Uwarunkowania infrastrukturalne

Rys. 6. System przesyłowy gazu oraz aktualne i planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego o znaczeniu strategicznym.

Źródło: PGNiG SA za 2021 rok.

Z kierunku zachodniego i północnego istnieje możliwość importu paliwa gazowego do Polski przez punkt GCP GAZ-SYSTEM/ONTRAS (połączenie z Niemcami – 1,5 mld m³ rocznie), punkt Mallnow (połączenie z Niemcami – 6,1 mld m³ rocznie), Cieszyn (połączenie na granicy polsko-czeskiej – 0,6 mld m³ rocznie) oraz terminal LNG w Świnoujściu (zdol-ność techniczna od 2022 roku – 6,2 mld m³ rocznie).

Z kierunku wschodniego import gazu może być realizowany przez punkt GCP GAZ-SYSTEM/UA TSO (połączenie z

Ukra-iną – 4,4 mld m³ rocznie), Wysokoje (połączenie z Białorusią – 5,5 mld m³ rocznie) oraz przez punkt Tietierowka (połącze-nie realizujące import lokalny – 0,2 mld m³ rocznie). Polska jest krajem transgranicznym, przez który przebiega gazociąg tranzytowy Jamał–Europa, łączący granicę polsko-białoruską z polsko-niemiecką. Na polskim odcinku gazociągu znajduje się jeden fizyczny punkt wejścia do systemu w miejscowości Kondratki (przepustowość techniczna – 33,8 mld m³ rocznie) i trzy punkty wyjścia – Mallnow oraz Punkt Wzajemnego Połą-czenia poprzez stacje we Lwówku i Włocławku. Eksport gazu

Rynek Energii Elektrycznej i Gazu w Polsce – stan na 31 marca 2022 r. Raport TOE 33 Rys. 7. Wykorzystanie zdolności przesyłowej gazu w Polsce w 2021 roku [%].

Tabela 3. Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych OGP Gaz-System SA.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ENTSOG.

Punkt wejścia/wyjścia (w TWh) 2021 2020 Zmiana %

Dostawy z UE 38,39 42,4 -9,5%

GCP GAZ-SYSTEM/ONTRAS 6,07 7,34 -17,2%

Cieszyn 4,43 3,6 23,1%

Mallnow 27,88 31,46 -11,4%

Dostawy ze Wschodu 111,50 99,77 11,80%

GCP GAZ-SYSTEM/UA TSO 43,69 40,89 6,9%

Tieterowka 1,20 0,9 32,8%

Kondratki 27,86 27,54 1,2%

Wysokoje 38,75 30,44 27,3%

Regazyfikacja LNG 40,88 39,59 3,3%

Łączny import 190,77 181,76 5,0%

Eksport na Ukrainę 0,83 15,5 -94,7%

z Polski do krajów ościennych możliwy jest przez punkty Cie-szyn, GCP GAZ-SYSTEM/ONTRAS, GCP GAZ-SYSTEM/UA TSO oraz Mallnow.

Poniższy wykres przedstawia wykorzystanie technicznych zdolności przesyłowych dla kluczowych punktów w roku 2021.

Na przestrzeni ostatnich lat mamy do czynienia z postępującą dywersyfikacją źródeł i kierunków dostaw paliwa gazowego do Polski. W roku 2021 zaimportowano 190,77 TWh (17,39 mld m³, przeliczenie przy cieple spalania 39,5 MJ/m³) gazu ziemnego, co stanowi wzrost o około 5% w porównaniu do 2020 roku.

Odnotowano wzrost wolumenu z kierunku wschodniego o 11,80% przy jednoczesnym spadku dostaw surowca z UE o 9,5%. W analizowanym okresie zwiększył się również wolu-men gazu zregazyfikowanego w terminalu LNG w Świnoujściu o 3,3% w porównaniu z 2020 rokiem. Dla dostaw z UE wzrost dynamiki importu zaobserwowano przez punkt Cieszyn (zmia-na o około 23,1% r/r). Spadek wykorzystania infrastruktury

dotyczył zarówno punktu GCP GAZ-SYSTEM/ONTRAS (zmiana o około 17,2% r/r), jak i Mallnow (zmiana o około 11,4% r/r). Więk-szość importowanego surowca do Polski (około 58% w łącznym przepływie paliwa) dostarczono z kierunku wschodniego.

