Newsletter ZPP
Warszawa, 7 października 2022 r.
Komentarz ZPP do najnowszych projektów ustaw znacząco wpływających na kształt rynku energii w Polsce
W ostatnich tygodniach wyraźnie przyspieszyły prace legislacyjne mające na celu wypracowanieN rozwiązań wpływających na poziom cen energii elektrycznej w Polsce, jak również zakładających ochronę odbiorców przed skutkami kryzysu energetycznego. 27 września ukazało się rozporządzenie zmieniające szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, modyfikujące mechanizm kreowania cen na rynku bilansującym. W tym samym dniu Rada Ministrów przyjęła w trybie obiegowym projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii, przedłożony przez minister klimatu i środowiska. Projektowane w drugim z dokumentów zmiany obejmują zniesienie tzw. obliga giełdowego, czyli obowiązku publicznej sprzedaży energii na Towarowej Giełdzie Energii (TGE), oraz zaostrzają odpowiedzialność w zakresie manipulacji na rynku energii elektrycznej. W urzędowych kuluarach trwają dyskusje odnoszące się do ustalenia ceny maksymalnej w obrocie energią elektryczną, jak również rozwijane są propozycje doraźnego wsparcia dla wybranych grup odbiorców (indywidualnych, chronionych, energochłonnych). Upublicznione we wrześniu br. regulacje stanowią w swojej masie bardzo silną interwencję na krajowym rynku energii elektrycznej, której skutki możemy odczuwać długoterminowo.
Rozporządzenie zmieniające szczegółowe warunki funkcjonowania systemu elektroenergetycznego wprowadziło de facto cenę regulowaną na Rynku Bilansującym. Rynek Bilansującym jest rynkiem technicznym na którym Operator Systemu Przesyłowego (OSP) dokonuje zakupów bądź sprzedaży energii (będąc stroną wszystkich transakcji) w celu zbilansowania systemu. Zgodnie z najnowszym rozporządzeniem OSP będzie kontrolował ceny ofert dla wymuszonej dostawy energii elektrycznej jednostek biorących udział w bilansowaniu KSE i sprowadzał je do poziomu ceny ustalonej na podstawie 105% aktualnych kosztów zmiennych tj. cen węgla (z wagą 0,4 dla cen węgla ARA oraz wagą 0,6 dla krajowego indeksu węgla PSCMI1) i cen uprawnień do emisji CO2 (EUA). Z kolei dla wytwórców operujących na paliwie gazowym cenę wyznaczać będzie rynek dnia następnego (RDN) w oparciu o 105% stawki opublikowanej w drugiej dobie poprzedzającej dobę, w której odbywa się bilansowanie. Regulacja ta wyklucza więc swobodne kształtowanie marż wytwórców (CDS), które w ostatnim czasie kalkulowane były bardzo wysoko. Historyczna zbieżność wycen rynku bilansującego i SPOT wskazywałaby na to, że wprowadzona regulacja przełoży się na większą stabilizację cenową na rynku dnia następnego, co ma szanse wpłynąć na kontrakty terminowe, które również powinny odzwierciedlać w wycenach koszty wytworzenia energii (w tym wypadku prognozowane). O ile więc notowania cen węgla, gazu, uprawnień do emisji CO2 nie będą wyznaczały dalszych szczytów cenowych (od kilku tygodni obserwujemy na tych notowaniach korektę) końcowy koszt energii powinien stać się nieco bardziej przewidywalny, z uwagi na dowiązanie wycen do składników cenotwórczych i ograniczenie tym samym ruchów spekulacyjnych.
Równocześnie do zmian w konstrukcji wycen na rynku bilansującym w ostatnim tygodniu, po półtora roku od porzucenia tego pomysłu, powróciła propozycja zniesienia obligo giełdowego. Zgodnie z obowiązującym od 2019 r. 100% obligiem giełdowym producenci energii (poza ustawowymi wyłączeniami) zobowiązani są sprzedawać ją na giełdzie energii (TGE). Obowiązek ten obejmuje również tych producentów, którzy formalnie powiązani są ze sprzedawcami energii (np. w ramach przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo). Zasada ta jest konsekwencją m.in. europejskiej reguły unbundlingu, tj. rozdziału działalności polegającej na wytwarzaniu, dystrybucji i obrocie energią. Mechanizm ten wspiera konkurencję między wytwórcami i spółkami obrotu, na czym zyskiwać mają odbiorcy końcowi. Jednocześnie przymus giełdowy uniemożliwia subsydiowanie skrośne, a więc np. preferencyjną sprzedaż energii elektrycznej pomiędzy podmiotami powiązanymi, gdyż takie działanie było dotychczas karalne.
