Warunki umowne oraz regulacje formalne

Zarówno dla spółek zajmujących się obrotem, jak i odbiorców jednym z najistotniejszych elementów umów gazowych jest cena, jaką należy zapłacić za paliwo gazowe. W przypadku zawierania kontraktów gazowych cena stanowi wypadkową kilku składników, na który w różnym stopniu składa się:

 wolumen,

 elastyczność lub jej brak,

 jakość paliwa gazowego,

 miejsce dostawy/odbioru,

 terminy płatności,

 gwarancje wykonywalności,

 klauzule dodatkowe.

Cena paliwa gazowego może być stała lub określona jako formuła cenowa. Na giełdach gazu można nabywać wyłącznie paliwo gazowe w cenie stałej. W przypadku zakupu na Towarowej Giełdzie Energii będzie ona wyrażona w polskich złotych za MWh (megawatogodzina).

W sytuacji zakupu gazu ziemnego na rynku pozagiełdowym (Punkt Wirtualny OTC) cena może być stała lub wyrażona jako formuła cenowa. Określa ona co stanowi instrument bazowy oraz dookreśla dodatkowe koszty (na przykład transportu lub zakupu przepustowości na wymianie międzysystemowej) oraz marżę sprzedawcy. Dla przykładu instrumentem bazowym może być ropa naftowa, lub płynny hub gazowy (infrastrukturalny obszar dostawy).

W Europie do najpłynniejszych hubów gazowych zalicza się: NBP (Wielka Brytania), TTF (Holandia), Zeebruge (Belgia), Baumgarten (Austria), Gaspool oraz NCG (Niemcy). Formuła określa do jakiego instrumentu lub indeksu notowanego na danym hubie odnoszona jest cena.

Historycznie ceny w największych kontraktach gazowych były odniesione do notowań ropy naftowej. Uzasadnieniem dla takiego wyboru było duże powiązanie pomiędzy poszukiwaniem i wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego oraz brak notowań samego paliwa gazowego. Początki odnoszenia ceny gazu ziemnego do notowań ropy naftowej sięgają lat 60. XX wieku. Zostały zapoczątkowane w Europie, a następnie przeniesiono powyższe rozwiązanie do Azji. Pierwsze huby gazowe zaczęły powstawać w Europie w końcu lat 80. XX wieku, wraz z rozpoczęciem liberalizacji rynku gazu. Wówczas to zaczęto stosować w Wielkiej Brytanii mechanizm indeksowania cen gazu ziemnego do hubów, zaczerpnięty z rozwiązań amerykańskich [Melling, 2010].

43 | S t r o n a Wolumen również stanowi istotną zmienną w umowach. Po pierwsze, należy zwrócić uwagę na tzw. przeliczniki. W Polsce oraz Europie kontynentalnej handluje się albo w megawatogodzinach (MWh) albo w tzw. normalnych metrach sześciennych (m³). Na świecie ceny mogą być wyrażone w milionach british thermal units (mbtu) lub british thermal units (btu). Kluczowym w przeliczaniu ceny z innych jednostek na MWh może okazać się stosowany przelicznik. Przyjmuje się że 1 MWh odpowiada 91,14 m³, natomiast 1 btu wynosi 27,8 m³. Z punktu widzenia kontraktującego przedsiębiorstwa energetycznego brak wiedzy o powyższej materii możne generować wysokie koszty w postaci kar finansowych. Stąd w ofertach cenowych najlepiej prosić o cenę wyrażoną w jednostce MWh.

Kontrakt gazowy można albo zawrzeć na ilości stałe lub zmienne. Dodatkowo w umowach gazowych istnieje tak zwana klauzula „take-or-pay” (z ang. bierz lub płać) [Stern, 2005]. Określa ona jaką minimalną ilość gazu musi odebrać kupujący w trakcie trwania kontraktu. Zwyczajowo wyrażana jest on procentach. Ponadto, przy dużych kontraktach określa się kilka dodatkowych klauzul:

 Annual Contract Quantity (ACQ) – roczna ilość kontraktowa, w Polsce tzw.

MiNiR (Minimalna ilość rozliczeniowa),

 Daily Contract Quantity (DCQ) – dzienna ilość kontraktowa,

 Minimum Daily Quantity – minimalna dzienna ilość,

 Maximum Annual Quantity (MAQ) – maksymalna ilość roczna, w Polsce tzw.