W porównaniu z poprzednimi latami zainteresowanie podmio-tów eksportem na Ukrainę przez punkt GCP GAZ-SYSTEM/UA TSO znacznie się zmniejszyło. W analizowanym okresie odno-towano spadek z 15,5 TWh do jedynie 0,83 TWh, co stanowi zmianę o blisko 95%.

W poniższej tabeli przedstawiono przepływy gazu na krajo-wych punktach wejścia/wyjścia.

Kluczowe projekty infrastrukturalne

Polska prowadzi obecnie jedne z największych w Europie in-westycji w infrastrukturę gazową związane z budową regio-nalnego rynku gazu i pozycji kraju jako hubu gazowego dla Europy Środkowo-Wschodniej. Poniżej przedstawiono opis najważniejszych projektów infrastrukturalnych wraz z postę-pami prac w roku 2021.

Projekt połączenia gazociągowego Baltic Pipe

Projekt Baltic Pipe jest projektem infrastrukturalnym o zna-czeniu strategicznym mającym na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na europejskim rynku. Umożliwi on bezpośrednie przesyłanie gazu ziemnego ze złóż zlokalizowa-nych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce, a także do odbior-ców w sąsiednich krajach. Projekt realizowany jest przez OGP Gaz-System SA we współpracy z duńskim operatorem przesy-łowym Energinet.

W 2021 roku operatorzy kontynuowali prace budowlane pro-jektu Baltic Pipe w części lądowej i morskiej zarówno po stro-nie polskiej, jak i duńskiej według założonego harmonogramu.

31 maja 2021 roku Komisja Odwoławcza ds. Środowiska i Żyw-ności uchyliła pozwolenie środowiskowe z 12 lipca 2019 roku wydane przez Duńską Agencję Ochrony Środowiska (DEPA) dotyczące budowy duńskiej części lądowej gazociągu Baltic Pipe. Powód decyzji to dostateczny opis działań ochronnych gatunków chronionych (popielice, smużki leśne i nietoperze) żyjących na obszarze oddziaływania budowy i przebiegu Baltic Pipe.

Do momentu uzyskania nowej decyzji środowiskowej zosta-ły wstrzymane prace inwestycyjne w zachodniej części wyspy Fionii, we wschodniej części Półwyspu Jutlandzkiego oraz sieci energetycznej do zasilania tłoczni Everdrup (południowa część wyspy Zelandii). Energinet oceniał, że prace na tych obszarach zostaną wznowione dopiero na początku 2022 roku.

Z kolei prace budowlane elementów lądowej infrastruktu-ry Baltic Pipe po stronie duńskiej nieobjęte zakazem, w tym budowa terminalu w Nybro i nowej tłoczni gazu w Everdrup były realizowane przez Energinet według ustalonego harmo- nogramu.

W czerwcu 2021 roku Gaz-System SA rozpoczął układanie rur po dnie Morza Bałtyckiego. Gazociąg podmorski układany był przez trzy pływające jednostki montażowe: Castorone, Casto-ro Sei oraz CastoCasto-ro 10. CastoCasto-rone był największym z trzech statków wykorzystanych do budowy gazociągu podmorskiego na Morzu Bałtyckim. W ramach prac morskich wydrążono też

dwa tunele w miejscach wyjścia gazociągu podmorskiego na ląd. W Polsce tunel ma długość około 600 metrów, a w Danii około 1000 metrów.

W listopadzie 2021 roku został wykonany ostatni spaw na ga-zociągu łączącym wybrzeża Danii i Polski, co oznacza zakoń-czenie układania gazociągu podmorskiego na Morzu Bałtyc-kim o długości 275 km na obszarach morskich Danii, Szwecji i Polski. Elementy składowe gazociągu zostały zespawane i ułożone na dnie Morza Bałtyckiego przez wyspecjalizowane jednostki pływające.

Po stronie polskiej w części lądowej gazociągu Baltic Pipe ope-rator prowadził prace budowlano-montażowe gazociągów na trasie Niechorze-Płoty i Goleniów-Lwówek oraz prace kon-strukcyjno-budowlane na 3 tłoczniach w Goleniowie, Odola-nowie i Gustorzynie.