Od wprowadzenia obowiązku sprzedaży energii elektrycznej na rynku giełdowym przez przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w 2010 r. wielkość obliga była systematycznie zwiększana, zmieniał się także zakres wyłączeń spod tego obowiązku. Od 1 stycznia 2019 r. obligo giełdowe po raz pierwszy objęło 100 proc. rynku energii wyprodukowanej przez krajowych wytwórców energii elektrycznej (z ustawowymi wyjątkami).
Mimo, że w rzeczywistości udział obrotu giełdowego w całkowitym obrocie energią elektryczną w kraju jest mniejszy niż 100% energii wyprodukowanej – obligo giełdowe umożliwia obiektywne określenie ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Sprzyja również poprawie płynności obrotu na rynku giełdowym. Dla wielu dużych odbiorców końcowych cena energii notowanej w ramach kontraktów terminowych Rynku Terminowego Produktów z dostawą energii (RTPE) na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) jest punktem odniesienia do realizowanych strategii kontraktacji (w tym kontraktów wieloletnich), zapewniając możliwości zakupów w dogodnym dla odbiorców momencie. Niestety w okresie destabilizacji rynków międzynarodowych, z którymi polska giełda jest związana, dynamika cenowa w obrębie energii i gazu osiągnęła niespotykane dotychczas poziomy. Bez wątpienia hiperboliczne wzrosty cen obserwowane w ostatnich miesiącach na TGE były wynikiem rosnącej niepewności i spekulacji. Stąd zapewne propozycja ustawodawcy w zakresie zniesienia obowiązku giełdowego.
Zniesienie obliga, może jednak ograniczyć przejrzystość indeksu cenowego, co z kolei spowodowałoby, że uczestnicy rynku nie będą mieli transparentnej informacji cenowej oraz równego dostępu do energii i możliwości zakupu w kontraktach terminowych (np. kontrakt z dostawą w roku kolejnym).
Rząd uzasadnia podjętą inicjatywę następująco: w perspektywie przeobrażeń na rynku energii elektrycznej dalsze stosowanie obliga giełdowego stanowiłoby istotny czynnik ograniczający efektywne funkcjonowanie przedsiębiorstw lub grup przedsiębiorstw energetycznych. 28 września br. na posiedzeniu sejmowej Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych (ESK) odbyło się pierwsze czytanie rządowego projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii. Projekt został przegłosowany bez merytorycznych zmian. 29 września Sejm RP przyjął ustawę.
W projekcie nie zostało zaproponowane ani progresywne odchodzenie od obliga giełdowego, ani przymusowy procentowy udział w wolumenie zawieranych umów w oparciu o obrót na rynku hurtowym. Ustawodawca założył pełną dowolność podmiotów-stron. I choć zrozumiałe może być to, że intencją ustawodawcy była m.in. stabilność finansowa grup energetycznych, które przy ogromnej dynamice cenowej borykały się ostatnio z koniecznością utrzymywania wysokich depozytów zabezpieczających transakcje na Towarowej Giełdzie Energii. Tak wydaje się zasadnym równoczesne przeanalizowanie możliwości zarządzania polityką depozytów i udzielania gwarancji uczestnikom rynku. Podczas gdy całkowita rezygnacja z obligo giełdowego zdaje się być ruchem jednoznacznie przesądzającym o kształcie rynku.
Urząd Regulacji Energetyki, jako regulator jest przeciwny zmianom w przedstawionym formacie, argumentując swoje stanowisko ryzykiem zmniejszenia konkurencyjności na rynku i zarazem zwiększenia pola do manipulacji. Likwidacja obowiązku sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej na giełdzie towarowej, rynku o ugruntowanej już w kraju pozycji i organizacji działania, może działać wbrew dalszemu rozwojowi tego rynku i powodować zmniejszenie płynności na giełdzie energii. Planowana zmiana ukierunkuje kontraktowanie na zawieranie transakcji bilateralnych pomiędzy wytwórcą a sprzedawcą, a następnie sprzedawcą a klientem. Może to spowodować chwilowy spadek cen, jednak nie na podstawie transparentnych mechanizmów rynkowych.