MaXiR (Maksymalna ilość rozliczeniowa),

 Maximum Daily Quantity (MDQ) – maksymalna ilość dzienna.

Ogólnie powyższe klauzule można określić jako flexibility, czyli elastyczność. Większa elastyczność oznacza wyższą cenę produktu. W przypadku braku elastyczności (odbiór pasmowy) cena będzie najniższa [Creti, 2004].

Jakość paliwa gazowego również stanowi istotny element umowy. Jak zostało to wspomniane wcześniej jednostka umowna może być wyrażona albo w Nm³, MWh lub btu.

Co więcej w samej Polsce istnieją dwie sieci gazowe przystosowane są do przesyłu gazu wysokometanowego oraz zaazotowanego. Jakość gazu ziemnego zazwyczaj określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej gazu w przypadku zakupu błękitnego paliwa w punkcie wirtualnym lub na połączeniu miedzysystemowym. W przypadku zawierania kontraktów bezpośrednio z kopalnią należy dookreślić jaki typ gazu ziemnego oraz z jakimi parametrami zakupuje go przedsiębiorstwo obrotu.

44 | S t r o n a Kolejnym elementem umowy jest miejsce dostarczenia gazu ziemnego. W przypadku Polski może to być albo Punkt Wirtualny OTC lub Punkt Fizyczny na jednym z połączeń międzysystemowych. W przypadku zakupu paliwa gazowego na granicy państwa, należy mieć na uwadze doliczenie kosztów transportu od granicy (punkt wejścia) do punktu jego odbioru (punkt wyjścia).

Wzorcem umowy polecanym na rynku hurtowym gazu ziemnego na podstawie którego zawierane są kontrakty na dostawy surowca jest wzorzec EFET wypracowany przez European Federation of Energy Traders. Umowę EFET można podzielić na cztery części:

 General Agreement - część podstawową,

 Election sheet (formularz wyboru) - miejsce w którym dokonuje się zmian w stosunku do zapisów general agreement,

 Annex hubowy - aneks do general agreement specjalnie przygotowany pod specyfikę danego hub’u gazowego,

 Kontrakt na sprzedaż paliwa gazowego.

Umowy mogą zawierać różne terminy płatności. Przy dużych wolumenach obrotu, im dłuższy okres płatności tym „realna cena” paliwa gazowego jest niższa. Przy wyborze dostawcy paliwa gazowego ważnym elementem jest wycena kredytowa jego wiarygodności finansowej.

Spółka może dokonać tego sama albo skorzystać z zewnętrznego ratingu. Tak czy inaczej musi zostać określone do jakiej wysokości wartości kontraktu handel zawierany jest bez wykorzystywania zabezpieczeń. Zazwyczaj obie strony żądają zabezpieczeń finansowych – sprzedawca w celu zabezpieczenia płatności, natomiast nabywca w celu gwarancji dostaw.

Ponadto określane jest, kiedy zostaną zastosowane dodatkowe zabezpieczenia w sytuacji wystąpienia tzw. istotnej niekorzystnej zmiany. Mogą to być między innymi:

 Ocena zdolności kredytowej banku (w przypadku cofnięcia lub spadku oceny kredytowej poniżej akceptowalnego poziomu);

 Wskaźniki finansowe (w sytuacji gdy kontrahent nie spełnia któregokolwiek z niżej wymienionych wymogów finansowych):

 Wskaźnik EBIT do odsetek (EBIT do sumy wszystkich odsetek i wszelkich innych kwot o charakterze odsetek, będących kosztem związanym z zobowiązaniami finansowymi z tytułu zadłużenia),

 Wskaźnik wpływów z działalności operacyjnej do łącznego zadłużenia,

 Wskaźnik łącznego zadłużenia do łącznej kapitalizacji;

45 | S t r o n a

 Obniżenie wartości materialnej netto (wartość materialna netto spadnie poniżej kwoty określonej przez strony);

 Brak zabezpieczenia wykonania zobowiązań lub dokumentu zabezpieczenia wypłacalności (którykolwiek z podmiotów zabezpieczających lub podmiotów udzielających zabezpieczenia wykonania zobowiązań drugiej strony odwoła, cofnie, unieważni, odmowi potwierdzenia lub odrzuci w całości lub w części jakikolwiek dostarczony przez niego dokument zabezpieczenia wypłacalności);