W marcu 2022 roku Duńska Agencja Ochrony Środowiska wydała nowe pozwolenie środowiskowe dla gazociągu Bal-tic Pipe, które umożliwia Energinet wznowienie prac budow-lanych na wstrzymanych w 2021 roku lądowych odcinkach gazociągu w zachodniej części wyspy Fionii, we wschodniej części Półwyspu Jutlandzkiego oraz prac w zakresie budo-wy sieci energetycznej dla zasilania tłoczni gazu w Everdrup (południowa Zelandia). Nowe pozwolenie środowiskowe za-wiera kilka dodatkowych wymagań w celu ochrony dzikiej przyrody w trakcie budowy i po jej zakończeniu.

Według komunikatu Energinet gazociąg Baltic Pipe zostanie uruchomiony w dwóch terminach: od 1 października 2022 roku z dostępem do częściowej mocy przesyłowej, wykorzystując elementy istniejącego systemu przesyłowego gazu w Danii jako tymczasowe zastąpienie tych elementów, które zostały opóźnione; od 1 stycznia 2023 roku z udostępnieniem pełnej mocy przesyłowej do 10 mld m³/rok.

Zgodnie z informacjami OGP Gaz-System i Energinet inwesty-cja ma zostać ukończona i oddana do eksploatacji w planowa-nym terminie od 1 października 2022 roku.

Projekt połączenia międzysystemowego Polska–Słowacja Połączenie międzysystemowe Polska–Słowacja wraz z we-wnętrzną rozbudową infrastruktury gazu ziemnego w Polsce stanowi wschodnią nitkę Korytarza Gazowego Północ–Połu-dnie. Planowany interkonektor o przesyle dwukierunkowym ma znaczenie strategiczne zarówno dla Słowacji, jak i Polski.

Zgodnie z założeniami realizacja projektu umożliwi krajom tego regionu dywersyfikację dostaw gazu, a także przyczyni się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego państw

członkowskich UE. Projekt realizowany jest przez polskiego operatora systemu przesyłowego OGP Gaz-System SA i sło-wackiego operatora systemu przesyłowego Eustream.

Projekt zakłada budowę gazociągu ze słowackiej tłoczni gazu Veľké Kapušany do granicy polsko-słowackiej oraz od grani-cy polsko-słowackiej do węzła w Strachocinie, wraz z budową nowej tłoczni gazu w Strachocinie. Realizacja inwestycji obej-muje również rozbudowę krajowej sieci gazociągów w połu-dniowo-wschodniej Polsce. Przepustowość gazociągu w kie-runku Polski wyniesie 5,7 mld m³ rocznie, w kierunku Słowacji 4,7 mld m³ rocznie. Łączna długość interkonektora o średni-cy DN 1000 wynosi około 164 km. Trasa gazociągu po stronie polskiej (Strachocina–Granica RP) wynosi 61,3 km i przecho-dzi przez teren trzech gmin województwa podkarpackiego:

Sanok, Bukowsko i Komańcza. Długość interkonektora po stronie słowackiej wynosi około 103 km i kończy się na tłoczni gazu Veľké Kapušany na Słowacji.

W zakresie realizacji inwestycji w 2021 roku OGP Gaz-System SA kontynuował rozpoczęte we wrześniu 2019 roku prace bu-dowlane polskiej części interkonektora. W sierpniu 2021 roku operatorzy wykonali symboliczny „złoty spaw” na gazociągu łączącym systemy gazowe obu krajów.

Zakończenie inwestycji i uruchomienie gazociągu planowane jest w 2022 roku.

Projekt połączenia międzysystemowego Polska–Litwa (GIPL)

Interkonektor Polska–Litwa połączy systemy gazowe Polski i Litwy, zapewniając dwukierunkowy przesył gazu ziemnego.

Realizacja inwestycji umożliwi integrację krajów bałtyckich, uzależnionych od dostaw z jednego kierunku, takich jak Litwa, Łotwa, Estonia, a także Finlandia, z rynkiem gazu Unii Euro-pejskiej.

Projekt realizowany jest przez OGP Gaz-System SA we współ-pracy z AB Amber Grid – operatorem litewskiego systemu przesyłowego.

Interkonektor Polska–Litwa ma łączną długość około 508 km i średnicę DN 700. Trasa gazociągu po stronie polskiej (Tłocz-nia Hołowczyce–granica RP) wynosi 343 km i przechodzi przez teren województwa mazowieckiego, podlaskiego i warmińsko--mazurskiego. Długość interkonektora po stronie litewskiej wynosi około 165 km i kończy się na tłoczni gazu Jauniunai na Litwie.