Wartym rozważenia, alternatywnym wobec zaproponowanego, kierunkiem byłoby może zwiększenie aktywności wytwórców na giełdzie i kreowanie odpowiednio mocnej strony podażowej, w tym poprzez rozwój nowych źródeł wytwórczych w Polsce. Uczestnicy rynku w ostatnich miesiącach obserwowali bardzo ograniczoną ilość ofert sprzedaży na TGE w kontraktach terminowych, co wynikało zapewne w największym stopniu z trwającego obecnie kryzysu energetycznego, ujawniającego się w rekordowo wysokich cenach. Zjawisko destabilizacji rynkowej jest naturalnie niebezpieczne i wymaga interwencji doraźnej ustawodawcy, niemniej jest też zjawiskiem tymczasowym. Komisja Europejska w swoich zaleceniach jest jednoznaczna i przestrzega przed dekompozycją lokalnych (krajowych) rynków energii w procesie implementacji tymczasowych mechanizmów wsparcia w zbliżającym się okresie zimowym. Jednocześnie dopuszcza możliwość udzielenia wsparcia – zarówno osobom i podmiotom zagrożonym ubóstwem energetycznym, jak i przedsiębiorstwom energochłonnym, zdefiniowanym w katalogu sklasyfikowanym według rodzaju działalności (w Polsce PKG). Decydenci UE stoją na stanowisku, że nie zasady wspólnego rynku energii winne są obecnej sytuacji cenowej i powinniśmy wręcz pracować nad dalszą integracją w tym zakresie pomiędzy państwami UE, co zwiększyłoby odporność całej struktury i możliwość efektywniejszego bilansowania. Z kolei wszelkie rozwiązania o charakterze publicznego wsparcia winny mieć ściśle sprecyzowane ramy czasowe, finansowe i w swych założeniach stanowić wsparcie tymczasowe.
W Polsce trwają już w tym kontekście intensywne prace nad uruchomieniem „tarczy solidarnościowej”, w celu ochrony wybranych grup odbiorców energii elektrycznej przed skutkami drastycznych wzrostów cen energii. Sejm uchwalił 29 września 2022 r. ustawę o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej. Dokument zakłada iż niezależnie od wzrostu cen energii elektrycznej w taryfach na rok 2023, w rozliczeniach z odbiorcami indywidualnymi przewidziana jest stabilizacja ich rachunków za energię elektryczną na poziomie cen i stawek opłat taryfowych z roku 2022. Warunkiem jest zużycie nieprzekraczające 2MWh rocznie, co zarazem inspirować ma obywateli do ograniczania konsumpcji energii. Regulacja przewiduje też, że jeżeli między 1 października br. a 31 grudnia 2023 r. odbiorca zmniejszy swoje zużycie o co najmniej 10 proc. w porównaniu z okresem 1 października 2021 – 31 grudnia 2022, w 2024 r. sprzedawca ma mu zaoferować upust w wysokości 10 proc. kosztów energii elektrycznej z okresu październik 2022 r. – grudzień 2023 r. Ustawa wprowadza również dodatek elektryczny dla gospodarstw domowych, których główne źródło ogrzewania zasilane jest prądem. Warunkiem koniecznym do jego uzyskania jest wpis lub zgłoszenie źródła ogrzewania do centralnej ewidencji emisyjności budynków (CEEB). W ustawie założono też podjęcie działań zmierzających do zmniejszenia zużycia energii elektrycznej przez obiekty obsługiwane przez organy administracji rządowej i samorządowej oraz rekompensaty dla spółek energetycznych na pokrycie kosztów implementacji ustawy. Równocześnie należy spodziewać się, że na wzór ustawy z dnia 26 stycznia 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych w związku z sytuacją na rynku gazu rozszerzony zostanie również w obszarze energii katalog podmiotów objętych ochroną taryfową, do których przede wszystkim zaliczane są podmioty użyteczności publicznej.