 Brak zabezpieczenia wykonania zobowiązań lub dokumentu zabezpieczenia wypłacalności (którykolwiek z podmiotów zabezpieczających lub podmiotów udzielających zabezpieczenia wykonania zobowiązań drugiej strony odwoła, cofnie, unieważni, odmowi potwierdzenia lub odrzuci w całości lub w części jakikolwiek dostarczony przez niego dokument zabezpieczenia wypłacalności);

 Brak umowy o kontroli i transferze zysków (jakikolwiek podmiot kontrolujący daną stronę wypowie, rozwiąże, unieważni, odmowi potwierdzenia, odrzuci w całości lub w części lub zakwestionuje ważność jakiejkolwiek umowy o kontroli i transferze zysków zawartej przez podmiot kontrolujący, bądź też w inny sposób nie zastosuje się do jej postanowień lub nie wykona wynikających z niej zobowiązań).

W kontrakcie mogą znaleźć się dodatkowe klauzule, specyficzne dla zakupu gazu ziemnego:

 Take-or-pay (ToP) – „bierz lub płać” oznacza minimalne ilości gazu, jakie należy wziąć w danym okresie rozliczeniowym; w przypadku ich nieodebrania i tak istnieje konieczność zapłacenia za zamówiony surowiec,

 Make up – oznacza możliwość przełożenia nie odebranych ilości paliwa gazowego (z ang. Debit Year) w danym roku w następnych latach (z ang. Credit Years ) zwykle z ograniczeniem odbioru do 3-5 lat, pod warunkiem uprzedniego odebrania w tych latach minimalnych ilości odbioru , określonych w klauzuli ToP,

 Carry Forward Gas – oznacza ilości gazu ziemnego przekraczające sumę annual contract quantity (ACQ) i każdej ilości gazu „make up” odebranej w danym roku umownym. Ilość gazu ziemnego stanowiącą w danym roku nadwyżkę nad sumą (ACQ + Make up) generuje w następnym roku umownym wartość o którą obniża się poziom ToP.

46 | S t r o n a W przypadku analizy możliwości zakupu paliwa gazowego z zagranicy przez polskie przedsiębiorstwa energetyczne należy również przeanalizować prawne uwarunkowania określające warunki importu.

Przede wszystkim konieczne jest przeanalizowanie wymogów formalno-prawnych regulujących dostęp do rynku gazu w Polsce. Po pierwsze, istotnym zagadnieniem jest kwestia obowiązywania podwójnej koncesji – jednej na obrót krajowy (OPG - Obrót Paliwami Gazowymi), drugiej na import gaz z zagranicy (OGZ - Obrót Gazem z Zagranicą).

Zgodnie z przyjętymi zasadami w celu otrzymania koncesji OPG, należy złożyć stosowny wniosek wraz z załącznikami do Urzędu Regulacji Energetyki. Uzyskanie zezwolenia na handel zajmuje od jednego do kilku miesięcy. Jeżeli przedsiębiorstwo chce handlować z zagranicą, dodatkowo należy złożyć wniosek o promesę koncesji na Obrót Gazem z Zagranicą. Po uzyskaniu koncesji OPG oraz promesy koncesji OGZ podmiot w następnej kolejności udaje się do Ministerstwa Gospodarki w celu uzyskania zwolnienia z obowiązku utrzymywania minimalnych zapasów gazu ziemnego. Po otrzymaniu stosownych dokumentów należy ponownie złożyć wniosek (tym razem już o samą koncesję) do Urzędu Regulacji Energetyki. Przejście całej biurokratycznej ścieżki trwa od kilku do kilkunastu miesięcy i związane jest z odpowiednim zapleczem prawnym.

Po uzyskaniu obu koncesji, na przedsiębiorstwo koncesjonowane w zakresie obrotu paliwami gazowymi oraz obrotem gazem z zagranicą nakładane są automatycznie liczne obowiązki - zarówno wobec Urzędu Regulacji Energetyki (URE), jak również wobec Ministerstwa Gospodarki (MG) i Operatorów Sieci Przesyłowej (OSP). Umiejętność reagowania na uwarunkowania prawne może stanowić spore wyzwanie dla przedsiębiorstwa energetycznego. Istotnym faktem jest, że za brak wykonania zobowiązań nałożonych przez regulatorów mogą zostać nałożone znaczne kary finansowe. Zarządzanie regulacjami prawnymi w zakresie obrotu gazem stanowi istotne wyzwanie w spółkach obrotu. Generalnie obowiązki formalno-prawne związane z wykonywaniem obrotu paliwami gazowymi można podzielić na [Klimczak, Liberalizacja…,2014]:

 obowiązki informacyjne (w stosunku do MG, URE, ARE, Główny Urząd Statystyczny (GUS), OSP),

 obowiązki związane z importem gazu ziemnego,

 obowiązki magazynowe (związane z utrzymywaniem minimalnych zapasów gazu ziemnego),

 obowiązki koncesyjne (wynikłe z posiadania koncesji).

