego, czyli obowiązku sprzedaży przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej, wytworzonej przez nie energii elektrycznej na giełdach oraz zaostrzenie odpowiedzialności zarówno administracyjnoprawnej, jak i karnej dotyczącej manipulacji na rynku energii elektrycznej i wykorzystywania informacji wewnętrznej.

Projekt rozporządzenia jest częścią II etapu reformy Rynku Bilansującego. Projekt rozporządzenia przewiduje wprowadzenie dodatku cenowego na rynku bilansującym (scarcity pricing), wprowadzenie nowego podziału podmiotowego w rynku bilansującym (RB) na Dostawców Usług Bilansujących (DUB) i Podmioty Odpowiedzialne za Bilansowanie (POB), odejście od dotychczasowego pojęcia oferty bilansującej – wprowadzenie ofert na energię i moc bilansującą (dostosowanie do wymiany na europejskich platformach), zmiana wymagań technicznych dla przyłączanych do sieci urządzeń, instalacji i sieci.