W zakresie realizacji inwestycji w 2021 roku prace przy budo-wie gazociągu przebiegały bez zakłóceń i zgodnie z planem.

W październiku 2021 roku operatorzy wykonali symboliczny

„złoty spaw” na gazociągu łączącym systemy gazowe obu kra-jów. W grudniu 2021 roku po stronie litewskiej gazociąg został ukończony w 100% i napełniony gazem. Natomiast zaawanso-wanie prac budowlanych na polskim odcinku gazociągu sięga ponad 90%. Według informacji ze strony Gaz-Systemu do lipca 2022 roku wykonawcy oddadzą do eksploatacji poszczególne odcinki gazociągu i inne elementy niezbędnej infrastruktury.

OGP Gaz-System SA i AB Amber Grid zdecydowali udostępnić od 1 maja 2022 roku częściową przepustowość gazociągu GIPL w nowym punkcie połączenia międzysystemowego Santaka.

Od 1 maja przepustowość przerywana dla kierunku z Litwy do Polski wyniesie 2,4 GWh/h, co w skali roku odpowiada 1,9 mld m³/r. Przepustowość dla kierunku z Polski na Litwę wyniesie 2,6 GWh/h, co w skali roku odpowiada 2 mld m³/r.

Pełne uruchomienie i eksploatacja interkonektora nastąpi w październiku 2022 roku.

Magazyny

Magazyny gazu stanowią istotny element infrastruktury wpły-wający na bezpieczeństwo energetyczne kraju w sektorze ga-zowym. Polska eksploatuje 7 podziemnych magazynów gazu wysokometanowego, o łącznej pojemności czynnej około 36,4 TWh (3,2 mld m³). Operatorem systemu magazynowa-nia dla tych instalacji magazynowych jest Gas Storage Poland Sp. z o.o., spółka należąca do Grupy Kapitałowej PGNiG. Usłu-ga maUsłu-gazynowania jest udostępniana w kilku wariantach (Pakiet, Pakiet Elastyczny, UM Rozdzielona), w ramach Grupy Instalacji Magazynowych Kawerna (w skład której wchodzi KPMG Mogilno oraz KPMG Kosakowo) i Sanok (PMG Swarzów, PMG Brzeźnica, PMG Strachocina oraz PMG Husów), a także Instalacji Magazynowej PMG Wierzchowice.

Pozytywną informację dla rynku w 2021 roku stanowiło zakoń-czenie budowy pozostałych dwóch z pięciu komór klastra B w KPMG Kosakowo, co zwiększyło pojemność magazynową o 60,3 mln m³. Od 16 czerwca 2021 roku została wprowadzona do stosowania taryfa Gas Storage Poland nr 1/2021, zgodnie z którą średnie stawki za usługi magazynowania paliwa gazo-wego uległy obniżeniu o około 1,9%. Prezes URE zaakceptował kolejno trzy zmiany taryfy nr 1/2021, zwiększające średnie staw-ki, obowiązujące odpowiednio od dnia 1 września, 15 paździer-nika 2021 roku oraz 1 stycznia 2022 roku, co wypaździer-nikało ze wzro-stu kosztów zakupu gazu w stosunku do kosztów przyjętych w poprzednich kalkulacjach.

Na koniec poprzedniego sezonu zimowego (31 marca 2021 ro- ku), w krajowych magazynach znajdowały się rezerwy gazu w wielkości 13,6 TWh (38% całkowitej pojemności), o 2,1 TWh

mniej niż w analogicznym okresie poprzedzającego roku.

Niski stan napełnienia magazynów wynikał z fali mrozów, któ-ra przetaczała się przez Europę i w efekcie wzrostu zapotrze-bowania na ogrzewanie ze strony odbiorców indywidualnych.

Ze względu na niskie temperatury powietrza na początku 2021 roku odnotowano dobowe rekordy zużycia gazu w Polsce.

Na koniec roku 2021 stan zatłoczenia polskich magazynów wyniósł około 84% całkowitej pojemności, co stanowi wzrost o około 10 punktów procentowych względem rezerw gazu z poprzedniego roku.