W obrębie przedsiębiorstw i planowanego dla nich wsparcia, 20 września Rada Ministrów przyjęła przygotowany przez Ministerstwo Rozwoju i Technologii projekt ustawy o zasadach realizacji programów wsparcia przedsiębiorców w związku z sytuacją na rynku energii w latach 2022 – 2024. W kolejnym tygodniu, tj. 27 września br. na posiedzeniu Komisji Gospodarki i Rozwoju Sejmu RP odbyło się pierwsze czytanie projektu ustawy. Na realizację przewidzianych ustawą programów rząd chce przeznaczyć 17,4 mld zł, z czego w jeszcze w tym roku ponad 5 mld zł. W 2023 r. na wsparcie przewidziane zostało ponad 8,2 mld zł, a w 2024 r. – ponad 4,1 mld zł. Wsparcie trafić ma do kilkuset podmiotów szczególnie narażonych na wzrost cen energii elektrycznej i gazu ziemnego. Z uzasadnienia do projektu wywnioskować można, że intencją ustawodawcy jest wsparcie przede wszystkim podmiotów energochłonnych i gwarantujących zatrudnienie setkom pracowników.
Lista kodów PKD planowanych do programu na rok 2022 „sektory szczególnie odczuwające skutki kryzysu”:
14.11 Produkcja odzieży skórzanej
24.42 Produkcja aluminium
20.13 Produkcja pozostałych podstawowych chemikaliów nieorganicznych
24.43 Produkcja ołowiu, cynku i cyny
17.11 Produkcja masy włóknistej
07.29 Górnictwo pozostałych rud metali nieżelaznych
17.12 Produkcja papieru i tektury
24.10 Produkcja surówki żelazostopów, żeliwa i stali oraz wyrobów hutniczych
20.17 Produkcja kauczuku syntetycznego w formach podstawowych
24.51 Odlewnictwo żeliwa
20.60 Produkcja włókien chemicznych
19.20 Wytwarzanie i przetwarzanie produktów rafinacji ropy naftowej
24.44 Produkcja miedzi
20.16 Produkcja tworzyw sztucznych w formach podstawowych
13.10 Przygotowanie i przędzenie włókien tekstylnych
24.45 Produkcja pozostałych metali nieżelaznych
23.31 Produkcja ceramicznych kafli i płytek
13.95 Produkcja włóknin i wyrobów wykonanych z włóknin, z wyłączeniem odzieży
23.14 Produkcja włókien szklanych
20.15 Produkcja nawozów i związków azotowych
16.21 Produkcja arkuszy fornirowych i płyt wykonanych na bazie drewna
23.11 Produkcja szkła płaskiego
23.13 Produkcja szkła gospodarczego
20.11 Następujące podsektory w ramach sektora gazów technicznych:
- Wodór
- Nieorganiczne związki tlenowe niemetali
20.14 Następujące podsektory w ramach sektora produkcji pozostałych podstawowych chemikaliów organicznych:
- Cykloheksan
- Benzen
- Toluen
- o-Ksylen
- p-Ksylen
- m-Ksylen; mieszaniny izomerów ksylenu
- Styren
- Etylobenzen
- Kumen
- Pozostałe węglowodory cykliczne
- Glikol etylenowy (etanodiol)
- 2,2-Oksydietanol (glikol dietylenowy, digol)
- Oksiran (tlenek etylenu)
- Benzol (benzen); toluol (toluen) i ksylol (ksyleny)
- Naftalen i pozostałe mieszaniny węglowodorów aromatycznych, z wyłączeniem benzolu, toluolu i ksylolu
23.99 Następujący podsektor w ramach sektora produkcji wyrobów z pozostałych mineralnych surowców niemetalicznych, gdzie indziej niesklasyfikowanej:
- Wełna żużlowa, wełna skalna i podobne wełny mineralne, włącznie z ich mieszaninami, luzem, w arkuszach lub w belach
Polski program wsparcia ogranicza grono beneficjentów mogących ubiegać się o najniższy pułap wsparcia w wysokości 30% kosztów kwalifikowanych do zakładów energochłonnych (definicja jak w regulacjach unijnych – Tymczasowych Ram Kryzysowych). Jednocześnie przeważająca działalność przedsiębiorcy musi odbywać się w jednej z grup PKD wymienionych w załączniku do programu (wylistowane powyżej). Unijne Tymczasowe Ramy Kryzysowe nie narzucają tych ograniczeń, a o najniższy poziom wsparcia może ubiegać się każde przedsiębiorstwo. W praktyce ograniczeniem jest wykazanie dodatnich kosztów kwalifikowanych, tj. tego, że ceny energii elektrycznej lub gazu ziemnego płacone od lutego 2022 r. przez przedsiębiorstwo wzrosły co najmniej dwukrotnie w odniesieniu do średniej za 2021 r. Tymczasowe Ramy Kryzysowe to komunikat Komisji Europejskiej i podstawa prawna do tworzenia i notyfikacji programów pomocowych dla państw członkowskich. Jego zapisy przy tworzeniu programów powinny być szczególnie brane pod uwagę w celu szybkiego przeprowadzenia notyfikacji polskiego programu i udzielenia pomocy przed końcem 2022 r.