47 | S t r o n a Poniżej została przedstawiona skrócona lista wymagań prawnych nałożonych na przedsiębiorstwa posiadające koncesję Obrotu Paliwami Gazowymi (OPG) oraz Obrotu Gazem Ziemnym z Zagranicą (OGZ) wraz z karami w nawiasach jakie mogą zostać nałożone za brak wykonywania danej czynności prawnej:

1. Obowiązek podjęcia działalności w terminie oznaczonym w koncesji (cofnięcie koncesji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki).

2. Przedsiębiorstwa które importują gaz ziemny w wysokości powyżej 100 mln m³ rocznie, zobowiązane jest do utrzymywania minimalnych zapasów gazu ziemnego zgodnie z ustawą o zapasach (kara wynosi 250% wartości niedoboru gazu ziemnego) [Dz.U. 2007 52 poz. 343].

3. Obowiązek informowania Urzędu Regulacji Energetyki o zmianach danych zawartych we wniosku koncesyjnym w szczególności dotyczących:

 Firmy, siedziby i adresu przedsiębiorcy,

 Numeru w rejestrze przedsiębiorców lub w ewidencji oraz NIP,

 Określenia rodzaju działalności i zakresu jej wykonywania (karą za niepowiadomienie Urzędu Regulacji Energetyki może być cofnięcie koncesji).

4. Obowiązek przedsiębiorstwa energetycznego podlegającego pod obowiązek utrzymywania minimalnych zapasów gazu ziemnego do utrzymywania ich w instalacjach magazynowych, których parametry techniczne zapewniają możliwość dostarczenia ich całkowitej ilości do systemu gazowego w okresie nie dłuższym niż 40 dni (kara pieniężna od 5 000 do 50 000 tys. złotych)[Dz.U. 2007, 52 poz. 343, art.24 ust. 2 pkt. 2].

5. Obowiązek przedsiębiorstwa energetycznego podlegającego wymogowi utrzymywania minimalnych zapasów gazu ziemnego na przedstawieniu operatorowi gazociągów przesyłowych charakterystyki instalacji magazynowej, w której utrzymuje zapasy obowiązkowe (kara pieniężna) [Dz.U. 2007, 52 poz.

343, art.24 ust. 2 pkt. 3].

6. Obowiązek przedsiębiorstwa wykonującego przywóz gazu ziemnego z zagranicy polegający na ustaleniu wielkości zapasów gazu ziemnego (wolumen obowiązku decyzją ustala Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, jednak należy złożyć odpowiednie dokumenty w URE) (kara pieniężna, która może wynosić od dwukrotnego do dziesięciokrotnego przeciętnego wynagrodzenia w sektorze przedsiębiorstw, obowiązującego w kwartale, w którym nastąpiło niedopełnienie obowiązku) [Dz.U. 2007, 52 poz. 343, art.25 ust. 1,2 i 2a.].

48 | S t r o n a 7. Obowiązek spółki obrotu, która zamierza rozpocząć import gazu ziemnego

o poinformowaniu Prezesa URE na 30 dni przed rozpoczęciem dostawy o takim fakcie (kara pieniężna, cofnięcie koncesji) [Dz.U. 2007, 52 poz. 343, art. 25 ust. 6.].

8. Obowiązek dywersyfikacji źródeł gazu z jednego kraju pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku (kara pieniężna do wysokości 15% przychodów z działalności koncesjonowanej) [Dz.U. 2000, 95 poz. 1042.].

Wyżej wymienione obowiązki stanowią tylko cześć wymogów w stosunku do podmiotów koncesjonowanych. Dwie najszerzej dyskutowane, wśród spółek obrotu gazem ziemnym, regulacje to [Klimczak, Liberalizacja…,2014]:

 obowiązek utrzymywania minimalnych zapasów gazu ziemnego (obowiązek magazynowania),

 obowiązek dywersyfikacji źródeł pochodzenia gazu ziemnego.