Poziom napełnienia instalacji magazynowych na koniec se-zonu zimowego 2021/2022 sięgał 23,3 TWh (65% całkowitej

pojemności). Regulacje w zakresie utrzymywania zapasów obowiązkowych, wraz z realizowaną polityką pełnego zatło-czenia magazynów przed okresem grzewczym przy jedno-czesnych łagodnych warunkach atmosferycznych przełoży-ły się na wysoki poziom wypełnienia magazynów, znacznie powyżej średniej unijnej. Na marginesie, warto odnotować, że w obszarze rynku europejskiego, magazyny w Niemczech i Austrii kontrolowane przez podmioty powiązane kapitałowo z Gazpromem były napełnione na zdecydowanie niższym niż zwyczajowy poziomie. Z uwagi na rosyjską agresję na Ukrainę, uzupełnianie krajowych rezerw w 2022 roku rozpoczęło się przed zakończeniem sezonu grzewczego.

Rys. 8. Wykorzystanie technicznej zdolności magazynowej gazu w Polsce w 2021/2022 roku.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Gas Storage Europe.

LNG

Terminal LNG w Świnoujściu został oddany do użytku z końcem 2015 roku i rozpoczął działalność komercyjną w połowie 2016 roku. Stanowi on jedną z największych i najważniejszych inwe-stycji w infrastrukturę gazową w ostatnich latach mającą na celu poprawienie bezpieczeństwa energetycznego Polski. Terminal pozwala na odbieranie skroplonego gazu (LNG) drogą morską z dowolnego kierunku na świecie. Jako pierwszy tego typu pro-jekt w Europie Środkowo-Wschodniej otworzył możliwości wy-korzystania go na obszarze regionalnym. Największe jednostki dostarczające LNG do Świnoujścia to tzw. Q-flexy, umożliwiają dostarczenie ładunku LNG, który po regazyfikacji dostarcza do sieci gazowej około 120 mln m³ gazu. Obecnie trwa

rozbudo-wa terminala. W związku z zakończeniem jej pierwszego etapu, od początku 2022 roku moc terminala została zwiększona z 5 do 6,2 mld m³ gazu rocznie, zaś po zakończeniu drugiego eta-pu rozbudowy moce regazyfikacyjne tej instalacji wzrosną do 8,3 mld m³ rocznie.

Dodatkowo, w listopadzie 2021 roku OGP GAZ-SYSTEM SA poinformował o uruchomieniu pierwszej z dwóch faz wiążą-cej procedury Open Season dla jednostki FSRU¹¹ planowa-nej w rejonie Gdańska. Procedura ta ma na celu weryfikację

11 FSRU (z ang. Floating Storage Regasification Unit) – terminal pływający, instalacje regazyfikacyjne umieszczone są na zbiornikowcu LNG, gaz.

zainteresowania uczestników rynku mocą regazyfikacji Ter-minalu FSRU poprzez złożenie wiążących długoterminowych zamówień na korzystanie z usług regazyfikacji w tym termi-nalu, co będzie stanowiło podstawę decyzji GAZ-SYSTEM SA w zakresie realizacji tego projektu. Zgodnie z opublikowany-mi informacjaopublikowany-mi nowy teropublikowany-minal LNG umożliwi regazyfikację na poziomie co najmniej 6,1 mld m³ rocznie, zaś jego urucho-mienie, pod warunkiem podjęcia przez GAZ-SYSTEM SA po-zytywnej ostatecznej decyzji inwestycyjnej oraz zrealizowa-nia tej inwestycji w zakładanym terminie, planowane jest od 1 stycznia 2028 roku.

Obecnie PGNiG dysponuje portfelem kontraktów długoter-minowych na dostawy LNG zarówno w formule DES, czyli z obowiązkiem sprzedawcy do dostawy LNG do portu wyła-dunku (Qatargas, Cheniere), jak i formule FOB, czyli z odbio-rem ładunku z terminali skraplających (Venture Global), do czego konieczna jest własna flota zbiornikowców LNG. W celu transportu LNG zakupionego na bazie FOB w październiku 2020 roku i lipcu 2021 roku GK PGNiG wyczarterowała cztery zbiornikowce LNG, dwa z nich wejdą do użytku od roku 2023, zaś kolejne dwa od 2024 roku. Ponadto w kwietniu 2022 roku GK PGNiG ogłosiła czarter kolejnych czterech zbiornikowców.