Dziś udział kosztów energii i gazu w kosztach krańcowych przedsiębiorstw mógł wzrosnąć na tyle, że standardowe definiowanie grup „najbardziej narażonych” na skutki wysokich cen wydaje się być niewystarczające. Segment MŚP w planowanym przez rząd programie wsparcia zdaje się być pominięty. Szukając europejskich przykładów można by było podążyć wzorem Francji, która uzyskała już notyfikację programu pomocowego, który zakłada możliwość ubiegania się o wsparcie przez wszystkie przedsiębiorstwa odnotowujące stratę operacyjną lub których EBITDA spadł o określoną wartość w porównaniu do 2021 r. Wsparcie w programie francuskim udzielane będzie firmom bez ograniczeń sektorowych, czy konieczności spełniania warunku zakładu energochłonnego. Z pewnością dla przedsiębiorców jest to temat najbardziej emocjonujący. Trudno się więc dziwić, że część z nich, nie czekając na szczegóły rozwiązań, apeluje dziś o wprowadzenie ceny maksymalnej również dla odbiorców komercyjnych. Wynika to wprost z obawy o utratę konkurencyjności, nie tylko względem podmiotów spoza UE, ale i tych, które w poszczególnych krajach członkowskich będą mogły liczyć na pomoc publiczną w szerszym zakresie.
Kilka tygodni temu Komisja Europejska zaproponowała też wprowadzenie cen maksymalnych na energię elektryczną w wysokości 200 euro/MWh. Obowiązek dostosowania się do tego pułapu dotyczyłby wytwórców OZE, elektrowni jądrowych i elektrowni na węgiel brunatny, którzy w ostatnich miesiącach osiągali ponadprzeciętne zyski. Zwolnione z tego obowiązku byłyby elektrownie w których koszty wytworzenia przewyższają ten pułap, a więc elektrownie gazowe, na węgiel kamienny, na ropę naftową oraz wszystkie rodzaje małych instalacji poniżej 20kW i instalacje o charakterze badawczym.
Aktualnie Komisja Europejska rozwija wcześniejsze propozycje, starając się wypracować rozwiązania wprowadzające nowy model rynku, w tym wyliczania cen – po to by mechanizm ceny krańcowej, w którym to ceny gazu dyktują cenę energii elektrycznej wszystkim odbiorcom został odpowiednio zmodyfikowany. Grupa czterech krajów UE, w tym Polska, wezwała Komisję Europejską do zaproponowania „dynamicznego” limitu cen gazu dla „wszystkich transakcji hurtowych”. O tej propozycji przywódcy państw dyskutować mają podczas nieformalnego szczyt w Pradze. Rośnie we Wspólnocie presja, aby wypracować propozycję ograniczenia cen importowanego do Europy gazu. Równocześnie istnieją obawy, że przełoży się to na mniejszą podaż surowca na Starym Kontynencie, która już obecnie jest problemem.
Związek Przedsiębiorców i Pracodawców z zainteresowaniem śledzi prezentowane w ostatnich tygodniach propozycje ustawodawcze, jednocześnie doceniając determinację w proponowaniu przez rządzących rozwiązań mających na celu ochronę polskiej gospodarki przed skutkami kryzysu energetyczno-gazowego. Równocześnie pragniemy podkreślić, że widoczny brak koordynacji prac, a co za tym idzie korelacji pomiędzy poszczególnymi projektami dotyczącymi organizacji rynku energii i gazu w Polsce może skutkować nieprzewidzianymi i długofalowymi skutkami, w tym negatywnymi. Apelujemy o uwzględnianie głosu przedsiębiorców w formułowaniu dotyczącego ich prawa, szczególnie w tak wyjątkowych okolicznościach rynkowych, w jakich się znaleźliśmy.