Konieczność utrzymywania zapasów gazu ziemnego stanowi istotną barierę wejścia na hurtowy rynek gazu ziemnego. Z jednej strony dotyczy on przedsiębiorstw, które importują rocznie powyżej 100 mln m³, z drugiej - spółek które posiadają powyżej 100 tys.

odbiorców końcowych. W przypadku drugiego warunku, żadna spółka poza PGNiG Obrót Detaliczny oraz PGNiG S.A. nie będzie podlegała pod ten przypadek jeszcze przez długi okres, natomiast większym problemem jest wolumen importu gazu ziemnego. Wielkość którą podał ustawodawca, stanowi stosunkowo mały wolumen do ilości paliwa gazowego zużywanego w Polsce (ok. 16 mld m³).

Problem stanowi sam brak możliwości dostępu do magazynów gazu ziemnego w Polsce, po drugie utrzymywanie minimalnych zapasów stanowi istotny koszt, który może skutecznie zablokować import gazu do Polski. Sama idea utrzymywania rezerwy gazu ziemnego, na wypadek ograniczenia lub wstrzymania importu paliwa gazowego z Rosji, stanowi ważny element bezpieczeństwa energetycznego Polski i nie jest pomysłem, od którego należy do końca odejść. Negatywnym jest tylko przerzucenie tego obowiązku na importerów. Zgodnie z interpretacjami wykładni realizacji obowiązku magazynowania, na miesiąc listopad 2015 roku jedynym wyjściem umożliwiającym optymalizację kosztów jest utrzymywanie zapasów obowiązkowych poza granicami Polski to jest na terenie Unii Europejskiej. Co ważne, korzystanie z zagranicznych pojemności magazynowych jest możliwe wyłącznie w przypadku posiadania przepustowości ciągłej na połączeniu międzysystemowym. Pomimo wysokiego

49 | S t r o n a stopnia złożoności logistyki powyższego rozwiązania, w opinii niektórych uczestników rynku jest ono bardziej opłacalne niż korzystanie z magazynów w Polsce [Klimczak, Liberalizacja…,2014]. Szerzej powyższe zagadnienie zostało opisane w rozdziale 3.

Kolejnym obowiązkiem ciążącym na przedsiębiorstwach importujących gaz ziemny jest dywersyfikacja źródeł pochodzenia. Zgodnie z rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 roku w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gaz z zagranicy, udział gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku, nie może być wyższy niż:

 88% - w latach 2001 – 2002,

 78% - w latach 2003 – 2004,

 72% - w latach 2005 – 2009,

 70% - w latach 2010 - 2014,

 59% - w latach 2015 – 2018,

 49% - w latach 2019 – 2020.

Rozporządzenie dotyczące dywersyfikacji źródeł pochodzenia jest bardzo krótkie, i nie wyjaśnia wielu elementarnych zagadnień, przez co rodzi wiele niedomówień, odmiennie interpretowanych przez różne instytucje. Po pierwsze według ogólnych interpretacji URE import oznacza przywóz paliwa gazowego spoza Unii Europejskiej, zatem nie odnosi się do handlu transgranicznego z Niemcami i Czechami. Powyższa wykładnia przepisów prawa budzi dość sporo kontrowersji. Po drugie dywersyfikować należy się wyłącznie poprzez import ze źródła spoza wspólnoty. Generalnie problem dotyka spółki importujące gaz ziemny ze Wschodu oraz w przyszłości poprzez nowobudowany gazoport w Świnoujściu. Powyższe oznacza, że spółka importująca LNG z Nigerii będzie musiała zdywersyfikować się zakupem z kraju nienależącego do Wspólnoty. Ważnym elementem jest również brak jasnej wykładni, co ma stanowić o źródle pochodzenia gazu ziemnego. Nie jest praktyką rynkową, aby sprzedawca wystawiał „certyfikat pochodzenia”. Wydaje się uzasadnione, że źródłem pochodzenia gazu jest kraj siedziby spółki widniejącej na fakturze VAT jako sprzedawca.

Jednak każda spółka powinna przed rozpoczęciem importu gazu ziemnego spoza Unii Europejskiej uzyskać stosowną wykładnię Urzędu Regulacji Energetyki [Klimczak, Liberalizacja…,2014].

50 | S t r o n a