W sumie spółka będzie dysponowała ośmioma nowymi jed-nostkami. Ponadto PGNiG wyczarterowało trzy już istniejące zbiornikowce do przewozu LNG. Dwie z tych jednostek spół-ka przejmie jeszcze w I półroczu, zaś trzecia ma być dostępna w II półroczu 2022 roku.

Oprócz dostaw realizowanych w ramach umów długotermino-wych, do Świnoujścia dostarczanych jest coraz więcej ładun-ków pozyskiwanych na rynku spotowym co wpływa na zwięk-szenie wykorzystania mocy regazyfikacyjnych terminala LNG w Świnoujściu. W 2021 roku poprzez terminal dokonano przy-wozu ponad 2,8 mln ton LNG, co odpowiada około 77% jego nominalnej zdolności regazyfikacji (PGNiG ma zarezerwowane 100% przepustowości). W analizowanym okresie zrealizowano łącznie 35 dostaw, w tym:

• 21 na podstawie kontraktów długoterminowych;

• 2 ładunki na podstawie kontraktu średnioterminowego;

• 12 dostaw SPOT.

Obecna przepustowość terminala LNG jest jednak niewystar-czająca dla przyszłych potrzeb importowych, stąd potrzeba zwiększania krajowych mocy regazyfikacyjnych (Świnoujście, Gdańsk).

W 2021 roku wartość globalnego handlu LNG wzrosła o 7,5%

w porównaniu z 2020 rokiem, osiągając ponad 522 mld m³ gazu po regazyfikacji (według danych dla dostarczonych ilości LNG). Wzrost względem roku 2020 o 36 mld m³ był

spowodo-wany bardzo dynamicznym wzrostem cen gazu po minimach notowanych w poprzednim, 2020 roku.

Największy przyrost eksportu w latach 2020–2021 odnoto-wano ponownie w Stanach Zjednoczonych – o 36,4 mld m³, natomiast największe zwiększenie importu procentowo i wartościowo nastąpiło w Chinach – o 15,8 mld m³ (17,2%) w porównaniu z 2020 rokiem. Bardzo istotnie wzrosło także zapotrzebowanie na LNG, szczególnie w regionie Ameryki Pół-nocnej i Południowej. Wzrost popytu wynikał m.in. z susz, jakie wystąpiły w Brazylii, będącej krajem, którego system energe-tyczny w dużej mierze oparty jest na elektrowniach wodnych.

W efekcie niedoborów wody Brazylia musiała importować duże wolumeny LNG ze Stanów Zjednoczonych.

WNIOSKI

Prowadzone w ostatnich latach prace nad uruchomie-niem nowych inwestycji infrastrukturalnych przygotowały polski system gazowy na zakończenie dostaw z Rosji wraz z wygasającym z końcem roku 2022 kontraktem jamal-skim. Kluczowe projekty dywersyfikacyjne, takie jak Baltic Pipe, połączenia z Litwą i Słowacją, a także obecnie rozbu-dowywany Terminal LNG w Świnoujściu umożliwią dostęp do nowych kierunków i źródeł dostaw surowca oraz po-zwolą na całkowite uniezależnienie się od dominującego dotychczas źródła zaopatrzenia z kierunku wschodniego.

W obliczu rosyjskiej agresji na Ukrainę oraz gróźb prze-rwania dostaw do UE konieczne jest zwiększanie poten-cjału dywersyfikacyjnego poprzez rozbudowę dostępnych mocy regazyfikacyjnych i przesyłowych oraz dalszą inte-grację rynków gazu w regionie. Wahania cenowe na ryn-ku gazu wraz ze zmieniającym się popytem pokazały, jak istotną funkcję stabilizującą w systemie gazowym pełnią podziemne magazyny gazu. Dalsza rozbudowa pojemno-ści czynnych instalacji magazynowych stanowi ważny ele-ment w dywersyfikacji dostaw błękitnego paliwa do Polski i zwiększania bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Obowiązek zatwierdzania taryf gazowych

Od 1 października 2017 roku nie ma obowiązku stosowania taryf w rozliczeniach z odbiorcami biznesowymi. Natomiast do końca 2023 roku istnieje nadal obowiązek zatwierdzania i sto-sowania taryf na sprzedaż paliwa gazowego do odbiorców ob-jętych ochroną taryfową, dla których obowiązują maksymalne